ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ТУЛЬСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2017-2021 ГОДЫ



(УТРАТИЛ СИЛУ:

Постановление правительства Тульской области от 28.04.2017 № 172)

ПРАВИТЕЛЬСТВО ТУЛЬСКОЙ ОБЛАСТИ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

от 27 апреля 2016 № 175

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ТУЛЬСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2017-2021 ГОДЫ

В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики», на основании статьи 48 Устава (Основного Закона) Тульской области правительство Тульской области ПОСТАНОВЛЯЕТ:

1. Утвердить Схему и Программу развития электроэнергетики Тульской области на 2017-2021 годы (приложение).

2. Постановление вступает в силу с 1 января 2017 года.

Первый заместитель Губернатора Тульской области – председатель правительства Тульской области

Ю.М. Андрианов

Приложение
к постановлению правительства

Тульской области

от 27.04.2016 № 175

СХЕМА И ПРОГРАММА

развития электроэнергетики

Тульской области на 2017-2021 годы

Содержание

Введение              2

1.              Общая характеристика Тульской области              2

2.              Анализ существующего состояния электроэнергетики Тульской области              2

2.1.              Характеристика энергосистемы Тульской области              2

2.1.1.              Филиал «Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина» АО «Интер РАО - Электрогенерация»              2

2.1.2.              Филиал ПАО «Квадра» - «Центральная генерация»              2

2.1.3.              ООО «Щекинская ГРЭС»              2

2.1.4.              Филиал ПАО «ФСК ЕЭС» – Приокское предприятие магистральных электрических сетей              2

2.1.5.              Филиал «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»              2

2.1.6.              Территориальные сетевые организации Тульской области              2

2.1.7.              Энергосбытовые организации Тульской области              2

2.2.              Динамика изменения уровней электропотребления и максимума/минимума зимних и летних нагрузок энергосистемы Тульской области за 2011-2015 годы              2

2.2.1.              Структура электропотребления за 2011−2015 годы              2

2.2.2.              Перечень основных крупных потребителей электроэнергии и мощности              2

2.3.              Анализ балансов мощности и электроэнергии энергосистемы Тульской области за 2011−2015 годы              2

2.3.1.              Структура выработки электроэнергии по видам собственности и видам генерирующего оборудования за 2015 год              2

2.4.              Основные характеристики электросетевого хозяйства Тульской области              2

2.5.              Анализ произведенных в 2015 году вводов, реконструкций электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше на территории Тульской области              2

2.6.              Основные внешние электрические связи энергосистемы Тульской области              2

2.6.1.              Анализ отчетного потокораспределения электрических сетей напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области на зимний/летний максимум нагрузок за 2015 год              2

2.7.              Анализ основных проблем функционирования энергосистемы Тульской области              2

2.8.              Анализ загрузки питающих центров напряжением 110-220 кВ              2

2.9.              Анализ уровней напряжения и состояние степени компенсации реактивной мощности в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше Тульской области              2

2.10.              Оценка существующих уровней токов короткого замыкания на шинах 110 кВ и выше объектов энергосистемы Тульской области              2

2.11.              Анализ развития генерирующих мощностей и режимов работы электростанций энергосистемы Тульской области за 2011−2015 годы              2

2.12.              Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения в Тульской области за 2011−2015 годы              2

2.13.              Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за 2011−2015 годы              2

2.14.              Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных генерирующих компаний на территории Тульской области              2

в 2015 году              2

2.15.              Единый топливно-энергетический баланс Тульской области за 2010-2014 годы              2

3.              Основные направления развития электроэнергетики Тульской области на 2017−2021 годы              2

3.1.              Исходные данные и принятые допущения              2

3.2.              Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность по Тульской области на 2017-2021 годы              2

3.3.              Перспективные балансы производства и потребления электрической энергии и мощности энергосистемы Тульской области на 2017-2021 годы              2

3.4.              Расчеты электрических режимов сети напряжением 110 кВ и выше Тульской области на 2017-2021 годы              2

3.5.              Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ и выше на территории Тульской области на период до 2021 года              2

3.5.1.              Анализ развития электрических сетей напряжением 110 кВ и выше на территории Тульской области на период до 2021 года в соответствии с базовым прогнозом потребления электроэнергии и мощности              2

3.5.2.              Анализ развития электрических сетей напряжением 110 кВ и выше на период до 2021 года в соответствии с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности              2

3.6.              Мероприятия, необходимые для обеспечения надежного энергоснабжения потребителей в связи с выводом из эксплуатации электрооборудования филиала «Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина» АО «Интер РАО – Электрогенерация»              2

3.7.              Расчеты токов короткого замыкания в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше Тульской области на период до 2021 года              2

3.8.              Анализ баланса реактивной мощности в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше Тульской области на период до 2021              2

3.9.              Анализ надежности схемы внешнего электроснабжения крупных потребителей электрической энергии в Тульской области              2

3.10.              Перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию электрических сетей напряжением 110 кВ и выше энергосистемы              2

Тульской области              2

3.11.              Плановые значения показателя надежности услуг по передаче электрической энергии, оказываемых территориальными сетевыми организациями, действующими на территории Тульской области              2

3.12.              Развитие источников генерации Тульской области              2

на 2016-2021 годы              2

3.13.              Предложения по переводу на парогазовый цикл с увеличением мощности действующих КЭС и ТЭЦ и производства на них электроэнергии и тепла с высокой эффективностью топливоиспользования              2

3.14.              Прогноз потребления тепловой энергии на 2017−2021 годы с выделением крупных потребителей              2

3.15.              Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе на 2017-2021 годы              2

3.16.              Определение территорий перспективного развития когенерации на базе новых ПГУ-ТЭЦ в Тульской области              2

4.              Схема развития электроэнергетики Тульской области              2

5.              Список сокращений, используемых в тексте              2

Приложения к Схеме и Программе развития электроэнергетики Тульской области на 2017−2021 годы:

приложение № 1. Перечень существующих, планируемых к строительству и выводу из эксплуатации электрических станций, установленная мощность которых превышает 5 МВт, на период до 2021 года в соответствии с базовым и региональным прогнозами потребления электрической энергии и мощности по энергосистеме Тульской области;

приложение № 2. Основные характеристики линий электропередачи классом напряжения 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области;

приложение № 3. Основные характеристики электрических подстанций напряжением 220 кВ энергосистемы Тульской области (по филиалу ПАО «ФСК ЕЭС» - Приокское ПМЭС);

приложение № 4. Основные характеристики электрических подстанций напряжением 110 кВ энергосистемы Тульской области (по филиалу «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»);

приложение № 5. Вводы электросетевых объектов напряжением 220 кВ и ниже энергосистемы Тульской области на 2017−2021 годы. Сводные данные по развитию электрических сетей;

приложение № 6. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 110 кВ и выше и электростанций Тульской области в соответствии с базовым прогнозом потребления электрической энергии и мощности;

приложение № 7. Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 110 кВ и выше и электростанций Тульской области в соответствии с региональным прогнозом потребления электрической энергии и мощности;

приложение № 8. Нормальная схема электрических соединений 35 кВ и выше на 01.01.2016 и на период до 2021 года в соответствии с базовым прогнозом потребления электрической энергии и мощности;

приложение № 9. Нормальная схема электрических соединений 35 кВ и выше на 01.01.2016 и на период до 2021 года в соответствии с региональным прогнозом потребления электрической энергии и мощности.

Введение

Схема и Программа развития электроэнергетики Тульской области на 2017-2021 годы (далее – схема и программа) разработаны в соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года № 823, методическими рекомендациями по разработке схемы и программы развития электроэнергетики субъекта Российской Федерации на 5-летний период (рекомендованы протоколом Минэнерго России от 09.11.2010 № АШ-369пр), а также на основании государственного контракта № 1-2016/990-02-10-16 от 11.01.2016 на выполнение научно-исследовательской работы по теме «Схема и программа развития электроэнергетики Тульской области на 2017-2021 годы», заключенного между правительством Тульской области и ОАО «Научно-технический центр Единой энергетической системы».

Основными целями разработки схемы и программы являются развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, обеспечение удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики на территории Тульской области.

Задачами формирования схемы и программы являются:

а) обеспечение надежного функционирования энергосистемы Тульской области в составе Единой энергетической системы России в долгосрочной перспективе;

б) обеспечение баланса между производством и потреблением в энергосистеме Тульской области, в том числе предотвращение возникновения локальных дефицитов производства электрической энергии и мощности и ограничения пропускной способности электрических сетей;

в) скоординированное планирование строительства и ввода в эксплуатацию, а также вывода из эксплуатации объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;

г) информационное обеспечение деятельности органов государственной власти при формировании государственной политики в сфере электроэнергетики, а также организаций коммерческой и технологической инфраструктуры отрасли, субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, инвесторов;

д) обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса, транспортной инфраструктуры, программ (схем) территориального планирования и схем и программ перспективного развития электроэнергетики.

5. Основными принципами формирования схемы и программы являются:

а) экономическая эффективность решений, предлагаемых в схеме и программе, основанная на оптимизации режимов работы энергосистемы Тульской области;

б) применение новых технологических решений при формировании схемы и программы;

в) скоординированность схемы и программы и инвестиционных программ субъектов электроэнергетики;

г) скоординированное развитие магистральной и распределительной сетевой инфраструктуры;

д) скоординированное развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;

е) публичность и открытость государственных инвестиционных стратегий и решений.

Результаты схемы и программы используются при разработке документов территориального планирования Тульской области и муниципальных образований Тульской области, инвестиционных программ распределительных сетевых компаний, действующих на территории Тульской области.

Общая характеристика Тульской области

Тульская область образована 26 сентября 1937 года при разукрупнении Московской области. Расположена в центре Европейской части России на Среднерусской возвышенности в пределах степной и лесостепной зон. Граничит на севере и северо-востоке – с Московской, на востоке – с Рязанской, на юго-востоке и юге – с Липецкой, на юге и юго-западе –  с Орловской, на западе и северо-западе – с Калужской областями. Тульская область расположена на оси федеральных транспортных коридоров южного и юго-восточного направления. Транспортная сеть Тульской области представлена железнодорожным и автомобильным видами транспорта.

Эксплуатационная длина железнодорожных путей общего пользования составляет 1066,6 км. Основные железнодорожные магистрали: Москва – Тула – Орел, Ряжск – Тула – Калуга, Москва – Ефремов – Донбасс. На территории области расположены крупные железнодорожные узловые станции: Тула, Узловая, Плеханово, Присады, Казначеевка, Ефремов, Сбродово.

По данным Управления территориального органа Федеральной службы статистики по Тульской области по состоянию на 01.01.2016 года общая протяженность автомобильных дорог составляет 13 719,7 км, в том числе регионального или межмуниципального значения – 4531,2 км, федерального значения – 731,6 км, местного значения – 8456,9 км.

По территории области проходят пять автомобильных дорог федерального значения: М-2 «Крым», М-4 «Дон», М-6 «Каспий», 1Р-132 «Калуга – Тула – Михайлов – Рязань», «Калуга – Перемышль – Белев – Орел» общей протяженностью 731,6 км.

Транспортный потенциал Тульской области позволяет осуществлять масштабные проекты строительства логистических центров.

Основные данные по площади и численности населения Тульской области представлены в таблице 1.1.

Таблица 1.1. Основные данные по численности населения Тульской области

Численность населения по состоянию на 01.01.2016, тыс. человек

Всего

в том числе

городское

сельское

1506,4

1125,6

380,8

В составе Тульской области 7 городских округов и 19 муниципальных районов.

В таблице 1.2 указаны населённые пункты с количеством жителей свыше 10 тысяч человек по состоянию на 1 января 2016 года.

Таблица 1.2. Наиболее крупные населенные пункты Тульской области

Наименование

Численность населения,

тыс. человек

Наименование

Численность населения,

тыс. человек

г. Тула

552,0

г. Кимовск

26,4

г. Новомосковск

126,8

г. Киреевск

24,9

г. Донской

64,3

г. Суворов

17,7

г. Алексин

58,7

г. Ясногорск

15,8

г. Щекино

58,2

г. Плавск

15,9

г. Узловая

52,6

г. Венев

14,2

г. Ефремов

36,5

г. Белев

13,5

г. Богородицк

31,4

р.п. Первомайский

9,5

Тульская область – индустриальный регион Центрального федерального округа Российской Федерации с исторически сложившейся специализацией на производстве машиностроительной, химической и металлургической продукции.

Индекс промышленного производства по полному кругу предприятий, рассчитываемый с учетом выпуска товаров в натуральном выражении, в 2015 году по Тульской области сложился на уровне 109,4%. Это второе место в Центральном федеральном округе и шестое место в целом по Российской Федерации.

Отличительной особенностью региона является высокая концентрация предприятий оборонно-промышленного комплекса, которыми осуществляется разработка и производство продукции военного назначения по различным направлениям. На территории Тульской области расположены 25 действующих предприятий оборонной промышленности, на которых заняты около 30 000 человек.

Одним из базовых направлений производственной деятельности предприятий оборонно-промышленного комплекса является выпуск продукции по контрактам с государственными заказчиками в рамках государственного оборонного заказа. В 2015 году объём гособоронзаказа превысил уровень 2014 года.

В целом успешное развитие индустрии региона во многом обеспечено реализацией крупных инвестиционных проектов, направленных на модернизацию действующих и ввод в эксплуатацию новых производственных мощностей по выпуску высокотехнологичной, конкурентоспособной на мировом и отечественном рынках продукции.

В числе крупных событий 2015 года в сфере гражданского машиностроения и оборонно-промышленного комплекса открытие механосборочного производства в ОАО «Тульский оружейный завод» и производства комплектующих для зенитного ракетно-пушечного комплекса «Панцирь-С1» в АО «Тулаточмаш».

В химической промышленности региона в 2015 году индекс производства составил 101,2% по сравнению с 2014 годом. Положительная динамика объема отгруженной продукции химического производства с начала года обусловлена, в основном, увеличением производства серной кислоты (на 9,5%), соды каустической (на 12,2%), пластмасс в первичных формах (на 3,6%).

В металлургической промышленности, третьей отрасли по объему промышленного выпуска, индекс производства за 2015 год составил 99,0% по отношению к 2014 году. Крупнейшим экспортером региона является ПАО «Тулачермет». Положительная динамика объема отгруженной продукции металлургического производства и производства готовых металлических изделий обусловлена увеличением объема выпуска феррованадия (на 8,7%).

В последние годы в структуре регионального промышленного выпуска увеличивается доля целлюлозно-бумажного производства. В 2015 году производство детских подгузников возросло на 6,5% за счет увеличения выпуска продукции ООО «Проктер энд Гэмбл-Новомосковск», филиала ООО «ЭсСиЭй Хайджин Продактс Раша» в г. Веневе, ООО «Юничарм Мельнлике Рус». Выпуск гигиенической бумаги возрос на 30,2% за счет ввода в эксплуатацию второй бумагоделательной машины, новых конвертинговых линий ООО «ЭсСиЭй Хайджин Продактс Раша» в г. Советске Щекинского района.

В строительный комплекс области входят 2945 организаций. Индекс физического объема по виду деятельности «Строительство» за январь-декабрь 2015 года к соответствующему периоду прошлого года составил 107,5%.

Ввод жилья в 2015 году составил 770,5 тысяч квадратных метров, что является рекордным за последние 27 лет. Темп роста ввода жилья в 2015 году к 2014 году - 132,8%.

По состоянию на 01.01.2016, в рамках мероприятий по переселению граждан из аварийного жилищного фонда, за счет средств Фонда содействия реформированию жилищно-коммунального хозяйства и бюджета Тульской области переселено 6,21 тыс. человек, расселено 113,2 тысяч квадратных метров аварийного жилищного фонда.

В рамках реализации программы «Жилье для российской семьи» на территории региона формируется список граждан, имеющих право на приобретение жилья экономического класса. По состоянию на 01.01.2016 в указанный список включена 761 семья из социальных категорий граждан, включая работников предприятий оборонно-промышленного комплекса, семей с двумя и более детьми, работников бюджетной сферы, семей, проживающих в непригодных для постоянного проживания помещениях.

В 2015 году государственную поддержку на приобретение жилья по подпрограмме «Развитие ипотечного жилищного кредитования в Тульской области на 2014 - 2020 годы» государственной программы Тульской области «Обеспечение качественным жильем и услугами ЖКХ населения Тульской области», утвержденной постановлением правительства Тульской области от 19.11.2013 № 660, получили 180 семей, по подпрограмме «Обеспечение жильем молодых семей в Тульской области на 2014 - 2020 годы» указанной государственной программы Тульской области - 371 молодая семья. Региональным фондом развития жилищного и ипотечного кредитования реализуются программы льготного ипотечного кредитования для специалистов учреждений здравоохранения, государственных и муниципальных служащих, педагогических работников, семей Тульской области, имеющих двух и более детей со ставками по ипотечным займам 6,25-10,9 процентов годовых.

В области создан мощный комплекс по производству высококачественных товарных бетонов, что позволяет увеличить качество и энергоэффективность строительной продукции. ЗАО «Тульский завод товарных бетонов», оснащенный оборудованием последнего поколения немецких фирм «LIEBHERR» и «ELBA», имеет мощность до 290 куб. метров бетона в час, что имеет принципиальное значение при возведении крупных монолитных конструкций. Предприятие обладает также современной технологией выпуска «теплых бетонов» на базе финской системы подогрева инертных материалов «TURBOMATIK» (до 35 градусов Цельсия), что дает возможность круглогодичного строительства, а применение широкого ассортимента химических добавок обеспечивают выпуск бетонов и растворов по более чем двум тысячам рецептур.

Филиал ООО «ХайдельбергЦемент Рус» в пос. Новогуровский осуществляет производство цемента сухим способом с применением современных энергосберегающих технологий. ООО «Кирпичный завод «БРАЕР» в пос. Обидимо осуществляет производство высокоэкологичных и энергоэффективных строительных материалов европейского уровня качества: крупноформатных керамических камней и облицовочного кирпича.

В г. Новомосковске работает новый завод по производству энергоэффективной теплоизоляции – Филиал «Центральный» ООО «ПЕНОПЛЭКС СПб». Предприятие оснащено современным высококачественным немецким оборудованием и работает по новой экологичной технологии.

В области имеется достаточно развитая база по выпуску современных отделочных материалов, в том числе выпускаемых одним из крупнейших в мире производств экологически чистых изделий и материалов различных модификаций из гипса – ООО «Кнауф гипс Новомосковск». В настоящее время ООО «Кнауф УСГ Системс» в г. Новомосковске в рамках инвестиционного проекта ведет строительство завода по производству влагостойкой цементной плиты – «КНАУФ-Аквапанель», предполагаемый срок сдачи завода в эксплуатацию – IV квартал 2016 года.

В Тульской области осуществляет деятельность более 58 тысяч субъектов малого и среднего предпринимательства (МСП), в том числе 37,3 тысяч индивидуальных предпринимателей, 2,3 тысячи малых предприятий, 18,5 тысяч микропредприятий и 225 средних предприятий. В сфере МСБ занято более 183 тыс. человек или 27% от общей численности, занятых на предприятиях области.

В 2015 году в регионе определена одна из ключевых задач развития малого и среднего предпринимательства – к 2021 году создать в экономике 180 тысяч рабочих мест, удвоить занятость в малом и среднем бизнесе, ежегодно создавая в среднем по 25 тысяч новых рабочих мест.

Для выполнения поставленной задачи реализуется утвержденный правительством Тульской области план мероприятий (Дорожная карта) по созданию благоприятных условий для развития бизнеса.

В 2015 году создано 20419 новых рабочих мест, что подтверждает эффективность реализуемых мер господдержки. Эти рабочие места созданы за счет реализации инвестиционных проектов, открытия новых предприятий, расширения существующих производств, а также за счет легализации трудовых отношений в сфере бизнеса.

В рамках государственной программы Тульской области «Развитие малого и среднего предпринимательства в Тульской области», утвержденной постановлением правительства Тульской области от 30.10.2013 № 602, реализуется комплекс мер, направленных на обеспечение доступности финансовых ресурсов для широкого круга субъектов малого и среднего предпринимательства.

За период с января по декабрь 2015 года государственную поддержку получили 6406 субъектов малого и среднего предпринимательства.

С начала 2015 года предоставлены поручительства по обязательствам 27 субъектам малого и среднего предпринимательства на общую сумму свыше 193,2 млн. рублей. Это позволило привлечь в сферу малого и среднего бизнеса 332,525 млн. рублей кредитных ресурсов.

В рамках реализации мероприятия «Развитие региональной системы микрофинансирования субъектов малого предпринимательства» с 1 января по 31 декабря текущего года Тульским областным фондом поддержки малого предпринимательства предоставлены микрозаймы 193 субъектам малого предпринимательства на общую сумму 156,4 млн. рублей.

В Тульской области реализован проект по созданию института развития инвестиционной деятельности – «Региональный инвестиционный фонд». В бюджете Тульской области заложены средства для финансирования строительства транспортной, энергетической и инженерной инфраструктуры, необходимой для реализации инвестиционных проектов. Создано АО «Корпорация развития Тульской области», которое в настоящее время реализует два крупных инвестиционных проекта – развитие индустриального парка «Узловая» и строительство комплекса микрорайонов жилого и общественно-делового назначения «Новая Тула».

Индустриальный парк «Узловая»

Территория индустриального парка «Узловая» составляет более 2,5 тысяч га и принадлежит на праве собственности АО «Корпорации развития Тульской области». Парк имеет выгодное логистическое расположение на федеральной трассе М-4 «Дон».

На территории парка планируется разместить не менее 20 резидентов. Запуск проекта позволит создать более 10 тысяч рабочих мест.

Объем водоснабжения индустриального парка составит более 18 тыс. м3 в сутки, электроснабжения – более 100 МВт, газоснабжения – 180 млн. м3 в год. На территории индустриального парка планируется строительство железнодорожной станции с пропускной способностью 45 вагонов в сутки.

Якорным резидентом индустриального парка «Узловая» является компания Great Wall Motors. Завод по производству автомобилей марки Haval разместится на площади более 200 га. Проектная мощность завода составляет 150 тысяч автомобилей в год.

На территории индустриального парка введена в эксплуатацию подстанция мощностью 1 МВт. В настоящее время АО «Корпорации развития Тульской области» завершает строительство ПС 110 кВ Индустриальная (2х125 МВА) и двух КВЛ 110 кВ (2х7,6 км) по договору об осуществлении технологического присоединения к ПС 220 кВ Северная ПАО «ФСК ЕЭС».

Проект комплексного развития территории «Новая Тула»

Проект комплексного развития территории «Новая Тула» предполагает строительство комплекса микрорайонов жилого и общественно-делового назначения вблизи Калужского шоссе в городе Туле. Первый этап проекта предусматривает строительство более 800 тыс. кв. метров социального и коммерческого жилья с необходимой для комфортного проживания инфраструктурой. Микрорайон рассчитан на 25 тысяч жителей. Транспортная доступность территории будет обеспечена за счет строительства магистрали общегородского значения. Площадь земельного участка для реализации 1-го этапа высокоэтажной застройки - 105 га.

Ведется строительство доплощадочных сетей газоснабжения. Введены в эксплуатацию объекты водоснабжения в объеме 1115 м3 в сутки.

Филиалом «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» выполнено строительство КЛ 10 кВ от ПС 110 кВ Южная протяженностью 6,71 км и РП-10 кВ, что позволит обеспечить подключение нагрузки потребителей до 13 МВт.

Анализ существующего состояния электроэнергетики Тульской области

2.1. Характеристика энергосистемы Тульской области

Тульская энергосистема работает в составе объединенной энергетической системы Центра параллельно с Единой энергетической системой России. Диспетчерское управление режимами параллельной работы энергосистемы Тульской области в составе ЕЭС России осуществляется Филиалом ОАО «СО ЕЭС» Тульское РДУ.

Тульская энергосистема граничит с Московской, Калужской, Рязанской, Орловской, Брянской и Липецкой энергосистемами.

Основу электроэнергетики Тульской области составляют следующие энергокомпании:

1) филиал «Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина» АО «Интер РАО – Электрогенерация»;

2) филиал ПАО «Квадра» – «Центральная генерация»;

3) ООО «Щекинская ГРЭС»;

4) филиал ПАО «ФСК ЕЭС» – Приокское предприятие магистральных электрических сетей (220-500 кВ);

5) филиал «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» (0,4-6(10)-35-110 кВ);

6) АО «Тульские городские электрические сети» (0,4-6(10) кВ);

7) ОАО «Щекинская городская электросеть» (0,4-6(10) кВ);

8) ООО «ПромЭнергоСбыт» (0,4-6(10) кВ);

9) ООО «Трансэлектро» (0,4-6(10)-110 кВ);

10) АО «Алексинская электросетевая компания» (0,4-6(10) кВ).

Кроме этого, деятельность в сфере оказания услуг по передаче электрической энергии осуществляют 25 организаций – владельцев объектов электросетевого хозяйства (с 01.01.2015 – 63 организации).

На территории Тульской области располагаются электростанции промышленных предприятий:

1) ТЭЦ−ПВС ПАО «Тулачермет» (101,5 МВт);

2) ТЭЦ−ПВС ПАО «Косогорский металлургический завод» (24 МВт);

3) ТЭЦ ОАО «Щекиноазот» (105 МВт, 6 МВт).

2.1.1. Филиал «Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина»
АО «Интер РАО - Электрогенерация»

Филиал «Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина» АО «Интер РАО – Электрогенерация» является тепловой, пылеугольной, конденсационной электростанцией, обеспечивающей надежность электроснабжения потребителей на стыке Тульской, Калужской, Орловской, Смоленской и Брянской энергосистем, а также теплоснабжение города Суворова.

Выработка электрической и тепловой энергии обеспечивается пятью энергоблоками общей установленной мощностью 1315 МВт. Основное оборудование Черепетской ГРЭС включает две группы:

на II очереди электростанции установлены два моноблока мощностью 300 МВт с турбинами К-300-240 и котлами ТПП-110 номинальной паропроизводительностью 950 т/ч, один дубль-блок мощностью 265 МВт в составе турбины К-265-240 и котла П-50 номинальной паропроизводительностью 950 т/ч;

на III очереди установлены два блока мощностью по 225 МВт в составе турбоагрегатов К-225-12,8-4Р и котлов Еп-630-13,8-565/570 КТ номинальной паропроизводительностью 630 т/ч.

Источником технического водоснабжения станции является Черепетское водохранилище. Система технического водоснабжения II очереди оборотная с прудом охладителем (Черепетским водохранилищем), III очереди – оборотная с градирнями.

2.1.2. Филиал ПАО «Квадра» - «Центральная генерация»

В состав филиала ПАО «Квадра» – «Центральная генерация» входят 3 тепловые электростанции: Новомосковская ГРЭС (НГРЭС), Алексинская ТЭЦ (АТЭЦ) и Ефремовская ТЭЦ (ЕТЭЦ). Станции работают по схеме с поперечными связями (все котлы выдают пар в общий паропровод, к которому подключены турбины).

Основные характеристики генерирующего оборудования филиала ПАО «Квадра» – «Центральная генерация» представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1. Основные характеристики генерирующего оборудования

Наименование ТЭС

Установленная мощность, МВт/Гкал/ч

Доля теплофика-ционной выработки, %

Год пуска

ТЭС

Удельный расход топлива

на ЭЭ

г/кВт.ч

на ТЭ

кг/Гкал

2014

2015

НГРЭС

323,65/412,4

15,6

16,3

1934

257,7

168,2

АТЭЦ

62/150

74,2

82,5

1941

593,1

169,5

ЕТЭЦ

160/520

97,9

91,4

1933

511,2

144,0

Кроме этого, филиалом «Центральная генерация» эксплуатируются 3 собственные котельные (г. Ефремов, г. Тула, г. Новомосковск), установленной тепловой мощностью 67,2 Гкал/ч, 5,417 Гкал/ч и 60 Гкал/ч соответственно.

2.1.3. ООО «Щекинская ГРЭС»

В состав ООО «Щекинская ГРЭС» входит Щекинская ГРЭС (ЩГРЭС) – блочная конденсационная электростанция с двумя энергоблоками установленной мощностью по 200 МВт, работающая по схеме, когда каждый котел типа ПК-33 работает только на свою турбину типа К-200-130.

Основные характеристики генерирующего оборудования Щекинской ГРЭС представлены в таблице 2.2.

Таблица 2.2. Основные характеристики генерирующего оборудования

Наименование ТЭС

Установленная мощность, МВт/Гкал/ч

Доля теплофика-ционной выработки, %

Год пуска

ТЭС

Удельный расход топлива

на ЭЭ

г/кВт.ч

на ТЭ

кг/Гкал

2014

2015

Щекинская ГРЭС

400/не нормируется

1,13

2,4

1950

432,7

179,4

2.1.4. Филиал ПАО «ФСК ЕЭС» – Приокское предприятие магистральных электрических сетей

Филиал ПАО «ФСК ЕЭС» – Приокское предприятие магистральных электрических сетей (Приокское ПМЭС) – одно из восьми предприятий Магистральных электрических сетей Центра, входящих в состав ПАО «ФСК ЕЭС». Осуществляет эксплуатационно-ремонтное обслуживание линий электропередачи и подстанций сверхвысокого напряжения Центрального региона. Будучи неотъемлемой частью Единой энергосистемы России, находясь на пересечении главных перетоков мощности и электроэнергии внутри ЕЭС, Приокское ПМЭС трансформирует и передаёт электроэнергию, выработанную электростанциями, – является связующим звеном трёх областей центра России: Калужской, Тульской и Рязанской. В составе Приокского ПМЭС три района магистральных электрических сетей (Калужский, Рязанский и Тульский).

Непосредственно на территории Тульской области в обслуживании Приокского ПМЭС находятся:

10 подстанций классом напряжения 220 кВ с суммарной установленной мощностью автотрансформаторов и трансформаторов 2896,5 МВА (на 01.01.2015 – 2886,5 МВА);

2 участка воздушных линий электропередачи классом напряжения 500 кВ общей протяженностью 277,21 км;

30 воздушных линий электропередачи классом напряжения 220 кВ общей протяженностью 1006,09 км.

Воздушные линии Приокского ПМЭС обеспечивают связь энергосистемы Тульской области с Московской, Калужской, Брянской, Орловской, Рязанской энергосистемами, а также обеспечивают выдачу мощности с Черепетской ГРЭС, Щекинской ГРЭС, Новомосковской ГРЭС, Алексинской ТЭЦ и Ефремовской ТЭЦ.

По сети 220 кВ Приокского ПМЭС осуществляется транспорт электроэнергии в филиал «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»,
а также напрямую одному из крупнейших промышленных потребителей Тульской области – АО «Новомосковская акционерная компания «Азот» с шин ПС 220 кВ Северная и ПС 220 кВ Химическая.

2.1.5. Филиал «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

Филиал «Тулэнерго» является основным поставщиком услуг по передаче электроэнергии и технологическому присоединению к электросетям ПАО «МРСК Центра и Приволжья» в Тульской области, обеспечивает энергоснабжение 23 районов Тульской области и отвечает за перераспределение и транспорт электрической энергии, надежное функционирование и развитие электросетевого хозяйства Тульского региона.

В состав филиала «Тулэнерго» входят четыре производственных отделения:

Тульские электрические сети;

Новомосковские электрические сети;

Суворовские электрические сети;

Ефремовские электрические сети.

В составе производственных отделений 28 районов электрических сетей (РЭС), все из которых эксплуатируют распределительные сети
0,4-6(10) кВ.

Общая протяженность ЛЭП 0,4-110 кВ в одноцепном исполнении составляет 32 833,26 км (на 01.01.2015 - 32 757,96 км).

Источниками электроснабжения сетей филиала «Тулэнерго» служат электростанции: Щекинская ГРЭС, Новомосковская ГРЭС, Ефремовская ТЭЦ, Алексинская ТЭЦ, Черепетская ГРЭС, ТЭЦ-ПВС ПАО «Тулачермет», а также подстанции 220 кВ Приокского ПМЭС (Тула, Ленинская, Металлургическая, Яснополянская, Шипово, Звезда, Бегичево, Люторичи, Северная, Химическая).

Источниками питания для сети 35 кВ являются подстанции 110-35-6(10) кВ филиала «Тулэнерго» и подстанции 220 кВ Бегичево и Люторичи.

Информация о составе основных средств филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» в 2014−2015 годах представлена в таблице 2.3.

Таблица 2.3. Информация о составе основных средств филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

Классификация основных средств

2014

2015

МВА

км

шт.

МВА

км

шт.

Электрические подстанции, всего:

5618,28

7901

5654,92

8039

ПС 110 кВ

3464,1

90

3479,1

90

ПС 35 кВ

716,60

81

717,3

81

КТП

1440,58

7730

1458,52

7868

Линии электропередачи, всего:

32758,33

19889

32833,26

20261

Воздушные линии – всего:

31516,16

17454

31624,67

17881

ВЛ 110 кВ

2894,56

161

2827,09

162

ВЛ 35 кВ

2150,38

134

2150,38

134

ВЛ 6(10) кВ

13708,8

1125

13724,72

1121

ВЛ 0,4 кВ

12780,59

16034

12922,45

16464

Кабельные линии, всего:

1241,73

2435

1208,59

2380

КВЛ 110 кВ

18,1

18,1

КЛ 35 кВ

КЛ 6(10) кВ

701,49

598

705,46

593

КЛ 0,4 кВ

522,14

1837

485,03

1787

На балансе филиала «Тулэнерго» находится мобильная модульная подстанция классом напряжения 110/6 кВ мощностью 25 МВА.

Оценка технического уровня электросетевых объектов филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» представлена в таблице 2.4.

Таблица 2.4. Технический уровень электросетевых объектов филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

Показатель

Количество подстанций

ПС 110 кВ

Всего 90 ед.

ПС 35 кВ

Всего 81 ед.

Единица измерения

штук

%

штук

%

Отсутствие РПН полностью на всех трансформаторах или на нескольких

8

9

50

62

Отсутствие резервного питания ПС по высокой стороне

8

9

10

12

Однотрансформаторные подстанции

11

12

17

21

Подстанции на ОД и КЗ (отделителях, короткозамыкателях)

28

31

10

12

Технический уровень сети 110 кВ является средним: у 31% подстанций 110 кВ первичная схема РУ выполнена на отделителях и короткозамыкателях, 9% подстанций 110 кВ не имеют резервного питания со стороны 110 кВ, 12% подстанций – однотрансформаторные, 9% подстанций характеризуются отсутствием РПН полностью на всех трансформаторах или на нескольких.

Технический уровень сети 35 кВ является средним: 12% ПС 35 кВ не имеют резервного питания по высокой стороне, 21% однотрансформаторных ПС 35 кВ, у 12% ПС 35 кВ первичная схема РУ выполнена на отделителях и короткозамыкателях, 62% подстанций характеризуются отсутствием РПН полностью на всех трансформаторах или на нескольких.

РПН отсутствует на следующих трансформаторах: Т-2 ПС 110 кВ Епифань, Т-1 и Т-2 ПС 110 кВ Липки, Т-1 ПС 110 кВ Труново, Т-1 ПС 110 кВ Ушатово, Т-1 и Т-2 ПС 110 кВ Чекалин, Т-2 ПС 110 кВ Кальна, Т-2 ПС 110 кВ Обидимо, Т-2 ПС 110 кВ Шатск.

Отсутствие резервного питания на 8 ПС 110 кВ: ПС 110 кВ Временная, ПС 110 кВ Мелиоративная, ПС 110 кВ Казановка, ПС 110 кВ Безово,
ПС 110 кВ Самарская, ПС 110 кВ Черемушки, ПС 110 кВ Каменка, ПС 110 кВ Айдарово.

Однотрансформаторные подстанции (11 ПС 110 кВ): ПС 110 кВ Временная, ПС 110 кВ Крушма, ПС 110 кВ Глебово, ПС 110 кВ Айдарово, ПС 110 кВ Мелиоративная, ПС 110 кВ Безово, ПС 110 кВ Говоренки, ПС 110 кВ Лужное, ПС 110 кВ Давыдово, ПС 110 кВ Даргомыжская, ПС 110 кВ Черёмушки.

Подстанции на ОД и КЗ 110 кВ (28 ПС 110 кВ): ПС 110 кВ Глушанки, ПС 110 кВ Заокская, ПС 110 кВ Яковлево, ПС 110 кВ Подземгаз, ПС 110 кВ Центральная, ПС 110 кВ Временная, ПС 110 кВ Авангард, ПС 110 кВ Рождественская, ПС 110 кВ Алешня, ПС 110 кВ Мелиоративная, ПС 110 кВ Гремячее, ПС 110 кВ Партизан, ПС 110 кВ КПД, ПС 110 кВ Арматурная, ПС 110 кВ Технологическая, ПС 110 кВ Епифань, ПС 110 кВ Одоев, ПС 110 кВ Суворов, ПС 110 кВ Доробино, ПС 110 кВ Тургеневская, ПС 110 кВ Безово, ПС 110 кВ Говоренки, ПС 110 кВ Кальна, ПС 110 кВ Давыдово, ПС 110 кВ Даргомыжская, ПС 110 кВ Точмаш, ПС 110 кВ Самарская, ПС 110 кВ Черёмушки.

Схемы РУ 110 кВ, выполненные по упрощенным схемам на отделителях и короткозамыкателях, являются морально устаревшими, их использование в схемах РУ снижает надежность электрической сети. При выполнении реконструкции, расширения или техническом перевооружении на ПС 35-110 кВ, где в схеме первичных соединений установлены отделители и короткозамыкатели, рекомендуется произвести их замену на элегазовые выключатели.

2.1.6. Территориальные сетевые организации Тульской области

На территории Тульской области передачу электрической энергии по распределительным сетям 0,4-6(10) кВ осуществляют пять территориальных сетевых организаций, зонами эксплуатационной ответственности которых являются:

1) АО «Тульские городские электрические сети» (АО «ТГЭС») – в границах города Тулы;

2) ООО «ПромЭнергоСбыт» – на территории города Новомосковска Тульской области, а также поселков Малиновский, Ширинский, Клин, Гипсовый, Шамотный, Заречье, Энергетиков, Депо, МОГЭС, Западный, 25 лет Химкомбината, Химиков, Новозасецкий, Аварийный, Шпальный; деревень Маклец, Ильинка, Мошок, Урванка, Большое Колодезное; поселков шахт №№ 15, 21, 22, 27, 28, 31, 35, 38; пос. Ширино, с. Спасское, д. Ольховец Новомосковского района Тульской области; п. 1-я Каменецкая Узловского района Тульской области;

3) ОАО «Щекинская городская электросеть» (ОАО «ЩГЭС») – на территории г. Щекино, р.п. Первомайский, муниципальных образований Щекинского района Яснополянское, Ломинцевское, Лазаревское, Огаревское, Крапивенское;

4) ООО «Трансэлектро» – на территории города Узловая, населенных пунктов Узловского района: пос. Дубовка, пос. Партизан, пос. Брусянский, пос. Майский, пос. Каменецкий, пос. Лесной, шахты №№ 2, 2-бис, 3, 4, 5-бис, 6, 7, 8, 10, сети электроснабжения 6 кВ объектов ВКХ
с. Высоцкое и пос. Комсомольский;

5) АО «Алексинская электросетевая компания» (АО «АЭСК») – на территории г. Алексина, пос. Колосово Алексинского района.

Основные характеристики объектов электросетевого хозяйства территориальных сетевых организаций Тульской области приведены
в таблице 2.5.

Таблица 2.5. Основные характеристики объектов электросетевого хозяйства ТСО Тульской области

Наименование ТСО

Объекты электросетевого хозяйства

ТП

6-10/0,4 кВ,

штук/МВА

ВЛ

110 кВ

ВЛ

6-10 кВ, км

ВЛ

0,4 кВ, км

КЛ

6-10 кВ, км

КЛ

0,4 кВ, км

АО «ТГЭС»

987/609,2

-

73,08

685,5

1096,9

751,53

ООО «ПромЭнергоСбыт»

340/208

-

169,24

432,83

342,11

392,44

ОАО «ЩГЭС»

197/105,7

-

118

394

134

109

ООО «Трансэлектро»

169/86,31

42,7

102,52

338,09

169,6

163,26

АО «АЭСК»

181/102,2

-

30,51

215,97

195,93

129,76

2.1.7. Энергосбытовые организации Тульской области

На территории Тульской области осуществляют деятельность по продаже электрической энергии три энергосбытовые организации, имеющие статус гарантирующего поставщика:

АО «ТНС энерго Тула»;

ООО «Новомосковская энергосбытовая компания»;

ООО «Алексинэнергосбыт».

Кроме этого, в Тульской области действуют 14 энергосбытовых организаций, являющихся субъектами ОРЭМ.

2.2. Динамика изменения уровней электропотребления и максимума/минимума зимних и летних нагрузок энергосистемы Тульской области за 2011-2015 годы

В 2012 году имел место незначительный прирост электропотребления – на 0,03% по отношению к 2011 году. В 2013 году снижение составило 0,57% по отношению к 2012 году. В 2014 году снижение составило 0,14% по отношению к 2013 году. В 2015 году снижение составило 0,31% по отношению к 2014 году.

Динамика потребления электроэнергии по Тульской энергосистеме с 2011 года представлена в таблице 2.6.

Таблица 2.6. Динамика потребления электроэнергии по Тульской энергосистеме за 2011-2015 годы

Показатель

2011

2012

2013

2014

2015

Электропотребление,

млн. кВтч

9936,0

9939,0

9882,6

9869,0

9838,0

Среднегодовые темпы прироста, %

-

0,03

-0,57

-0,14

-0,31

За период 2011−2015 годов собственный максимум нагрузки составил 1696 МВт в 2012 году.

Динамика изменения максимума/минимума зимних и летних нагрузок энергосистемы Тульской области представлена в таблицах 2.7 и 2.8.

Таблица 2.7. Динамика изменения максимума/минимума зимних нагрузок энергосистемы Тульской области за 2011-2015 годы

Год

Максимум

потребления,

МВт

Дата, час

Среднесуточная t0C в день максимума нагрузки

Минимум потребления,

МВт

Дата, час

Среднесу-точная t°C в день минимума нагрузки

2011

1621

24.02.2011 10-00

-16,3

1049

31.12.2011 04-00

0,0

2012

1696

24.12.2012 10-00

-20,5

993

02.01.2012 04-00

-1,8

2013

1556

24.01.2013 09-00

-12,6

1040

02.01.2013 04-00

-2,6

2014

1660

31.01.2014 10-00

-23,3

976

02.01.2014 05-00

-4,1

2015

1480

26.01.2015 11-00

-10,3

1053

24.12.2015 04-00

6,0

Таблица 2.8. Динамика изменения максимума/минимума летних нагрузок энергосистемы Тульской области за 2011-2015 годы

Год

Максимум потребления,

МВт

Дата, час

Среднесуточная t0C в день максимума нагрузки

Минимум потреб-ления,

МВт

Дата, час

Среднесуточ-ная t°C в день минимума нагрузки

2011

1116

03.08.2011 11-00

13,7

716

18.07.2011 05-00

21,8

2012

1140

21.08.2012 11-00

10,7

749

01.07.2012 05-00

17,6

2013

1144

12.08.2013 14-00

21,9

789

14.07.2013 05-00

19,8

2014

1174

13.08.2014 14-00

22,8

785

01.06.2014 05-00

20,0

2015

1144

28.07.2015 14-00

21,4

771

05.07.2015 05-00

23,5

2.2.1. Структура электропотребления за 2011−2015 годы

Данные по электропотреблению Тульской области с разделением по группам потребителей в 2011−2015 годах представлены в таблице 2.9.

Таблица 2.9. Структура электропотребления Тульской области в 2011-2015 годах

Группа потребителей

Потребление, млн. кВт.ч

2011

2012

2013

2014

2015

Промышленное производство

5744,2

5794,7

5189,7

5141,7

5269,2

Производственные сельскохозяйственные потребители и лесное хозяйство

131,6

136,6

187,6

128,5

109,1

Транспорт и связь

205,1

88,9

323,8

117,2

106,4

Строительство

70,0

67,5

57,0

60,1

58,8

Жилищно-коммунальное хозяйство

503,9

388,2

437,8

403,6

334,7

Население

1280,3

1345,6

1377,8

1372,7

1344,5

Бюджетные потребители

258,9

265,1

312,7

309,3

308,5

Прочие виды экономической деятельности

620,0

793,4

987,8

1264,6

1288,5

Потери электрической энергии в распределительных сетях

1024,1

952,5

893,2

938,4

894,0

Потери в сетях ЕНЭС

98,1

106,3

115,1

132,7

124,2

ИТОГО электропотребление

9936,1

9938,7

9882,6

9868,6

9837,9

Основную долю в структуре электропотребления в 2015 году занимают промышленные потребители − 5269,2 млн. кВт.ч или 54% от общей величины электропотребления, потребители группы «Население» − 1344,5 млн. кВт.ч или 14%, потребители сферы жилищно-коммунального
хозяйства − 3%.

Кроме этого, в структуре электропотребления 1018,2 млн. кВт.ч или 10% в совокупности составляют потери электрической энергии в распределительных сетях и в сетях ЕНЭС.

Структура электропотребления Тульской области за 2015 год представлена на рисунке 1.

По отношению к 2011 году самый динамичный прирост электропотребления зафиксирован по группе «Население» и составляет 105,1%.

Рисунок 1. Структура электропотребления Тульской области за 2015 г., %

2.2.2. Перечень основных крупных потребителей электроэнергии
и мощности

В Тульской области наиболее крупными потребителями электрической энергии являются АО «Новомосковская акционерная компания «Азот» и ОАО «Щекиноазот», являющиеся одними из крупнейших химических предприятий России. Объемы их электропотребления в совокупном объеме электропотребления Тульской области составляют 11,9% и 6,3% соответственно.

Данные по потреблению электроэнергии и мощности крупными потребителями электрической энергии и мощности в Тульской области представлены в таблицах 2.10 и 2.11.

Таблица 2.10. Объемы потребления электроэнергии крупными потребителями в Тульской области

Наименование потребителя электроэнергии

Объем годового потребления электроэнергии, млн. кВт.ч

2011

2012

2013

2014

2015

Потребление электроэнергии всего,

в том числе по наиболее крупным потребителям:

9936,12

9938,67

9882,62

9868,57

9837,94

АО «НАК «Азот»

1238,28

1241,75

1197,80

1156,80

1178,15

ОАО «Щекиноазот»

944,60

663,58

612,60

551,89

620,93

ПАО «Тулачермет»

441,13

438,19

445,00

471,00

431,70

ООО «Каргилл»

169,99

182,69

181,30

213,75

228,35

ОАО «РЖД» (по Тульскому региону)

184,20

186,84

183,10

162,69

160,28

ПАО «Косогорский металлургический завод»

145,80

149,25

163,84

156,97

165,92

ОАО «Тулагорводоканал»

110,50

108,47

107,90

103,48

103,41

ООО «Проктер энд Гэмбл – Новомосковск»

102,42

103,60

108,10

108,71

102,83

ОАО «Ефремовский завод синтетического каучука»

101,90

95,19

88,03

87,54

68,56

ЗАО «Тулатеплосеть»

73,10

74,12

76,80

81,25

81,23

АО «Тяжпромарматура»

72,60

75,25

67,10

66,90

ОАО «Пластик»

69,50

69,47

61,70

60,35

52,83

Филиал ОАО «Пивоваренная компания «Балтика» − «Балтика-Тула»

62,65

61,74

58,91

48,23

ОАО «Полема»

57,24

55,90

42,40

50,58

59,34

АО АК «Туламашзавод»

46,00

47,44

46,80

49,59

52,08

ОАО «Тульский патронный завод»

44,40

40,60

40,10

38,63

37,87

ООО «КНАУФ ГИПС НОВОМОСКОВСК»

44,40

45,33

43,70

47,79

42,47

ООО «Новомосковский городской водоканал»

37,00

35,25

34,37

30,77

28,89

АО «Алексинская бумажно-картонная фабрика»

30,20

31,86

31,93

35,67

26,24

АО «Стратегия»

43,68

43,02

45,50

55,00

65,62

АО «Конструкторское бюро приборостроения им. академика А.Г. Шипунова»

20,56

20,30

21,13

23,24

АО «Ревякинский металлопрокатный завод»

30,20

35,19

35,59

39,22

36,10

Таблица 2.11. Объем потребления мощности крупными потребителями в Тульской области

Наименование потребителя электрической мощности

Потребление мощности (зимний максимум), МВт

2012

2013

2014

2015

Максимум (зимний) нагрузки энергосистемы

1696

1556

1660

1480

АО «НАК «Азот»

151,9

137,0

170,0

134,5

ОАО «Щекиноазот»

86,0

69,9

80,0

70,9

ПАО «Тулачермет»

57,2

51,0

70,0

49,3

ООО «Каргилл»

25,0

25,0

30,0

31,4

ПАО «Косогорский металлургический завод»

21,0

18,7

21,0

18,9

ООО «Проктер энд Гэмбл – Новомосковск»

13,4

16,5

18,0

16,0

ОАО «Ефремовский завод синтетического каучука»

18,0

18,0

13,0

11,2

ЗАО «Тулатеплосеть»

25,5

30,0

30,0

30,0

АО «Тяжпромарматура»

14,5

14,2

12,5

9,2

ОАО «Пластик»

9,4

9,7

12,0

7,0

Филиал ОАО «Пивоваренная компания «Балтика» − «Балтика-Тула»

11,6

9,3

9,0

7,6

ОАО «Полема»

10,0

8,0

8,3

8,0

АО АК «Туламашзавод»

9,0

14,5

14,5

14,5

ОАО «Тульский патронный завод»

12,0

7,8

12,0

7,5

ООО «КНАУФ ГИПС НОВОМОСКОВСК»

8,5

9,0

9,5

8,0

АО «Алексинская бумажно-картонная фабрика»

5,0

5,0

5,0

5,0

АО «Стратегия»

5,4

5,3

5,7

9,0

АО «Ревякинский металлопрокатный завод»

5,1

5,4

5,5

5,5

АО «Конструкторское бюро приборостроения им. академика А.Г. Шипунова»

5,0

5,2

4,4

6,0

2.3. Анализ балансов мощности и электроэнергии энергосистемы Тульской области за 2011−2015 годы

Согласно фактическим замерам максимум потребления мощности зафиксирован 24.12.2012 и составил 1696 МВт при частоте электрического тока 50,00 Гц и среднесуточной температуре наружного воздуха минус 20,50С, что на 13,00С ниже климатической нормы. Максимальная нагрузка электростанций на час прохождения максимума составила 1395 МВт.

Баланс мощности на час прохождения совмещенного с ЕЭС России максимума потребления электрической мощности по территории энергосистемы Тульской области за 2011-2015 годы представлен в таблице 2.12.

Таблица 2.12. Баланс мощности на час прохождения совмещенного с ЕЭС России максимума потребления электрической мощности по территории энергосистемы Тульской области за 2011−2015 годы (МВт)

Показатели

2011 г.

14 декабря 18-00

2012 г.

21 декабря 10-00

2013 г.

12 декабря 10-00

2014 г.

3 декабря 17-00

2015 г.

17 декабря 17-00

1. Установленная мощность, всего, в том числе:

2429,50

2409,50

2597,15

2597,15

2917,15

ТЭС филиала ПАО «Квадра» – «Центральная генерация», всего

908,00

888,00

1075,65

675,65

545,65

Черепетская ГРЭС АО «Интер РАО–Электрогенерация»

1285,00

1285,00

1285,00

1285,00

1735,00

ООО «Щекинская ГРЭС»

-

-

-

400,00

400,00

Первомайская ТЭЦ ОАО «Щекиноазот»

105,00

105,00

105,00

105,00

105,00

Электростанции промышленных предприятий

131,50

131,50

131,50

131,50

131,50

2. Ограничения, всего, в том числе:

137,66

127,66

171,94

159,99

194,80

ТЭС филиала ПАО «Квадра» – «Центральная генерация», всего

88,60

61,60

66,60

72,76

99,69

Черепетская ГРЭС АО «Интер РАО–Электрогенерация»

0

0

0,00

0,00

0,00

ООО «Щекинская ГРЭС»

-

-

-

0,00

0,00

Первомайская ТЭЦ ОАО «Щекиноазот»

23,84

13,00

42,00

40,00

40,00

Электростанции промышленных предприятий

25,22

53,06

63,34

47,23

55,11

3. Располагаемая мощность, всего, в том числе:

2291,84

2281,84

2425,21

2437,16

2722,35

ТЭС филиала ПАО «Квадра» – «Центральная генерация», всего

819,40

826,4

1009,05

602,89

445,96

Черепетская ГРЭС АО «Интер РАО–Электрогенерация»

1285,00

1285,00

1285,00

1285,00

1735,00

ООО «Щекинская ГРЭС»

-

-

-

400,00

400,00

Первомайская ТЭЦ ОАО «Щекиноазот»

81,16

92,00

63,00

65,00

65,00

Электростанции промышленных предприятий

106,28

78,44

68,16

84,27

76,39

4. Ремонты, всего, в том числе:

40,00

825,00

300,00

0,00

0,00

ТЭС филиала ПАО «Квадра» – «Центральная генерация», всего

0,00

200,00

0,00

0,00

0,00

Черепетская ГРЭС АО «Интер РАО–Электрогенерация»

0,00

600,00

300,00

0,00

0,00

ООО «Щекинская ГРЭС»

-

-

-

0,00

0,00

Первомайская ТЭЦ ОАО «Щекиноазот»

15,00

25,00

0,00

0,00

0,00

Электростанции промышленных предприятий

25,00

0,00

0,00

0,00

0,00

из них капитальный ремонт

25,00

25,00

0,00

0,00

0,00

средний ремонт

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

текущий ремонт

15,00

0,00

0,00

0,00

0,00

аварийный ремонт

0,00

800,00

300,00

0,00

0,00

5. Снижение мощности в связи с ЗРР, всего, в том числе:

0,00

50,00

0,00

20,87

0,00

ТЭС филиала ПАО «Квадра» – «Центральная генерация», всего

0,00

50,00

0,00

0,00

0,00

Черепетская ГРЭС АО «Интер РАО–Электрогенерация»

0,00

0,00

0,00

20,87

0,00

ООО «Щекинская ГРЭС»

-

-

-

0,00

0,00

Первомайская ТЭЦ ОАО «Щекиноазот»

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Электростанции промышленных предприятий

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

6. Консервация, всего, в том числе:

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

ТЭС филиала ПАО «Квадра» – «Центральная генерация», всего

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Черепетская ГРЭС АО «Интер РАО–Электрогенерация»

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

ООО «Щекинская ГРЭС»

-

-

-

0,00

0,00

Первомайская ТЭЦ ОАО «Щекиноазот»

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Электростанции промышленных предприятий

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

7. Резерв, всего, в том числе:

1140,50

395,19

1026,13

1032,10

1885,86

ТЭС филиала ПАО «Квадра» – «Центральная генерация», всего

473,69

173,45

431,83

307,25

199,23

Черепетская ГРЭС АО «Интер РАО–Электрогенерация»

666,81

216,91

588,39

519,27

1286,63

ООО «Щекинская ГРЭС»

-

-

-

203,69

400,00

Первомайская ТЭЦ ОАО «Щекиноазот»

0,00

4,83

5,91

1,89

0,00

Электростанции промышленных предприятий

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

8. Нагрузки, всего, в том числе:

1111,34

1012,52

1104,48

1 547,99

842,01

ТЭС филиала ПАО «Квадра» – «Центральная генерация», всего

345,71

403,82

577,74

295,64

246,74

Черепетская ГРЭС АО «Интер РАО–Электрогенерация»

618,19

468,09

396,61

897,64

448,37

ООО «Щекинская ГРЭС»

-

-

-

196,31

0,00

Первомайская ТЭЦ ОАО «Щекиноазот»

66,16

62,17

61,97

74,13

70,51

Электростанции промышленных предприятий

81,28

78,44

68,16

84,27

76,39

9. Собственное потребление

1420,29

1600,0

1486,0

1515,64

1374,98

10. Сальдо перетоков мощности (+ прием; - отдача) (п. 9-п. 8)

308,95

587,48

381,55

-32,35

532,97

Согласно фактическим замерам максимум потребления мощности за указанный 5-летний период зафиксирован в 10-00 21.12.2012 и составил 1600 МВт, величина генерации составила 1012,52 МВт. В момент зафиксированного максимума потребления мощности в 2012 году собственная генерация покрывала 63% потребления, сальдо перетоков мощности от соседних энергосистем составлял +587,5 МВт.

Согласно фактическим замерам режимного дня в 2015 году (в 17-00 17.12.2015) максимум потребления энергосистемы составил 1374,98 МВт при нагрузке электростанций 842,01 МВт.

Баланс электрической энергии по территории энергосистемы Тульской области за 2011−2015 годы приведен в таблице 2.13.

Таблица 2.13. Баланс электрической энергии по территории энергосистемы Тульской области за 2011−2015 годы, млн. кВт.ч

Показатель

2011

2012

2013

2014

2015

1. Выработка электроэнергии, всего,

в том числе:

6655

6394,3

6143,7

6174,2

5683,1

Филиал ПАО «Квадра» – «Центральная генерация»

2172,3

1897,9

1964,8

1725,2

1727,7

Черепетская ГРЭС АО «Интер РАО - Электрогенерация»

3353,5

3480,2

3145,9

3238,2

2699,1

ООО «Щекинская ГРЭС»

-

-

-

126,2

45,7

Первомайская ТЭЦ ОАО «Щекиноазот»

494,8

449,9

460,6

497,6

539,5

Электростанции промышленных предприятий

634,3

566,3

572,4

586,9

671,1

2. Электропотребление

9936

9938,7

9882,6

9868,6

9837,9

3. Сальдо перетоков электроэнергии

«+» - прием, «-» - отдача

3281

3544,4

3738,9

3694,4

4154,8

Максимум электропотребления энергосистемы Тульской области за период 2011-2015 годов отмечен в 2012 году и составил 9938,7 млн. кВт.ч при выработке электроэнергии в объеме 6991 млн. кВт.ч. Среднегодовой прирост электропотребления в 2012 году по отношению к 2011 году составил 0,2%. Начиная с 2012 года наблюдается снижение потребления электроэнергии в Тульской энергосистеме. За 2015 год электропотребление составило 9837,9 млн. кВт.ч, что на 1,01% ниже уровня 2012 года.

2.3.1. Структура выработки электроэнергии по видам собственности и видам генерирующего оборудования за 2015 год

Выработка электроэнергии электростанциями энергосистемы Тульской области, включая производство электроэнергии электростанциями промышленных предприятий, в 2015 году составила 5683,1 млн. кВт.ч (92% от факта 2014 года), в том числе:

электростанция АО «Интер РАО – Электрогенерация» – 2699,1 млн. кВт.ч (83,4% от факта 2014 года);

электростанция ООО «Щекинская ГРЭС» − 45,7 млн. кВт.ч;

электростанции ПАО «Квадра» − 1727,7 млн. кВт.ч;

электростанции промышленных предприятий – 671,1 млн. кВт.ч.

Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности за 2015 год приведена в таблице 2.14.

Таблица 2.14. Структура выработки электроэнергии в Тульской энергосистеме по типам электростанций и видам собственности за 2015 год

Электростанция

Собственник

Выработка за 2015 год, млн. кВт.ч

% от общей выработки

Черепетская ГРЭС

АО «Интер РАО - Электрогенерация»

2699

47,5

Щекинская ГРЭС

ООО «Щекинская ГРЭС»

46

0,8

Алексинская ТЭЦ

ПАО «Квадра»

123

2,2

Ефремовская ТЭЦ

ПАО «Квадра»

285

5,0

Новомосковская ГРЭС

ПАО «Квадра»

1319

23,2

Первомайская ТЭЦ

ОАО «Щекиноазот»

540

9,5

ТЭЦ

Ефремовский филиал ОАО «Щекиноазот»

48

0,9

ТЭЦ-ПВС

ПАО «Тулачермет»

490

8,6

ТЭЦ-ПВС

ПАО «Косогорский металлургический завод»

133

2,3

Доля выработки электроэнергии электростанций по видам собственности от общей выработки энергосистемы Тульской области за 2015 год приведена на рисунке 2.

Рисунок 2. Доля выработки электроэнергии, %

Структура выработки электроэнергии электростанций энергосистемы Тульской области за 2015 год по видам генерирующего оборудования (млн. кВт.ч) приведена на рисунке 3.

Рисунок 3. Структура выработки электроэнергии, млн. кВт.ч

Сведения об использовании установленной мощности электростанций энергосистемы Тульской области за 2015 год приведены в таблице 2.15.

Таблица 2.15. Коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) электростанций энергосистемы Тульской области за 2015 год

Наименование

Установленная мощность электростанции на 31.12.2015, МВт

КИУМ,

%

Черепетская ГРЭС

1 735

18,28

Щекинская ГРЭС

400

1,30

Новомосковская ГРЭС

323,65

46,53

Алексинская ТЭЦ

62

22,72

Ефремовская ТЭЦ

160

20,34

Первомайская ТЭЦ

105

58,66

2.4. Основные характеристики электросетевого хозяйства
Тульской области

Основу сетевого хозяйства энергосистемы Тульской области составляют:

подстанции 220 кВ – 11 подстанций, из них 1 абонентская;

подстанции 110 кВ – 137 подстанций, из них 47 абонентских;

воздушные линии электропередачи 500 кВ – 2 линии;

воздушные линии электропередачи 220 кВ – 30 линий;

воздушные и кабельные линии электропередачи 110 кВ – 165 линий.

Общая протяженность линий электропередачи напряжением  110-220-500 кВ составляет 4171,21 км, в том числе:

протяженность ВЛ 500 кВ филиала ПАО «ФСК ЕЭС» – Приокское ПМЭС – 277,21 км;

протяженность ВЛ 220 кВ филиала ПАО «ФСК ЕЭС» – Приокское ПМЭС – 1006,09 км;

протяженность ЛЭП 110 кВ филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» – 2845,19 км (162 линии);

протяженность ВЛ 110 кВ ООО «Трансэлектро» – 42,72 км (3 линии).

Основные характеристики линий электропередачи классом напряжения 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области, включая данные о марке провода, годе ввода в эксплуатацию и реконструкции, протяженности, допустимому току и нагрузке по замерам зимнего режимного дня, приведены в приложении № 2.

Общая установленная мощность электрических подстанций классом напряжения 220 кВ Приокского ПМЭС составляет 2896,5 МВА. Основные характеристики подстанций следующие (загрузка трансформаторов указана по данным контрольного замера за зимний режимный день 16.12.2015):

ПС 220 кВ Тула расположена в Центральном районе города Тулы (пос. Скуратово), установленная мощность – 500 МВА. Автотрансформаторы: АТ-1 типа АТДЦТН 250000/220/110-У1 мощностью 250 МВА введен в эксплуатацию в 1998 г., загрузка составляет 44%; АТ-2 типа АТДЦТН-250000/220/110/10 мощностью 250 МВА введен в эксплуатацию в 2015 г.

ПС 220 кВ Ленинская расположена в районе пос. Ленинский, установленная мощность – 400 МВА. Автотрансформаторы: АТ-1 и АТ-2 типа АТДЦТН 200000/220/110-У1 мощностью по 200 МВА введены в эксплуатацию АТ-1 в 1972 г., АТ-2 в 1982 г., загрузка составляет по 43%.

ПС 220 кВ Шипово расположена в Алексинском районе  (д. Курагино), установленная мощность – 125 МВА. Автотрансформатор: АТ-2 типа АТДЦТН 125000/220/110-У1 мощностью 125 МВА введен в эксплуатацию в 1989 г., загрузка составляет 45%.

ПС 220 кВ Металлургическая расположена в Ленинском районе  (д. Большая Еловая), установленная мощность – 250 МВА. Автотрансформаторы: АТ-1 и АТ-2 типа АТДЦТН 125000/220/110-68 мощностью по 125 МВА введены в эксплуатацию АТ-1 в 1981 г., АТ-2 в 1982 г., загрузка составляет по 43%.

ПС 220 кВ Яснополянская расположена в Щекинском районе (вблизи ОАО «Химволокно»), установленная мощность – 250 МВА. Автотрансформаторы: АТ-1 и АТ-2 типа АТДЦТН 125000/220/110-68 мощностью по 125 МВА введены в эксплуатацию АТ-1 в 1974 г., АТ-2 в 1986 г., загрузка АТ-1 составляет 36,6%, АТ-2 – 9%.

ПС 220 кВ Химическая расположена в Новомосковском городском округе (пос. Грицовский), установленная мощность – 400 МВА. Автотрансформаторы: АТ-1 и АТ-2 типа АТДЦТН 200000/220/110-У1 мощностью по 200 МВА введены в эксплуатацию в 1973 г., загрузка составляет по 22%.

ПС 220 кВ Северная расположена в Новомосковском городском округе (пос. Маклец), установленная мощность – 380 МВА. Автотрансформаторы: АТ-1 и АТ-2 типа АТДЦТГ 200000/220/110 и АТДЦТГ 180000/220/110 мощностью 200 МВА и 180 МВА соответственно введены в эксплуатацию АТ-1 в 1980 г., АТ-2 в 1966 г., загрузка АТ-1 составляет 45%, АТ-2 – 33%.

ПС 220 кВ Звезда расположена в Ефремовском районе (д. Северная Звезда), установленная мощность – 125 МВА. Автотрансформатор: АТ-2 типа АТДЦТГ 125000/220/110 мощностью 125 МВА введен в эксплуатацию в 1981 г., загрузка составляет 21%.

ПС 220 кВ Люторичи расположена в Узловском районе (пос. Руднев), установленная мощность – 175 МВА. Автотрансформаторы: Т-1 типа ТДТН 25000/110-76У1 мощностью 25 МВА введен в эксплуатацию в 1982 г., Т-2 типа ТДТН 25000/110У1 мощностью 25 МВА введен в эксплуатацию в 2014 году взамен Т-2 мощностью 20 МВА 1954 г. ввода в эксплуатацию, АТ-2 типа АТДЦТН 125000/220/110-68 мощностью 125 МВА введен в эксплуатацию в 1983 г., загрузка Т-1 составляет 0%, Т-2 – 20%, АТ-2 – 34%.

ПС 220 кВ Бегичево расположена в Богородицком районе (пос. Бегичевский), установленная мощность – 291,5 МВА. Автотрансформаторы: АТ-1 и АТ-2 типа АТДЦТГ 120000/220/110 мощностью 120 МВА введены в эксплуатацию АТ-1 и АТ-2 в 1964 г.; Т-1 типа ТДНТ 20000/110 мощностью 20 МВА введен в эксплуатацию в 1950 г.; Т-2 типа ТДНТ 31500/110 мощностью 31,5 МВА введен в эксплуатацию в 1966 г., загрузка АТ-1 – 25,5%, АТ-2 – 26%, Т-1 – 30%, Т-2 – 0% (находится в резерве по нормальной схеме).

Основные характеристики электрических подстанций классом напряжения 220 кВ энергосистемы Тульской области (по филиалу ПАО «ФСК ЕЭС» - Приокское ПМЭС) приведены в приложении № 3.

Общая установленная мощность электрических подстанций классом напряжения 110 кВ составляет 6554,7 МВА, в том числе:

установленная мощность подстанций классом напряжения 110 кВ филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» − 3479,1 МВА (90 подстанций);

установленная мощность подстанций прочих собственников (абонентских) классом напряжения 110 кВ − 3075,6 МВА  (47 подстанций).

Основные характеристики электрических подстанции напряжением 110 кВ энергосистемы Тульской области (по филиалу «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья») приведены в приложении № 4.

2.5. Анализ произведенных в 2015 году вводов, реконструкций электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше на территории Тульской области

Информация по выполненным в 2015 году вводам, реконструкции и прочим действиям с объектами электросетевого хозяйства по Тульской энергосистеме приведена в таблице 2.16.

Таблица 2.16. Вводы, реконструкция объектов электросетевого хозяйства в 2015 году

№

п/п

Наименование

объекта

Наименование элемента

Мероприятие

По филиалу ПАО «ФСК ЕЭС» - Приокское ПМЭС

1

ПС 220 кВ Тула

АТ-2 АТДЦТН-250000/220/110/10, тип РПН: 3хМI1503.170/C14.13.1W;

БСК, тип БСК-110-52;

ТТ БСК 110 кВ Тип ТГФМ

Заменённое сетевое оборудование

2

ПС 220 кВ Люторичи

ЭВ ВЛ 110 кВ Ушаково-Люторичи, тип 145РМ50-30;

ТН-110 1 СШ, тип НАМИ-110;

БСК, тип БСК-110-52;

ТТ БСК 110 кВ Тип ТГФМ

Заменённое сетевое оборудование

3

ПС 220 кВ Химическая

ТН-220 ВЛ 220 кВ Новомосковск-Химическая, тип CPA-245;

ТН-220 ВЛ 220 кВ Химическая-Кашира. Тип CPA-245

Заменённое сетевое оборудование

4

ПС 220 кВ Северная

2 ячейки 110 кВ в ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Северная с оборудованием:

- ЭВ КВЛ 110 кВ Северная-Индустриальная 1, тип ВЭБ-110II-40/2500;

- ЭВ КВЛ 110 кВ Северная-Индустриальная 2, тип ВЭБ-110II-40/2500

Введенное оборудование в рамках технологического присоединения АО «Корпорация развития Тульской области»

По филиалу «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

5

ПС 110 кВ Шатск (1-я и 2-я очереди)

Установка КРУН 6 кВ, оборудования релейной защиты и автоматики, маслосборников, маслоприемников, аккумуляторной батареи

Техническое перевооружение и реконструкция

6

ПС 110 кВ Октябрьская

Замена силового трансформатора 25 МВА на 40 МВА, установка двух ЭВ-110 кВ, замена оборудования управления и защит

Техническое перевооружение и реконструкция

7

ВЛ 110 кВ Звезда – Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Звезда – Волово с отпайкой на ПС Турдей

Реконструкция с заменой опор (У110-4 – 5 шт., У110-4+5 – 1 шт., У110-10 – 1 шт., ПФ 110-2Ф –13 шт., ПМ 110-4Ф – 47), провода на сталеалюминевый марки АС 150/24 протяженностью 13,2 км

Техническое перевооружение и реконструкция

2.6. Основные внешние электрические связи энергосистемы Тульской области

Связь энергосистемы Тульской области с энергосистемами смежных субъектов Российской Федерации осуществляется по транзитным воздушным линиям электропередачи классом напряжения 110-220 кВ:

С энергосистемой Московской области:

ВЛ 220 кВ Алексинская ТЭЦ – Ока;

ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС – Каширская ГРЭС;

ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС – Химическая;

ВЛ 220 кВ Приокская – Бугры;

ВЛ 220 кВ Шипово – Ока;

ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС – Мордвес;

ВЛ 110 кВ Пущино – Таруса I, II цепь;

ВЛ 110 кВ Пятницкая – Ясногорск.

С энергосистемой Калужской области:

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Орбита;

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Спутник;

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Электрон;

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Литейная;

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Станы;

ВЛ 220 кВ Станы – Шипово;

ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС – Агеево;

ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС – Шепелево Северная с отпайками;

ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС – Шепелево Южная с отпайками;

ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ – Космос с отпайками;

ВЛ 110 кВ Шипово – Ферзиково с отпайкой на ПС Средняя;

ВЛ 110 кВ Космос – Заокская с отпайкой;

ВЛ 110 кВ Протон – Заокская с отпайкой;

ВЛ 110 кВ Шепелево – Белев 1 с отпайками;

ВЛ 110 кВ Шепелево – Белев 2 с отпайками.

С энергосистемой Рязанской области:

ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС – Михайловская;

ВЛ 110 кВ Виленки – Гремячее;

ВЛ 110 кВ Зубово – Горлово.

С энергосистемой Орловской области:

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Мценск;

ВЛ 110 кВ Чернь – Плавск с отпайкой на ПС Скуратово;

ВЛ 110 кВ Мценск – Плавск с отпайками.

С энергосистемой Брянской области:

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Цементная.

2.6.1. Анализ отчетного потокораспределения электрических сетей напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области на зимний/летний максимум нагрузок за 2015 год

В исходном установившемся режиме, соответствующем уровню зимних максимальных нагрузок 2015 года:

напряжения на шинах подстанций 110 кВ и выше в Тульской энергосистеме находятся в диапазоне допустимых значений;

токовая загрузка линий 220 кВ не превышает 62%×Iдоп;

токовая загрузка линий 110 кВ не превышает 72%×Iдоп;

загрузка автотрансформаторов 220/110 кВ не превышает 49%×Iдоп.

Анализ результатов расчетов послеаварийных режимов, возникающих в нормальной схеме сети в режиме зимних максимальных нагрузок 2015 года, показал, что:

токовых перегрузок как линий 110-220 кВ, так и автотрансформаторов 220/110 кВ в Тульской энергосистеме не наблюдается;

напряжения на шинах подстанций 110-220 кВ в Тульской энергосистеме находятся в диапазоне допустимых значений.

Баланс мощности и сальдо перетоков мощности для зимних нагрузок по связям с энергосистемами смежных субъектов Российской Федерации представлены в таблице 2.17.

Баланс мощности и сальдо перетоков мощности для летних нагрузок по связям с энергосистемами смежных субъектов Российской Федерации представлены в таблице 2.18.

Таблица 2.17. Структура баланса мощности и сальдо перетоков мощности энергосистемы Тульской области для зимних нагрузок, МВт

Наименование

Часы

Максимум

26.01.2015

(11-00)

Минимум

24.12.2015

(04-00)

Температура воздуха, оС

-10,3

6,0

Потребление, МВт

1479,55

1052,68

в т.ч. АО «НАК Азот»

150,68

161,28

Генерация, МВт, в т.ч.:

914,45

442,23

Черепетская ГРЭС

468,58

134,60

Щекинская ГРЭС

0,00

0,00

Новомосковская ГРЭС

187,82

124,61

Алексинская ТЭЦ

51,92

11,56

Ефремовская ТЭЦ

41,95

45,71

Первомайская ТЭЦ

74,88

51,33

Электростанции промпредприятий

(ТЭЦ ПАО «Тулачермет», ТЭЦ ПАО «Косогорский металлургический завод», ТЭЦ Ефремовского филиала ОАО «Щекиноазот»)

89,30

74,42

Сальдо перетоков мощности, в т.ч.:

565,10

610,46

с Калужской энергосистемой

-98,53

187,00

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Спутник

-6,37

50,35

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Орбита

-51,99

9,06

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Электрон

14,15

13,58

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Литейная

13,27

52,57

ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС – Агеево

-26,18

25,87

ВЛ 220 кВ Станы – Шипово

38,20

57,08

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Станы

-64,41

-58,52

ВЛ 110 кВ Протон – Заокская с отпайкой

10,7

4,60

ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС – Шепелево Северная с отпайками

-8,90

6,53

ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС – Шепелево Южная с отпайками

-9,86

6,34

ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ – Космос с отпайками

-24,14

-17,20

ВЛ 110 кВ Шипово – Ферзиково с отпайкой на ПС Средняя

-6,50

22,53

ВЛ 110 кВ Космос – Заокская с отпайкой

13,16

8,84

ВЛ 110 кВ Шепелево – Белев 1 с отпайками

8,14

3,61

ВЛ 110 кВ Шепелево – Белев 2 с отпайками

3,20

1,79

ВЛ 35 кВ Белев – Ульяново с отпайкой

-1,00

-0,02

с Московской энергосистемой

352,96

147,07

ВЛ 220 кВ Шипово – Ока

3,56

-28,75

ВЛ 220 кВ Алексинская ТЭЦ – Ока

37,34

2,65

ВЛ 220 кВ Приокская – Бугры

66,51

40,31

ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС – Мордвес

28,99

6,05

ВЛ 110 кВ Пятницкая – Ясногорск

39,55

16,93

ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС – Каширская ГРЭС

66,31

47,66

ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС – Химическая

109,21

60,12

ВЛ 110 кВ Пущино – Таруса I, II цепь

1,50

2,10

с Рязанской энергосистемой

212,65

125,64

ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС – Михайловская

181,27

112,01

ВЛ 110 кВ Виленки – Гремячее

12,62

8,15

ВЛ 110 кВ Зубово – Горлово

18,75

5,48

с Орловской энергосистемой

58,08

152,22

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Мценск

11,48

74,20

ВЛ 110 кВ Мценск – Чернь с отпайкой на ПС Коммаш

16,62

45,03

ВЛ 110 кВ Мценск – Плавск с отпайками

33,19

39,79

ПС 110 кВ Коммаш Т‑1, Т‑2, ПС 110 кВ Чернь Т‑1, Т‑2

-3,20

-6,80

с Брянской энергосистемой

39,94

-1,48

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Цементная

39,94

-1,48

Режим зимнего максимума нагрузки 2015 года характерен дефицитом генерации энергосистемы Тульской области. Потребление превышает генерацию мощности на 565,1 МВт. Идет прием электрической мощности со стороны Московской, Орловской, Брянской и Рязанской энергосистем и выдача мощности в Калужскую энергосистему.

В режиме зимнего минимума наблюдается дефицит мощности, генерируемой на электростанциях энергосистемы Тульской области в объеме 610,46 МВт, который покрывается за счет перетоков из соседних энергосистем.

Таблица 2.18. Структура баланса мощности и сальдо перетоков мощности энергосистемы Тульской области для летних нагрузок, МВт

Наименование

Часы

Максимум 28.07.2015

(14-00)

Минимум

05.07.2015

(05-00)

Температура воздуха, оС

21,4

23,5

Потребление, МВт

1143,57

770,78

в т.ч. АО «НАК Азот»

170,30

142,88

Генерация, МВт, в т.ч.:

701,64

413,75

Черепетская ГРЭС

381,03

130,18

Щекинская ГРЭС

0,00

0,00

Новомосковская ГРЭС

160,99

170,74

Алексинская ТЭЦ

5,93

4,94

Ефремовская ТЭЦ

9,42

10,48

Первомайская ТЭЦ

69,81

43,83

Электростанции промпредприятий

(ТЭЦ ПАО «Тулачермет», ТЭЦ ПАО «Косогорский металлургический завод», ТЭЦ Ефремовского филиала ОАО «Щекиноазот»)

74,47

53,59

Сальдо перетоков мощности, МВт, в т.ч.:

441,93

357,03

с Калужской энергосистемой

-24,87

36,72

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Спутник

-1,18

72,78

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Орбита

0,00

-14,95

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Электрон

16,33

0,00

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Литейная

-14,46

-17,46

ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС – Агеево

-7,71

-0,32

ВЛ 220 кВ Станы – Шипово

23,95

3,56

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Станы

-46,68

-34,20

ВЛ 110 кВ Протон – Заокская с отпайкой

0,00

3,00

ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС – Шепелево Северная с отпайками

-13,46

-6,94

ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС – Шепелево Южная с отпайками

-13,91

-8,81

ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ – Космос с отпайками

15,55

23,43

ВЛ 110 кВ Шипово – Ферзиково с отпайкой на ПС Средняя

1,5

10,15

ВЛ 110 кВ Космос – Заокская с отпайкой

10,6

4,57

ВЛ 110 кВ Шепелево – Белев 1 с отпайками

3,04

1,76

ВЛ 110 кВ Шепелево – Белев 2 с отпайками

1,58

1,16

ВЛ 35 кВ Белев – Ульяново с отпайкой

-0,02

-1,00

с Московской энергосистемой

390,44

155,24

ВЛ 220 кВ Шипово – Ока

-1,17

1,12

ВЛ 220 кВ Алексинская ТЭЦ – Ока

70,36

20,39

ВЛ 220 кВ Приокская – Бугры

62,63

44,86

ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС – Мордвес

10,57

-5,21

ВЛ 110 кВ Пятницкая – Ясногорск

35,5

8,76

ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС – Каширская ГРЭС

88,28

34,24

ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС – Химическая

123,27

50,08

ВЛ 110 кВ Пущино – Таруса I, II цепь

1,00

1,00

с Рязанской энергосистемой

121,82

65,81

ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС – Михайловская

112,98

66,12

ВЛ 110 кВ Виленки – Гремячее

3,20

5,03

ВЛ 110 кВ Зубово – Горлово

5,63

-5,33

с Орловской энергосистемой

-43,44

66,52

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Мценск

-56,86

31,42

ВЛ 110 кВ Мценск – Чернь с отпайкой на ПС Коммаш

11,47

20,00

ВЛ 110 кВ Мценск – Плавск с отпайками

5,64

18,80

ПС 110 кВ Коммаш Т‑1, Т‑2, ПС 110 кВ Чернь Т‑1, Т‑2

-3,7

-3,7

с Брянской энергосистемой

-2,01

32,74

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Цементная

-2,01

32,74

Дефицит активной мощности в Тульской энергосистеме в режиме летнего максимума нагрузки 2015 года составил 441,93 МВт, в режиме летнего минимума в объеме 357,03 МВт. Данный дефицит также покрывается за счет перетоков из соседних энергосистем.

2.7. Анализ основных проблем функционирования энергосистемы Тульской области

Электросетевой комплекс Тульской области характеризуется следующими проблемами:

высокий износ и необходимость проведения реконструкции большого количества электросетевых объектов;

исчерпание паркового ресурса подавляющего большинства генерирующего оборудования на электростанциях региона;

исчерпание резерва трансформаторной мощности на отдельных подстанциях 110 кВ на территории Тульской области, что ограничивает присоединение дополнительной электрической нагрузки в среднесрочной перспективе;

зависимость режимов электрической сети 110 кВ Ефремовского энергорайона от наличия генерации на Ефремовской ТЭЦ ввиду ограниченного количества связей 220-110 кВ с ЕЭС;

необходимость реконструкции и модернизации морально и физически устаревших общесистемных средств управления (РЗА, ПА);

значительное количество морально устаревшего маслонаполненного коммутационного оборудования на объектах, что снижает надежность и является негативным экологическим фактором.

2.8. Анализ загрузки питающих центров напряжением 110-220 кВ

На резервы мощности ПС 220 кВ влияют различные факторы:

схема прилегающей сети 220-110 кВ;

степень загрузки генерирующего оборудования станций;

нагрузки сети 110-220 кВ;

уровни напряжения в сети;

параметры оборудования;

вероятностный рост нагрузки действующих потребителей;

заявки на технологическое присоединение.

Оценка резервов мощности выполнена для всех центров питания напряжением 220 кВ энергосистемы Тульской области. Дополнительно выделены резервы мощности по энергорайонам Тульской области.

Максимальное потребление мощности энергосистемы Тульской области в зимний период 2015 года составило 1480 МВт, что на 180 МВт меньше чем 2014 году (1660 МВт). Указанные данные использованы при определении резервов мощности ПС 220 кВ. Расчеты послеаварийных режимов выполнены для зимнего максимума нагрузок с учетом отключения одного элемента сети (режим N-1) и для летнего максимума нагрузок при наложении аварийного отключения элемента на ремонтную схему (режим N-2). Оценка резервов мощности произведена прямыми расчетами с использованием аттестованного программного комплекса RastrWin.

Результаты оценки резервов мощности центров питания 220 кВ энергосистемы Тульской области приведены в таблице 2.19.

Таблица 2.19. Оценка резервов мощности центров питания 220 кВ энергосистемы Тульской области

Энергорайон, ПС, АТ

Потребление по энергорайону без учета техприсоединений (на максимум 2015 г.), МВт

Потребление по энергорайону с учетом техприсоединений на 2017 г. (прогноз), МВт

Загрузка автотрансформаторов, МВА/%

за 16.12.2015 (режимный день)

С учетом техприсое-динений 2017 г. (прогноз)

Резервы мощности по ПС на 2017 г., МВт

МВА/МВт

%

МВА

%

N-1

(зимой)

N-2

(летом)

Тульский

486

539

60*

ПС Тула АТ-1

110/104

26,8

76,6

31,9

100

110

ПС Тула АТ-2

-

0

87,8

36,6

ПС Ленинская АТ-1

86,6/74

43

88,8

44,4

70

80

ПС Ленинская АТ-2

86,6/74

43

88,3

44,3

ПС Металлургическая АТ-1

47/44

37

41,2

34,5

60

60

ПС Металлургическая АТ-2

46/43

37

41

34,4

Новомосковский

367

391

40*

ПС Северная АТ-1

90/82

45

93,4

48,6

40

15

ПС Северная АТ-2

59/54

33

81,9

47,5

ПС Химическая АТ-1

44/37,7

22

44,2

22,9

110

60

ПС Химическая АТ-2

43/36,2

22

42,2

21,9

Люторичи и Бегичево

68

68

70*

ПС Бегичево АТ-1

30,6/30

25,5

30,6

25,9

70

60

ПС Бегичево АТ-2

31,6/30

26

31

26,2

ПС Люторичи АТ-2

42,4/29

34

25,6

21,1

90

85

Щекинский

180

225

50*

ПС Яснополянская АТ-1

45,8/27

36,6

21,9

18,3

50

45

ПС Яснополянская АТ-2

11,2/11

9

44,9

37,5

Ефремовский

113

112

0**

ПС Звезда АТ-1

26,7/26

21

3

2,5

0

0

Суворовский

144

144

Заокский

118

123

35*

ПС Шипово АТ-2

56,3/56

45

24,2

19,2

35

35

* - суммарный резерв мощности по энергоузлу определяется исходя из близости присоединения потребителя к центру питания 220 кВ и может варьироваться.

** - величина резерва может варьироваться от объема генерации на Ефремовской ТЭЦ.

Тульский энергорайон

             

Токовая нагрузка автотрансформаторов ПС 220 кВ Тула в нормальной схеме составляет 26,8% от номинального значения. С учетом нормативных возмущений в нормальной схеме суммарная величина резерва ПС 220 кВ Тула оценивается в 100 МВт для зимнего максимума нагрузок.

Токовая нагрузка автотрансформаторов ПС 220 кВ Ленинская в нормальной схеме составляет 43% от номинального значения. С учетом нормативных возмущений в нормальной схеме суммарная величина резерва оценивается в 70 МВт для зимнего максимума нагрузок.

Токовая нагрузка автотрансформаторов ПС 220 кВ Металлургическая в нормальной схеме составляет 41,2% от номинального значения. С учетом нормативных возмущений в нормальной схеме суммарная величина резерва оценивается в 60 МВт для зимнего максимума нагрузок.

Новомосковский энергорайон

Токовая нагрузка автотрансформаторов ПС 220 кВ Северная в нормальной схеме составляет 45% от номинального значения. С учетом нормативных возмущений в нормальной схеме суммарная величина резерва оценивается в 40 МВт для зимнего максимума нагрузок.

Величина резерва мощности по ПС 220 кВ Химическая на рассматриваемый период оценивается в 110 МВт. В настоящее время действуют договоры на технологическое присоединение ЗАО «Металлокомплект-М» (45,9 МВт) и ЗАО «Тульский цементный завод» (49,5 МВт).

Энергорайон Бегичево и Люторичи

Токовая нагрузка автотрансформаторов ПС 220 кВ Бегичево и ПС 220 кВ Люторичи в нормальной схеме составляет 26% и 34% от номинального значения соответственно. С учетом нормативных возмущений в нормальной схеме суммарная величина резерва мощности по энергорайону оценивается в размере 70 МВт.

Щекинский энергорайон

Токовая нагрузка АТ 1,2 ПС 220 кВ Яснополянская в нормальной схеме составляет 36,6% и 9% от номинального значения соответственно. С учетом нормативных возмущений в нормальной схеме суммарная величина резерва по энергорайону оценивается в размере 50 МВт.

Ефремовский энергорайон

Токовая нагрузка АТ на ПС 220 кВ Звезда составляет 21% от номинального значения. Ввиду того, что на ПС 220 кВ Звезда установлен один АТ 220/110 кВ, а также при наличии единственной питающей ЛЭП 220 кВ, резервы мощности данного центра питания в существенной мере зависят от пропускной способности прилегающей сети 110 кВ, а также уровня генерации на Ефремовской ТЭЦ.

С учётом действующих заявок на технологическое присоединение резервы мощности по Ефремовскому энергорайону на рассматриваемый период составляют 0 МВт для зимнего максимума нагрузок, с учётом нормативных возмущений в нормальной схеме (при наличии генерации на Ефремовской ТЭЦ величина резерва может варьироваться).

Заокский энергорайон

Центром питания данного района со стороны энергосистемы Тульской области является ПС 220 кВ Шипово. На ПС 220 кВ Шипово установлен один автотрансформатор 220/110/10 кВ. Токовая нагрузка АТ-1 ПС 220 кВ Шипово составляет 45% от номинального значения. Резерв мощности центра питания определяется пропускной способностью оборудования и ЛЭП 110 кВ в послеаварийных режимах. С учетом нормативных возмущений в нормальной и основных ремонтных схемах суммарная величина резерва ПС 220 кВ Шипово оценивается в размере 35 МВт для периодов зимних и летних максимальных нагрузок.

Основным питающим центром данного района со стороны энергосистемы Калужской области является ПС 220 кВ Протон (собственник-ФГБУ «Государственный научный центр Российской Федерации - Институт физики высоких энергий»).

На ПС 220 кВ Протон установлены АТ 220/110 кВ мощностью 2х125 МВА. В настоящий момент резерв трансформаторной мощности на ПС 220 кВ Протон исчерпан в связи с заявками ФГБУ «Государственный научный центр Российской Федерации – Институт физики высоких энергий» (ФГБУ ГНЦ ИФВЭ).

Загрузка центров питания напряжением 110 кВ

Анализ загрузки центров питания напряжением 110 кВ показал, что в Тульской области наиболее энергодефицитными являются Ленинский, Заокский и Ясногорский районы, а также город Тула.

По данным замеров режимного дня за последние 5 лет имеется текущий дефицит трансформаторной мощности на ПС 110 кВ Рудаково (г. Тула) в размере – 1,35 МВА, ПС 110 кВ Пролетарская – 1,18 МВА и ПС 110 кВ Заокская (пос. Заокский) – 1,53 МВА.

Сведения о загрузке центров питания 110 кВ филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья», от которых осуществляется электроснабжение потребителей наиболее энергодефицитных районов Тульской области, представлены в таблице 2.20.

Таблица 2.20. Сведения о загрузке центров питания 110 кВ филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» по г. Туле, Ленинскому, Заокскому и Ясногорскому районам Тульской области, МВА

Диспетчерское наименование подстанции 110 кВ

Количество и мощность трансформаторов

Текущий объем свободной мощности на 01.01.2016               (- дефицит)

Объем свободной для ТП потребителей трансформаторной мощности с учетом присоединенных потребителей и заключенных договоров на ТП на 01.01.2016

Действующие договоры на ТП на 01.01.2016

Мощность по действующим заявкам на ТП на 01.01.2016

1

2

3

4

5

6

Ленинский район и г. Тула

ПС 110 кВ Щегловская

2×40

8,29

7,80

19,78

0,00

ПС 110 кВ Барсуки

2×25

12,83

7,99

19,00

0,15

ПС 110 кВ Подземгаз

2×16

5,27

4,23

5,52

2,97

ПС 110 кВ Рудаково

2×25

-1,35

-4,07

13,38

0,54

ПС 110 кВ Перекоп

1×60; 1×63

20,21

17,33

16,01

0,24

ПС 110 кВ Криволучье

2×16

3,05

-1,00

11,50

0,84

ПС 110 кВ Медвенка

2×16

1,97

-2,27

40,77

0,69

ПС 110 кВ Кировская

2×40

22,04

22,04

4,04

0,40

ПС 110 кВ Мясново

3×25

22,01

16,82

52,72

1,92

ПС 110 кВ Пролетарская

2×25

-1,18

-1,18

4,58

0,39

ПС 110 кВ Рождественская

2×16

10,75

9,40

20,98

0,00

ПС 110 кВ Южная

3×25

25,23

22,13

48,51

1,24

ПС 110 кВ Центральная

2×25

2,94

-4,17

4,70

0,00

ПС 110 кВ Привокзальная

2×40

8,29

5,92

4,92

0,24

ПС 110 кВ Алешня

2×16

11,87

9,16

15,31

0,00

ПС 110 кВ Рассвет

2×16

8,09

3,40

25,02

0,00

ПС 110 кВ Глушанки

1×16; 1×10

3,62

3,62

3,34

1,70

ПС 110 кВ Тулица

2×25

12,93

11,37

2,97

0,34

ПС 110 кВ Обидимо

1×16; 1×7,5

0,41

-0,73

9,33

0,00

ПС 110 кВ Мелиоративная

1×10

3,02

2,42

3,16

0,00

ПС 110 кВ Ратово

2×10

8,89

8,82

7,54

0,00

ПС 110 кВ Стечкин

2×40

37,37

32,16

49,87

7,50

Заокский район

ПС 110 кВ Заокская

2×16

-1,53

-23,73

70,20

0,00

ПС 110 кВ Яковлево

2×10

6,01

-0,58

21,16

0,00

Ясногорский район

ПС 110 кВ Ясногорск

2×63

29,77

11,17

75,14

1,04

2.9. Анализ уровней напряжения и состояние степени компенсации реактивной мощности в электрических сетях
напряжением 110 кВ и выше Тульской области

В схеме и программе выполнен анализ баланса реактивной мощности в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше Тульской области на период до 2021 года.

Режимы работы энергосистемы Тульской области на этапе 2017-2021 годов в соответствии с базовым прогнозом потребления электроэнергии и мощности в периоды зимних и летних максимальных нагрузок характеризуются потреблением реактивной мощности из соседних энергосистем.

Необходимо отметить, что уровни напряжения на шинах ПС 110 кВ и выше в исследуемой энергосистеме во всех рассмотренных, в том числе и в наиболее тяжёлых послеаварийных режимах, находятся в диапазоне допустимых значений.

Таким образом, расчёт баланса реактивной мощности показал, что применение средств компенсации реактивной мощности (СКРМ) в энергосистеме Тульской области нецелесообразно на перспективном этапе 2017-2021 годов в соответствии с базовым и региональным прогнозами потребления электроэнергии и мощности.

2.10. Оценка существующих уровней токов короткого замыкания на шинах 110 кВ и выше объектов энергосистемы Тульской области

На этапе 2017 года с учетом ввода нового генерирующего оборудования на электростанциях Тульской области, в максимальном режиме работы энергосистемы Тульской области и смежных энергосистем выявлено несоответствие отключающей способности выключателей, установленных на объектах 110-220 кВ, расчетным токам короткого замыкания.

Во избежание повреждения электрооборудования на этапе 2017 года требуется замена:

на шинах 220 кВ Алексинской ТЭЦ одного выключателя на выключатель с отключающей способностью не менее 20 кА;

на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Северная двух выключателей в цепях ВЛ 110 кВ Северная – Бытхим I,II на выключатели с отключающей способностью не менее 40 кА. Собственником данного оборудования является ООО «Аэрозоль-Новомосковск».

2.11. Анализ развития генерирующих мощностей и режимов работы электростанций энергосистемы Тульской области
за 2011−2015 годы

Существующая установленная электрическая и тепловая мощность электростанций энергосистемы Тульской области по состоянию на 31.12.2015 представлены в таблице 2.21.

Таблица 2.21. Установленные мощности электростанций энергосистемы Тульской области по состоянию на 31.12.2015

Электростанция,

установленная

мощность (электрическая, МВт / тепловая, Гкал/ч)

Тип генератора

Тип турбины

Установленная мощность, МВт

Станци-онный

номер

Электростанция АО «Интер РАО - Электрогенерация»

Черепетская ГРЭС

1735/0

ТП−240-1

К-140-160

3х140

1-3

ТВВ-320-2

К-300−240

300

5

ТВВ-320-2

К-300−240

300

6

ТВВ-320-2

К-265−240

265

7

ТЗФП-220-2УЗ

К−225-12,8-4р

225

8

К−225-12,8-4р

225

9

ООО «Щекинская ГРЭС»

Щекинская ГРЭС

400/0

ТВВ-220-2Е

К−200-130

200

11

ТВВ-220-2Е

К−200-130

200

12

ПАО «Квадра»

Алексинская ТЭЦ

62/150

Т-12-2У3

ПР-12-90/15

12

2

ТВФ-63-2У

Т-50-90/1,5

50

3

Ефремовская ТЭЦ

160/520

ТВС-30

ПР−25-90/10

25

4

ПР−25-90/10

25

5

ТВФ-63-2

ПТ-60-90/13

60

6

ТВФ-63-2

Р-50-130/13

50

7

Новомосковская ГРЭС

323,65/412,4

ТВ-100-2Ф

Т-90-90/2,5

90

1

Т2-50-2

Р-14-90/31

14

4

Р-32-90/13

Р-32-90/13

32

7

9А5

PG9171E

131,75

8

SGen5-100A-2P

SST РАС 600

55,9

9

Первомайская ТЭЦ ОАО «Щекиноазот»

Первомайская ТЭЦ

филиала ОАО «Щекиноазот»

105/674

ТВ-2-30-2

Р-15-90/31

15

2

ТВ-2-30-2

П-25-29/13

2x25

1,3

ТВC 30

Р-15-90/31

15

4

ТВC 30

ПР-25-90/10

25

5

Электростанции промышленных предприятий

ТЭЦ Ефремовского филиала ОАО «Щекиноазот»

6/0

Т-6-2У3

П-6-35/5М

6

1

ТЭЦ ПАО «Тулачермет»

101,5/492

ПТ−25-90/10

25

2

Т-6-2У3

Р-6-35/10

6

3

Т-12-2

Р-12-90/31

10,5

4

ТВФ-60-2

ПТ-60-90/13

60

5

ТЭЦ ПАО «Косогорский металлургический завод»

24/307

Т-12-2

ПТ-12-35/10

2x12

1,2

С 01.01.2016 выведены из эксплуатации блоки ст. №№ 1, 2, 3 Черепетской ГРЭС установленной мощностью 140 МВт каждый.

В таблице 2.22 приведены данные о динамике изменения установленной мощности электростанций Тульской области за прошедший пятилетний период. По отношению к 2011 году суммарная установленная мощность увеличилась на 67,65 МВт.

Таблица 2.22. Установленная мощность электростанций энергосистемы Тульской области, МВт

Наименование

На 01.01.11

На 01.01.12

На 01.01.13

На 01.01.14

На 01.01.15

На 01.01.16

Черепетская ГРЭС

1285

1285

1285

1285

1510

1315

Щекинская ГРЭС

400

400

400

400

400

400

Алексинская ТЭЦ

102

102

102

102

62

62

Ефремовская ТЭЦ

160

160

160

160

160

160

Новомосковская ГРЭС

246

226

226

413,65

323,65

323,65

ТЭЦ-ПВС ПАО «Тулачермет»

101,5

101,5

101,5

101,5

101,5

101,5

ТЭЦ-ПВС ПАО «Косогорский металлургический завод»

24

24

24

24

24

24

Первомайская ТЭЦ ОАО «Щекиноазот»

105

105

105

105

105

105

Электростанция Ефремовского филиала ОАО «Щекиноазот»

6

6

6

6

6

6

Итого

2429,5

2409,5

2409,5

2597,15

2692,15

2497,15

За период с 2011 года по Тульской энергосистеме произведен окончательный вывод из эксплуатации следующего оборудования электростанций:

1) с 1 января 2011 года на Новомосковской ГРЭС выведен из эксплуатации турбоагрегат ст. №3 типа Р-15-29/7 мощностью 15 МВт и паровой энергетический котел ст. № 11 типа ЛМЗ-200;

2) с 1 января 2012 года на Новомосковской ГРЭС выведен из эксплуатации турбоагрегат ст. № 6 типа Р-20-29/7 мощностью 20 МВт и паровой энергетический котел ст. №1 типа ТП-230-1;

3) с 1 января 2015 года на Новомосковской ГРЭС выведен из эксплуатации турбоагрегат ст. № 5 типа Т-90-90/2,5 установленной мощностью 90 МВт (110 Гкал/ч);

4) с 1 января 2015 года на Алексинской ТЭЦ выведен из эксплуатации турбоагрегат ст. № 4 типа П-40-90/7 установленной мощностью 40 МВт (65 Гкал/ч);

5) с 31 декабря 2015 года на Черепетской ГРЭС выведена из эксплуатации I-я очередь электростанции с тремя дубль-блоками установленной мощностью по 140 МВт в составе турбоагрегатов К-140-160, котлов ТП-240 и генераторов ТВ2-15-2.

За период с 2011 года по Тульской энергосистеме введено в эксплуатацию следующее оборудование электростанций:

1) с июня 2013 года на Новомосковской ГРЭС введен в эксплуатацию парогазовый энергоблок установленной электрической мощностью 187,65 МВт и тепловой мощностью 100 Гкал/ч, состоящий из газотурбинной установки типа PG9171E (131,75 МВт), паровой турбины SST PAC 600 (55,9 МВт) в комплекте с генератором, вспомогательным оборудованием и котлом-утилизатором типа Е-186/39-7,5/0,7-515/229 (П-142);

2) с 19.12.2014 на Черепетской ГРЭС введен в эксплуатацию энергоблок мощностью 225 МВт ст. № 8, состоящий из турбины К-225-12,8-4р, генератора ТЗФП-220-2УЗ и котла Еп-630-13,8-565/570 КТ номинальной паропроизводительностью 630 т/ч;

3) с 22.03.2015 на Черепетской ГРЭС введен в эксплуатацию энергоблок мощностью 225 МВт ст. № 9, состоящий из турбины К-225-12,8-4р, генератора ТЗФП-220-2УЗ и котла Еп-630-13,8-565/570 КТ номинальной паропроизводительностью 630 т/ч.

При определении сценариев развития энергосистемы Тульской области в соответствии с базовым и региональным прогнозами потребления электроэнергии и мощности сроки ввода/вывода генерирующих объектов приняты в соответствии с данными, представленными в таблице 2.23.

Таблица 2.23. Объемы ввода и демонтажа генерирующего оборудования на 2016−2021 годы, МВт

Электростанция (станционный номер, тип турбины)

Генерирую-щая компания

Вид топлива

Тип ввода/вывода

2016

2017

2018

2019

2020

2021

По базовому прогнозу потребления электроэнергии и мощности

ВВОДЫ С ВЫСОКОЙ ВЕРОЯТНОСТЬЮ

Алексинская ТЭЦ

ПАО «Квадра»

5 ПГУ (Т)*

Газ природный

новое строительство

115

По региональному прогнозу потребления электроэнергии и мощности

ВВОДЫ С ВЫСОКОЙ ВЕРОЯТНОСТЬЮ

Алексинская ТЭЦ

ПАО «Квадра»

5 ПГУ (Т)*

Газ природный

новое строительство

115

Электростанция ПАО «Тулачермет»

ПАО «Тулачермет»

ТВС-32

Уголь Кузнецкий

новое строительство

32

ВЫВОД ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ

ГРЭС Черепетская

АО «Интер РАО - Электрогенерация»

1 К-140-160

Уголь Кузнецкий

окончательный

140

2 К-140-160

Уголь Кузнецкий

окончательный

140

3 К-140-160

Уголь Кузнецкий

окончательный

140

Всего по станции

420

ГРЭС Новомосковская

ПАО «Квадра»

1 Т-90-90

Газ природный

окончательный

90

Всего по станции

90

Алексинская ТЭЦ

ПАО «Квадра»

3 Т-50-90

Газ природный

окончательный

50

Всего по станции

50

* Мощность ПГУ Алексинской ТЭЦ принята в соответствии с данными проекта схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2016-2022 годы.

По информации филиала ПАО «Квадра» – «Центральная генерация», сроки возможного вывода оборудования из эксплуатации с последующим демонтажем (таблица 2.23) следующие:

1) Производственное подразделение «Новомосковская ГРЭС»:

Турбоагрегат Т-90-90/2,5 ст.№ 1 – с 1 июля 2017 г.;

2) Производственное подразделение «Алексинская ТЭЦ»:

Турбоагрегат Т-50-90/1,5 ст.№ 3 – с 1 июля 2017 г.

Особенности, проблемы текущего состояния и возрастной состав оборудования по выработке электрической и тепловой энергии субъектов генерации Тульской области приведены в таблице 2.24.

Таблица 2.24. Возрастной состав оборудования по выработке электрической и тепловой энергии

Электростанция и тип оборудования

Ст.№

Год ввода в эксплу-атацию

Мощность (МВт), паропроиз-водитель-ность (т/ч)

Наработка на 01.01.2016 (ч)

Парковый

ресурс/ индивиду-альный ресурс (год достижения индивидуаль-ного ресурса) (ч)

1. ООО «Щекинская ГРЭС»

Турбина К-200-130

11

1964

200

299120

220000/3071602018 г.

Турбина К-200-130

12

1965

200

60207

220000/2046 г.

Котел 67-ЗСП

14

1956

220

288010

300000/2025 г.

Котел 67-ЗСП

15

1957

220

285601

300000/2030 г

Котел ПК-33-1

16

1964

640

299120

200000/3040002018 г.

Котел ПК-33-1

17

1965

640

293560

200000/3068002020 г.

2. Новомосковская ГРЭС ПАО «Квадра»

Турбина Т-90-90/2,5

1

1947

90

440988

270000/-

Турбина Р-14-90/31

4

1976

14

226962

270000/-

Турбина Р-32-90/13

7

1969

32

347559

270000/

368526

Турбина газовая PG9171E

8

2013

131,75

17450

15 лет

Турбина паровая SST PAC 600

9

2013

55,9

17242

30 лет

Котел Шихау

2

1947

220

395786

350000/

420000

-/-

3

1947

220

416957

350000/

451732

-/-

4

1946

220

417179

350000/

440000

-/-

5

1946

220

450153

350000/

465150

Котел БКЗ-220-100

13

1968

220

262421

250000/

274000

-/-

14

1969

220

275591

250000/

295282

-/-

15

1973

220

142377

300000/-

Котел-утилизатор Е-186/39-7,5/0,7-515/29 (П-142)

1

2013

92

17450

220000/-

3. Алексинская ТЭЦ ПАО «Квадра»

Турбина Р-12-90/15

2

1995

12

120786

270000/-

Турбина Т-50-90/1,5

3

1948

50

453033

270000/-

Котел ТП-230-1

3

1948

230

371790

250000/

393753

-/-

4

1949

230

373972

250000/

394753

-/-

5

1949

230

350725

250000/

365263

Котел БКЗ-220-100

6

1972

220

191357

300000/-

4. Ефремовская ТЭЦ ПАО «Квадра»

Турбина ПР-25-90/10

4

1964

25

240802

270000/-

-/-

5

1965

25

252918

270000/-

Турбина ПТ-60-90/13

6

1975

60

263364

270000/-

Турбина Р-50-130/13

7

1979

50

138730

220000/-

Котел БКЗ-160-100

8

1964

160

283668

300000/-

-/-

9

1964

160

319754

300000/

361212

-/-

10

1965

160

299365

300000/

343356

-/-

11

1976

160

228705

300000/-

-/-

12

1976

160

236741

300000/-

Котел БКЗ-320-100

13

1980

320

95623

300000/-

-/-

14

1983

320

92549

300000/-

5 Черепетская ГРЭС              АО «Интер РАО – Электро-генерация»

К-140-160

1

1953 / 2010

140

409096

220000/

405000

К-140-160

2

1954/

2000

140

82117

220000/-

К-140-160

3

1956 / 2012

140

413789

220000/

407652

К-300−240-1

5

1963

300

225077

220000/

254263

К-300−240-1

6

1964 / 2005

300

237405

220000/

259000

К−265−240-1

7

1966

265

220228

220000/

239359

К−225-12,8-4р

8

2014

225

3441

220000/-

К−225-12,8-4р

9

2015

225

2152

220000/-

2.12. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения в Тульской области
за 2011−2015 годы

Динамика производства, потребления и структура отпуска тепловой энергии по Тульской энергосистеме с 2011 года представлена в таблице 2.25.

Таблица 2.25. Динамика производства, потребления тепловой энергии по Тульской энергосистеме за 2011−2015 годы, тыс. Гкал

Наименование источника

тепловой энергии

2011

2012

2013

2014

2015

1. Филиал ПАО «Квадра» – «Центральная генерация»:

1.1. Выработка ТЭ всего, в т.ч.:

3033,3

3052,1

2827,7

2745,1

2578,7

Ефремовская ТЭЦ

1368,2

1323,6

1234,1

1249,0

1217,1

Алексинская ТЭЦ

481,6

515,4

471,5

484,5

459,3

Щёкинская ГРЭС

160,1

161,2

154,3

73,8

0,0

Новомосковская ГРЭС

1015,9

1051,9

955,9

899,1

879,0

Котельные производственные

7,5

0,0

11,9

38,7

23,3

1.2. Потребление ТЭ на собственные нужды

14,0

1.3. Отпуск ТЭ «Промышленное производство»

1485,3

1.4. Отпуск ТЭ «ЖКХ»

992,7

1.5. Отпуск ТЭ «Бюджетные потребители»

2,8

1.6. Отпуск ТЭ «Прочие виды экономической деятельности»

2,7

1.7. Потери ТЭ

145,5

2. ООО «Щекинская ГРЭС» выработка, всего, в т.ч.:

-

-

-

171,0

183,6

Потребление ТЭ на собственные нужды

1,8

0,9

Отпуск «Промышленное производство» (в т.ч. фабрика SCA)

63,9

72,8

Отпуск «ЖКХ»

45,7

43,2

Отпуск «Прочие потребители, потери»

59,6

66,7

3. Филиал «Черепетская ГРЭС им. Д.Г. Жимерина» АО «Интер РАО – Электрогенерация» выработка, всего, в т.ч.:

153,4

143,5

141,6

160,2

125,0

Отпуск ОАО «Энергия – 1»

143,2

129,7

126,0

120,5

110,8

Отпуск «Промышленные потребители, в т.ч. собственное потребление»

10,2

13,8

15,6

39,7

14,2

4. ТЭЦ-ПВС ПАО «Тулачермет» выработка всего, в т.ч.:

833,4

828,0

816,3

857,1

823,9

Цеха ПАО «Тулачермет» (потребление)

295,9

281,2

297,1

330,2

284,1

Отпуск ЗАО «Тулатеплосеть» (население)

320,3

317,3

304,8

316,3

339,7

Отпуск «Промышленные потребители, потери»

217,2

229,6

214,3

210,7

200,1

5. ТЭЦ-ПВС ПАО «Косогорский металлургический завод» выработка, всего, в т.ч.:

1246,2

1031,9

1000,2

1220,4

1426,7

Производственные нужды ПАО «Косогорский металлургический завод» (потребление)

1002,3

768,6

768,9

941,8

1095,2

Отпуск «Население»

176,2

112,5

113,1

117,1

116,2

Отпуск «Прочие потребители, потери»

67,8

150,8

118,2

161,6

215,3

6. ТЭЦ ОАО «Щекиноазот» выработка ТЭ, всего, в т.ч.:

2329,7

1614,8

1463,6

1391,2

1245,1

Производственные нужды ОАО «Щекиноазот» (потребление)

2089,1

1380,2

1246,7

1158,3

1038,9

Отпуск «Население»

215,0

184,8

177,1

187,9

176,7

Отпуск «Прочие потребители, потери»

25,6

49,8

39,8

45,1

29,5

7. Котельные

8246,1

9156,6

10164,9

10949,0

8544,6

Всего объем производства тепловой энергии по Тульскому региону

15842,1

15826,9

16414,3

17494,4

14927,6

Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в Тульской области представлен в таблице 2.26.

Таблица 2.26. Объем потребления тепловой энергии крупными потребителями в Тульской области

Наименование потребителя тепловой энергии

Объем потребления тепловой энергии, тыс. Гкал

2012

2013

2014

2015

АО «НАК «Азот»

1 537,1

1 814,0

1 714,0

1 739,26

ОАО «Щекиноазот»

1 361,0

911,2

1 158,3

1 038,91

ПАО «Косогорский металлургический завод»

788,0

768,9

941,8

793,14

ООО «Каргилл»

473,0

432,0

515,0

540,00

ОАО «Пластик»

438,0

443,0

ОАО «Ефремовский завод синтетического каучука»

294,3

238,1

226,9

205,70

ПАО «Тулачермет»

281,2

297,1

330,2

284,05

ОАО «Тульский патронный завод»

251,0

232,0

221,0

212,00

Филиал ОАО «Пивоваренная компания «Балтика» − «Балтика-Тула»

189,2

204,4

218,7

191,00

АО АК «Туламашзавод»

118,1

110,9

81,4

54,02

ООО «Проктер энд Гэмбл – Новомосковск»

104,0

101,0

87,7

76,14

АО «Алексинская бумажно-картонная фабрика»

104,0

96,7

110,3

94,48

АО «Тяжпромарматура»

43,8

39,9

41,7

37,35

АО «Конструкторское бюро приборостроения им. академика А.Г. Шипунова»

42,8

41,6

45,6

34,04

ОАО «Полема»

41,4

26,7

18,3

19,00

2.13. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за 2011−2015 годы

Экономика Тульской области имеет многоотраслевой характер и представлена предприятиями промышленности, транспорта, строительства и агропромышленным комплексом.

Основные показатели энерго- и электроэффективности Тульской области за 2011-2015 годы в соответствии с данными Туластата представлены в таблице 2.27.

Таблица 2.27. Основные показатели энерго- и электроэффективности Тульской области за 2011-2015 годы

№ п/п

Показатель

Ед. изм.

2011

2012

2013

2014

2015

1

Валовой региональный продукт

млрд.

руб.

279,9

311,2

348,0

408,5

430,1*

2

Валовой региональный продукт (в сопоставимых ценах)

%

105,3

102,5

104,4

105,8

102,4*

3

Потребление топливно-энергетических ресурсов

тыс. т усл.т.

10108,0

10198,8

8956,8

9351,1

май.16**

4

Энергоемкость валового регионального продукта

кг усл.т./ тыс. руб.

37,102

32,772

25,738

22,891

98,793*

5

Общее потребление электроэнергии (по данным системного оператора)

млрд кВт.ч

9936

9939

9883

9869

9838

6

Потребление электроэнергии без учета расходов на бытовые нужды

млрд кВт.ч

8656

8593

8505

8496

8493

7

Электроемкость валового регионального продукта

кВт.ч/ тыс.руб.

35,50

31,94

28,40

24,16

22,87*

8

Численность населения (среднегодовая)

млн. чел.

1,5474

1,5385

1,527

1,518

1,510

9

Потребление электроэнергии на душу населения

кВт.ч/ чел.

6421

6460

6472

6501

6515

10

Валовой региональный продукт на душу населения

тыс. руб.

180,9

202,3

227,9

269,1

284,8*

11

Численность занятых в экономике (среднегодовая)

млн. чел.

0,7708

0,7663

0,7605

0,7499

0,746*

12

Электровооруженность труда в экономике

кВт.ч на одного занятого в эконо-мике

11230

11214

11183

11329

11385*

* Оценочные данные.

** Срок представления информации.

2.14. Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных генерирующих компаний на территории Тульской области в 2015 году

Основным видом топлива электростанций филиала ПАО «Квадра» – «Центральная Генерация», а также ООО «Щекинская ГРЭС» является природный газ. Уголь Интинского месторождения и (или) мазут используются в качестве резервного топлива.

Основным и резервным видами топлива филиала «Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина» АО «Интер РАО – Электрогенерация» является уголь Кузнецкого бассейна марок Т и ДГ («Г» или «Д») для II и III очередей соответственно. Для растопки и подсветки факела используется мазут марки М-100.

Информация об обеспеченности резервными видами топлива предприятий генерации электрической и тепловой энергии Тульской области представлена в таблице 2.28.

Таблица 2.28. Обеспеченность резервными видами топлива предприятий генерации электрической и тепловой энергии Тульской области

Наименование предприятия генерации электрической и тепловой энергии

Вид основного топлива

Вид резер-вного топлива

Обеспеченность резервным топливом на 01.01.2016 (план/факт), т

Производственное подразделение «Новомосковская ГРЭС» филиала ПАО «Квадра» – «Центральная Генерация»

природный газ

уголь

26000/55358

Производственное подразделение «Алексинская ТЭЦ» филиала ПАО «Квадра» – «Центральная Генерация»

природный газ

уголь

16000/20070

Производственное подразделение «Ефремовская ТЭЦ» филиала ПАО «Квадра» – «Центральная Генерация»

природный газ

мазут

7400/11872

Филиал «Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина» АО «Интер РАО – Электрогенерация»

уголь

уголь

271096-факт

ООО «Щекинская ГРЭС»

природный газ

уголь/

мазут

уголь (17724/18995)

мазут (3706/4124)

Объем и структура топливного баланса энергоисточников Тульской области за 2015 год указаны в таблице 2.29.

Таблица 2.29. Объем и структура топливного баланса энергоисточников Тульской области за 2015 год

Наименование

Газ природный,

тут

Газ доменный,

тут

Газ сбросный, тут

Мазут,

тут

Уголь,

тут

1. Филиал ПАО «Квадра» - «Центральная генерация»

888 100

-

-

-

-

2. Филиал «Черепетская ГРЭС им. Д.Г. Жимерина» АО «Интер РАО – Электрогенерация»

-

-

-

75 010

922 660

3. ООО «Щекинская ГРЭС»

64 159

-

-

6

1

4. ПАО «Тулачермет»

233 997

265 930

-

-

-

5. ОАО «Щекиноазот» (Первомайская ТЭЦ)

393 653

-

23 959

-

-

6. ПАО «Косогорский металлургический завод»

117 000

70 000

-

-

-

Итого

1 696 909

335 930

23 959

75 016

922 661

2.15. Единый топливно-энергетический баланс Тульской области за 2010-2014 годы

Топливно-энергетический баланс Тульской области подготовлен в соответствии с Порядком составления топливно-энергетических балансов субъектов Российской Федерации, муниципальных образований, утвержденным приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 14 декабря 2011 года № 600, с использованием официальной статистической информации, представленной Территориальным органом Федеральной службы государственной статистики по Тульской области. Баланс сформирован в единых энергетических единицах – тысячах тонн условного топлива.

Конечное потребление топливно-энергетических ресурсов Тульской области за 2010−2014 годы приведено в таблице 2.30.

Таблица 2.30. Топливно-энергетический баланс Тульской области за период 2010−2014 годов, тыс. тут

Наименование показателя

№ строки баланса

2010

2011

2012

2013

2014

Производство энергетических ресурсов

1

0,00

0,00

0,00

Ввоз

2

13154,7

12502,9

11802,6

Вывоз

3

-180,3

-788,4

-694,3

Изменение запасов

4

74,7

-75,35

14,1

14,1

2,6

Потребление первичной энергии

5

11267,1

12832,23

12988,7

11728,7

11111,1

Статистическое расхождение

6

2,5

-0,11

-1,2

-1,7

0,5

Производство электрической энергии

7

-2573,4

-2521,12

-1454,4

-1481,2

-1909,8

Производство тепловой энергии

8

-1177,3

-1180,29

-1539,4

-1285,7

-747,3

Теплоэлектростанции

8.1

-581,6

-585,87

-530,4

-428,5

-748,9

Котельные

8.2

-572,4

-594,42

-1009,2

-820,0

-24,0

Электрокотельные и теплоутилизационные установки

8.3

0,1

0,00

0,1

0,0

0,0

Преобразование топлива

9

-0,1

0,00

0

0

0

Переработка нефти

9.1

0,0

0,00

1

0

0

Переработка газа

9.2

0,0

0,00

0,1498

0

0

Обогащение угля

9.3

0,0

0,00

0

0

0

Собственные нужды

10

-250,0

-420,10

-193,0

0,0

0,0

Потери при передаче

11

-568,3

-472,11

-554,9

-541,1

-557,0

Конечное потребление энергетических ресурсов

12

11280,9

12510,84

12834,1

11978,4

12066,2

Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство

13

224,9

161,5

160,9

154,9

167,6

Промышленность

14

4829,5

4719,0

5083,2

4918,4

5239,2

Производство и распределение эл. энергии, газа и воды

14.1

308,5

159,2

140,0

666,1

578,7

Добыча полезных ископаемых

14.2

21,0

22,4

28,2

30,8

39,5

Производство пищевых продуктов, включая напитки и табака

14.3

397,0

508,2

505,5

458,1

404,5

Текстильное и швейное производство

14.4

9,8

18,9

7,1

5,8

4,1

Производство кожи, изделий из кожи и производство обуви

14.5

1,2

1,4

2,0

2,0

1,7

Обработка древесины и производство изделий из дерева

14.6

2,5

2,4

2,7

2,6

1,9

Целлюлозно-бумажное производство, издательская и полиграфическая деятельность

14.7

34,8

66,5

65,2

52,4

45,8

Химическое производство

14.8

1099,6

1866,5

2281,6

1678,2

1768,5

Производство резиновых и пластмассовых изделий

14.9

11,3

28,3

27,7

25,5

12,9

Производство прочих неметаллических минеральных продуктов

14.10

186,5

266,4

361,9

578,1

633,1

Металлургическое производство и производство готовых металлических изделий

14.11

724,8

1014,5

1027,9

930,9

1119,9

Производство электрооборудования, электронного и оптического оборудования

14.12

27,3

40,7

39,8

42,1

24,1

Производство транспортных средств и оборудования

14.13

14,5

15,8

17,9

17,9

22,5

Производство машин и оборудования

14.14

41,9

80,9

75,4

42,4

29,4

Прочая промышленность

14.15

2,8

263,9

99,0

58,9

13,5

Прочие виды

14.16

381,3

363,8

401,8

339,1

546,0

Строительство

15

60,4

67,9

64,6

45,6

59,5

Транспорт и связь

16

222,6

198,9

252,4

287,1

292,6

Железнодорожный

16.1

26,9

25,6

82,289

123,139

96,552

Трубопроводный

16.2

3,0

3,3

1,993

3,989

0,001

Автомобильный

16.3

0,000

3,699

5,276

Прочий

16.4

57,4

32,7

31,551

20,249

62,180

Сфера услуг

17

216,0

1581,4

1403,9

644,3

320,6

Население

18

2255,0

2215,1

2355,3

2424,3

2596,2

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

19

3472,6

3567,0

3513,7

3503,7

3390,5

Основные направления развития электроэнергетики
Тульской области на 2017−2021 годы

3.1. Исходные данные и принятые допущения

Схема и программа выполнена для двух прогнозов спроса на электрическую энергию и мощность и соответствующих им сценариев развития:

«Базовый» – прогноз потребления электроэнергии и мощности, предоставленный ОАО «СО ЕЭС»;

«Региональный» – прогноз потребления электроэнергии и мощности, сформированный исходя из:

статистических данных о фактическом потреблении электрической энергии;

данных о прогнозе максимальных и минимальных объемов потребления мощности;

данных о заявках на технологическое присоединение;

данных, представленных крупными энергоемкими потребителями электрической энергии, присоединенная мощность которых превышает 1 МВт;

информации, подтвержденной органами исполнительной власти Тульской области, об инвестиционных проектах, реализация которых планируется на территории Тульской области;

данных о максимальных объемах потребления мощности по узловым подстанциям, представленных сетевыми организациями.

При определении сценария развития региональной электроэнергетики по базовому прогнозу потребления электроэнергии и мощности сроки ввода/вывода генерирующих объектов приняты в соответствии с проектом схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2016-2022 годы, а сроки ввода электросетевых объектов – на основании расчетов электрических режимов.

При определении сценария развития региональной электроэнергетики по региональному прогнозу потребления электроэнергии и мощности сроки ввода/вывода генерирующих объектов приняты в соответствии информацией, предоставленной генерирующими компаниями, а сроки ввода электросетевых объектов – на основании расчетов электрических режимов.

При составлении расчетных схем учитывалось перспективное развитие (вводы и реконструкция электросетевых объектов) электрической сети, а также изменения в системообразующей сети ЕЭС России (в частности, энергосистемы Тульской области ОЭС Центра).

Перечень основных, вводимых и реконструируемых энергообъектов, приведенный в таблице 3.1, составлен на основании следующих документов:

1) проект схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2016−2022 годы;

2) утвержденные (согласованные) технические условия на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей Тульской области.

Таблица 3.1. Вводы электросетевых объектов 110 кВ и выше, учтённые в расчетных моделях по базовому прогнозу потребления электрической энергии и мощности

Электросетевой объект

Параметры объекта, км/ МВА, Мвар

Год

Тип мероприятия

Источник информации

КВЛ 110 кВ Северная-Индустриальная 1,2

2х7,2 км

2016

Новое

строительство

Технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО «ФСК ЕЭС» по индивидуальному проекту энергопринимающих устройств АО «Тульская региональная корпорация развития государственно-частного партнерства»

ПС 110 кВ Индустриальная

2х125 МВА

2016

Новое

строительство

ПС 220/35/10 кВ Сталь

1х40 МВА

2х80 МВА

2017

Новое

строительство

Технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям ПАО «ФСК ЕЭС» по индивидуальному проекту энергопринимающих устройств ООО «Тулачермет-Сталь»

Сооружение двух новых ячеек в ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ Металлургическая

2 ячейки 220 кВ

2017

Реконструкция

ЛЭП 220 кВ Металлургическая – Сталь 1,2

2х3 км

2017

Новое

строительство

Итоги участия генерирующих объектов электростанций Тульской области в конкурентном отборе мощности (КОМ) на 2016 год и на период 2017-2019 годов, данные о генерирующих объектах, мощность которых поставляется в вынужденном режиме, а также об объектах, в отношении которых заключены договоры о предоставлении мощности, приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2 Текущий статус генерирующих объектов Тульской области на 2016 год и на период 2017-2019 годов

Участник оптового рынка

Наименование электростанции

Наимено-вание генери-рующего объекта

Тип турбины

Основной результат отбора заявки участника КОМ на 2016 год

Основной результат отбора заявки участника КОМ на 2017-2019 годы

АО «Интер РАО - Электрогенерация»

Черепетская ГРЭС

ТГ-5

К-300-240

Отобрана

Не отобрана

АО «Интер РАО - Электрогенерация»

Черепетская ГРЭС

ТГ-6

К-300-240

Отобрана

Не отобрана

АО «Интер РАО - Электрогенерация»

Черепетская ГРЭС

ТГ-7

К-265-240

МВР*

Не отобрана

АО «Интер РАО - Электрогенерация»

Черепетская ГРЭС

БЛ-8

К-225-12,8-4Р

ДПМ

ДПМ

АО «Интер РАО - Электрогенерация»

Черепетская ГРЭС

БЛ-9

К-225-12,8-4Р

ДПМ

ДПМ

ООО «Щекинская ГРЭС»

Щекинская ГРЭС

ТГ-11

К-200-130

Отобрана

Отобрана

ООО «Щекинская ГРЭС»

Щекинская ГРЭС

ТГ-12

К-200-130

Отобрана

Отобрана

ПАО «Квадра»

Новомосковская ГРЭС

ТГ-1

Т-90-90/2,5

Не отобрана

Не отобрана

ПАО «Квадра»

Новомосковская ГРЭС

ТГ-4

Р-14-90/31

Отобрана

Отобрана

ПАО «Квадра»

Новомосковская ГРЭС

ТГ-7

Р-32-90/13

Отобрана

Отобрана

ПАО «Квадра»

Новомосковская ГРЭС

ГТ-8

PG9171E

ДПМ

ДПМ

ПАО «Квадра»

Новомосковская ГРЭС

ПТ-9

SST РАС 600

ДПМ

ДПМ

ПАО «Квадра»

Алексинская ТЭЦ

ТГ-2

ПР-12-90/15

Отобрана

Отобрана

ПАО «Квадра»

Алексинская ТЭЦ

ТГ-3

Т-50-90/1,5

Не отобрана

Не отобрана

ПАО «Квадра»

Ефремовская ТЭЦ

ТГ-4

ПР-25-90/10

МВР*

МВР*

ПАО «Квадра»

Ефремовская ТЭЦ

ТГ-5

ПР-25-90/10

МВР*

МВР*

ПАО «Квадра»

Ефремовская ТЭЦ

ТГ-6

ПТ-60-90/13

МВР*

МВР*

ПАО «Квадра»

Ефремовская ТЭЦ

ТГ-7

Р-50-130/13

МВР*

МВР*

* В соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации от 15 октября 2015 года № 2065-р «Об отнесении генерирующего оборудования к генерирующим объектам, мощность которых поставляется в вынужденном режиме».

В настоящее время, учитывая сложившееся географическое и территориальное расположение энергообъектов, в Тульской энергосистеме можно выделить следующие энергорайоны:

1) Тульский энергорайон включает в себя ПС 220 кВ Ленинская, ПС 220 кВ Тула, ПС 220 кВ Металлургическая, а также ПС 220 кВ Приокская (абонентская), ТЭЦ-ПВС ПАО «Тулачермет» и ПС 110 кВ Кировская, ПС 110 кВ Щегловская, ПС 110 кВ Рудаково, ПС 110 кВ Мясново, ПС 110 кВ Перекоп, ПС 110 кВ Южная и др.;

2) Заокский энергорайон включает в себя Алексинскую ТЭЦ, ПС 220 кВ Шипово и ПС 110 кВ Пушкинская, ПС 110 кВ Мышега, ПС 110 кВ Гремицы, ПС 110 кВ Средняя, ПС 110 кВ Айдарово, ПС 110 кВ Заокская, ПС 110 кВ Яковлево;

3) Суворовский энергорайон включает в себя Черепетскую ГРЭС, ПС 110 кВ Суворов, ПС 110 кВ Шепелево, ПС 110 кВ Давыдово, ПС 110 кВ Дубна, ПС 110 кВ Лужное, ПС 110 кВ Скуратово;

4) Район Люторичи и Бегичево включает в себя ПС 220 кВ: Люторичи, Бегичево и ПС 110 кВ Волово, ПС 110 кВ Богородицк, ПС 110 кВ Ушаково, ПС 110 кВ Труново;

5) Щекинский энергорайон включает в себя Щекинскую ГРЭС, Первомайскую ТЭЦ, ПС 220 кВ Яснополянская, ПС 110 Ясенки, ПС 110 кВ Рудаково, ПС 110 кВ Смычка, ПС 110 кВ Лазарево, ПС 110 кВ Плавск, ПС 110 кВ Советская;

6) Новомосковский энергорайон включает в себя: Новомосковскую ГРЭС, ПС 220 кВ Химическая, ПС 220 кВ Северная и ПС 110 кВ Зубово, ПС 110 кВ Задонье, ПС 110 кВ Донская, ПС 110 кВ Угольная, ПС 110 кВ Залесная, ПС 110 кВ Сокольники, ПС 110 кВ Гремячее, ПС 110 кВ Узловая, ПС 110 кВ Грызлово, ПС 110 кВ Венев;

7) Ефремовский энергорайон включает в себя Ефремовскую ТЭЦ, ПС 220 кВ Звезда, ПС 110 кВ Ефремов, ПС 110 кВ Глюкозная, ПС 110 кВ Турдей.

При определении сценария развития электроэнергетики Тульской области по региональному прогнозу потребления электроэнергии и мощности на период до 2021 года учтена нагрузка девяти индустриальных парков (596,8 МВт), крупных промышленных потребителей (311 МВт) и объектов нового жилищного строительства (74,3 МВт).

Данные по указанным нагрузкам представлены в таблице 3.3.

Таблица 3.3. График набора нагрузки индустриальных парков, крупных промышленных потребителей и объектов нового жилищного строительства на 2016-2021 годы, учтённый в региональном прогнозе потребления электроэнергии и мощности

№ п/п

Наименование индустриального парка (местоположение, площадь, основной резидент)

График набора нагрузки по годам нарастающим итогом, МВт

2016

2017

2018

2019

2020

2021

Группа 1. Индустриальные парки Тульской области

1

Индустриальный парк «Узловая», АО «ТРКР ГЧП», МО Каменецкое, Узловский р-н, 2430,88 га (41 участок)

3,5

55,9

75,9

78,9

90,8

93,8

10,0

30,0

50,0

60,0

80,0

2

Территория проекта комплексного развития микрорайона «Новая Тула», Тула, Калужское шоссе,
д. Нижняя Китаевка, 303,9 га (21 участок)

13,0

13,0

13,0

13,0

13,0

13,0

11,0

11,0

11,0

11,0

11,0

11,0

11,0

11,0

11,0

11,0

11,0

11,0

11,0

11,0

3

Индустриальный парк «Ямны», г. Тула, Ленинский р-н, д. Ямны

20,0

20,0

25,0

50,0

50,0

4

Заокский рекреационный парк, Заокский р-н,
д. Веселево

19,5

19,5

19,5

19,5

5

Заокский индустриально-логистический парк, Заокский р-н, МО Пахомовское, с. Турино

2,0

12,0

22,0

100,0

6

Индустриальный парк «Веневский», Веневский р-н, МО Мордвесское, пос. Мордвес

15,0

15,0

25,0

50,0

50,0

7

Индустриальный парк «Алексинский», Алексинский р-н, д. Верхний Суходол

25,0

50,0

50,0

75,0

100,0

8

Мультимодальный хаб «Ефремов», Ефремовский
р-н, с.о. Лобановское

10,0

10,0

15,0

25,0

35,0

9

Щекинский индустриальный парк, Щекинский р-н, МО Костомаровское, вблизи
д. Мясновка, ОАО «УК «Тульский индустриальный парк»

5,7

10,5

16,5

22,5

22,5

22,5

Итого Группа 1, МВт

22,2

181,4

284,9

343,9

460,8

596,8

Группа 2. Крупные потребители Тульской области

10

ОАО «Ревякинский металлопрокатный завод», Ясногорский район,
п. Ревякино

25,0

40,0

50,0

70,0

11

ООО «Тепличный комплекс «Тульский», Щекинский район, юго-восточнее
д. Шевелевка, севернее деревни Косое, МО Ломинцевское

150,0

150,0

150,0

12

ООО «Тулачермет-Сталь»,
г. Тула, ул. Пржевальского

35,0

70,0

70,0

70,0

70,0

13

АО «Конструкторское бюро приборостроения им. академика А.Г. Шипунова», г. Тула

15,0

21,0

21,0

21,0

21,0

Итого Группа 2, МВт

0,0

50,0

116,0

281,0

291,0

311,0

Группа 3. Объекты нового жилищного строительства

14

г.Тула, Центральный район,
I Юго-Восточный МКР, многоэтажное жилищное строительство

1,1

2,1

3,2

4,2

5,3

6,4

15

Жилой МКР д. Малевка - Осиновая Гора Ленинского района, малоэтажное
многоквартирное, усадебное жилищное строительство

0,9

1,7

3,6

4,4

5,3

6,2

16

г.Тула, Зареченский район, Площадка ГРАТ, малоэтажное усадебное и среднеэтажное многоквартирное строительство

1,6

3,1

4,7

6,3

6,3

17

г.Тула, Зареченский район «Красные ворота»,  многоэтажное жилищное строительство

2,3

4,6

6,8

9,1

11,4

18

г.Тула, Привокзальный район, Зеленстрой-2, многоэтажное жилищное строительство

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

19

г.Тула, ЖК «Петровский квартал», п. Мясново

0,3

1,3

2,3

3,3

4,3

5,3

20

г.Тула, жилой микрорайон «Северная Мыза» Ленинского района, сп Иншинское, д. Мыза

0,8

1,8

2,8

3,8

4,8

5,6

21

г.Тула, жилой микрорайон пос. Шатск-дер. Теплое Ленинского района, малоэтажное усадебное жилищное строительство

1,4

2,6

4,0

5,4

22

г.Новомосковск, III – IV Залесные МКР, многоэтажное жилищное строительство

2,1

4,1

6,2

8,2

10,3

12,4

23

г.Новомосковск, жилой район «Аэропорт» (район дер. Кресты), среднеэтажное, малоэтажное многоквартирное и усадебное жилищное строительство

1,7

3,4

5,2

6,9

8,6

10,3

Итого Группа 3, МВт

6,9

19,3

34,4

47,9

62,0

74,3

Суммарные показатели набора нагрузки энергосистемы Тульской области

29,1

250,7

435,3

672,8

813,8

982,1

3.2. Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность по Тульской области на 2017-2021 годы

Базовый прогноз спроса на электрическую энергию по энергосистеме Тульской области на 2017-2021 годы представлен в таблице 3.4.

Таблица 3.4. Базовый прогноз спроса на электрическую энергию по энергосистеме Тульской области на 2017-2021 годы, млрд. кВт.ч

Показатель

Прогноз

Средне-

годовой прирост за 2016−2021 годы, %

2016

2017

2018

2019

2020

2021

Электропотребление, млрд. кВт.ч

9,791

9,793

9,862

9,917

9,978

10,081

Среднегодовые темпы прироста

электропотребления, %

-

0,7

0,11

0,56

0,61

1,03

0,59

Ожидаемый прирост электропотребления по территории энергосистемы Тульской области в 2021 году по отношению к 2016 году составит 2,96%. Среднегодовой прирост электропотребления на 2016-2021 годы составит 0,59%.

Базовый прогноз спроса на электрическую мощность по энергосистеме Тульской области на 2016-2021 годы с распределением по энергорайонам представлен в таблице 3.5.

Таблица 3.5. Базовый прогноз спроса на электрическую мощность по энергосистеме Тульской области на 2016−2021 годы

Энергорайон

Год/Мощность, МВт

2016

2017

2018

2019

2020

2021

Тульский

568,1

568,1

573,5

582,6

591,4

606,4

Заокский

120,8

120,8

121,6

121,6

121,6

121,6

Суворовский

144,5

144,5

144,5

144,7

144,7

144,8

Люторичи и Бегичево

70,2

70,2

70,2

70,2

71,0

71,0

Щекинский

187,0

187,0

188,3

192,0

192,1

192,1

Новомосковский

396,1

396,1

397,7

397,7

397,7

397,7

Ефремовский

113,2

113,2

113,2

113,2

113,4

113,4

Общее потребление (собственный максимум)

1600

1600

1609

1622

1632

1647

Региональный прогноз спроса на электрическую энергию по энергосистеме Тульской области на 2017−2021 годы представлен
в таблице 3.6.

Таблица 3.6. Региональный прогноз спроса на электрическую энергию по энергосистеме Тульской области на 2016-2021 годы

Показатель

Прогноз, год

Средне-годовой прирост за 2016 - 2021 годы, %

2016

2017

2018

2019

2020

2021

Электропотребление, млрд. кВт.ч

9,969

11,327

12,530

14,031

14,954

16,092

Среднегодовые темпы прироста электропотребления, %

-

13,62

10,6

11,98

6,57

7,61

12,3

Ожидаемый прирост электропотребления по территории энергосистемы Тульской области в соответствии с региональным прогнозом в 2021 году по отношению к 2016 году составит 61,4%. Среднегодовой прирост электропотребления на 2016-2021 годы составит 12,3%.

Региональный прогноз спроса на электрическую мощность по энергосистеме Тульской области на 2016-2021 годы с распределением по энергорайонам представлен в таблице 3.7.

Таблица 3.7. Региональный прогноз спроса на электрическую мощность по энергосистеме Тульской области на 2016-2021 годы

Энергорайон

Год ввода/Мощность, МВт

2016

2017

2018

2019

2020

2021

Тульский

587,4

714,7

818,3

850,0

932,4

975,4

Заокский

121,5

128,4

161,6

171,9

183,3

281,2

Суворовский

144,7

145,2

145,2

145,4

145,4

145,4

Бегичево и Люторичи

70,7

75,9

75,9

75,9

77,1

77,1

Щекинский

188,6

201,2

217,2

385,3

385,4

385,4

Новомосковский

403,0

461,1

501,7

536,8

581,0

610,9

Ефремовский

113,2

124,3

124,3

129,5

141,2

153,8

Общее потребление (собственный максимум)

1629,1

1850,7

2044,3

2294,8

2445,8

2629,1

3.2.1. Детализация электропотребления и максимума нагрузки по отдельным частям энергосистемы Тульской области с выделением крупных потребителей

На суммарный объем потребляемой мощности в Тульской энергосистеме оказывают влияние крупные предприятия региона, перечень которых приведен в таблице 3.8.

Таблица 3.8. Мощность нагрузки крупных потребителей в Тульской энергосистеме

Наименование потребителя

Максимум нагрузки, МВт

2016

2017

2018

2019

2020

2021

АО «НАК «Азот»

136,0

142,0

141,0

141,0

142,0

139,0

ООО «ТУЛАЧЕРМЕТ-СТАЛЬ»

35,0

70,0

70,0

70,0

70,0

70,0

ОАО «Щекиноазот»

72,2

72,2

87,4

87,4

87,4

87,4

ПАО «Тулачермет»

55,0

90,0

112,0

112,0

112,0

123,0

ООО «Каргилл»

34,0

36,0

38,0

40,0

40,0

42,0

ПАО «Косогорский металлургический завод»

21,9

21,9

21,9

21,9

21,9

21,9

ООО «Проктер энд Гэмбл – Новомосковск»

16,5

16,5

16,5

16,5

16,5

16,5

ОАО «Ефремовский завод синтетического каучука»

12,0

12,0

12,0

12,0

12,0

12,0

ЗАО «Тулатеплосеть»

30,0

30,0

30,0

30,0

30,0

30,0

АО «Тяжпромарматура»

10,0

10,5

10,7

11,0

11,0

11,0

ОАО «Пластик»

9,0

10,0

10,0

10,0

10,0

10,0

Филиал ОАО «Пивоваренная компания «Балтика» – «Балтика-Тула»

8,2

8,1

8,0

7,9

7,8

7,7

ОАО «Полема»

10,0

10,0

10,0

10,0

10,0

10,0

АО АК «Туламашзавод»

16,5

17,0

17,5

18,0

18,0

19,0

ОАО «Тульский патронный завод»

7,5

7,8

7,8

8,0

8,0

8,0

ООО «КНАУФ ГИПС НОВОМОСКОВСК»

9,5

9,5

9,5

9,5

9,5

9,5

АО «Стратегия»

9,5

10,0

10,0

10,0

10,0

10,0

АО «Конструкторское бюро приборостроения им. академика А.Г. Шипунова»

7,0

8,1

8,4

8,4

8,4

8,4

При формировании прогноза потребления учитывались следующие основные факторы: рост спроса на электрическую энергию населением области, реализация инвестиционных проектов во всех отраслях экономики, а также строительство жилых и общественных зданий (таблица 3.3).

Заявки на технологическое присоединение энергопринимающих устройств наиболее крупных потребителей, учтённые при составлении баланса мощности Тульской области на 2016−2021 годы, представлены в таблице 3.9.

Таблица 3.9. Заявки на технологическое присоединение энергопринимающих устройств наиболее крупных потребителей Тульской области

Наименование
потребителя

Наименование центра питания

Наименование объекта

Планируемое распределение максимальной мощности, МВт

2016

2017

2018

2019

2020

2021

АО «Корпорация развития Тульской области»

ПС 220 кВ
Северная

Индустриаль-ный парк «Узловая»; Узловский р-н, пос. Шаховское

35

65

ЗАО «Металлоком-плект – М»

ПС 220 кВ
Химическая

Веневский район, пос. Грицово

45,9

АО «Ревякинский металлопрока-тный завод»

ПС 220 кВ
Ленинская

Ясногорский район, пос. Ревякино, ул. Советская

70

ООО «Тульский Цементный завод»

ПС 220 кВ
Химическая

Новомосковский район, пос. Коммунаров

49,5

ООО «Тулачермет-Сталь»

ПС 220 кВ
Металлургиче-ская

г. Тула, ул. Пржевальского

70

ПАО «МРСК Центра и Приволжья»
ПС 110 кВ Центральная

ПС 220 кВ Тула

г. Тула, ул. 1-я Хомутовка, 40

14,7

ООО «Влада»

ПС 110 кВ Рудаково

Ленинский район, с.п. Ильинское, д. Старое Басово, д. 38-а

3

ООО «ЛАНДАР МТ»

ПС 110 кВ Октябрьская

Тула, Зареченский район, по ул. Октябрьской

3

ООО «ЗИГЕНИА-ФРАНК Иммобилиен»

ПС 110 кВ Обидимо

Ленинский

р-он, 800 м восточнее н.п. Пятницкое

3

ООО «Престиж»

ПС 110 кВ Ратово

Ленинский район,

д. Прудное

6

ООО «Джилекс»

ПС 110 кВ Технологическая

г.Богородицк, ул. Спортивная,

д. 1а

1,5

1,5

АО «Тульские городские электрические сети»

ПС 110 кВ Перекоп

г. Тула, Привокзаль-ный район, ул. Дм. Ульянова

3,50

ООО «РУССКАТ»

ПС 110 кВ Ушаково

Узловской

р-он,

д. Ушаково

4,25

АО «Тульские городские электрические сети»

ПС 110 кВ Южная

Тула,

ул. Оружейная, д. 41

6,8

ЗАО «Ново-Медвенское»

ПС 110 кВ Медвенка

Ленинский р-н, с.п. Медвенское

3

ООО «Ин-групп»

ПС 110 кВ Стечкин

Ленинский р-н, с.п.Ильинское

1

2

2

2

2

0,9

ООО «АК Синтвита»

ПС 110 кВ Оболенская

Киреевский район, р.п. Шварцевский, ул. Ленина, д.1

5,16

ООО «Воловский бройлер»

ПС 110 кВ Волово

Воловский район

3,2

ООО «Ин-Групп»

ПС 110 кВ Стечкин

г.Тула, Центральный район

6

ООО «Ин-Групп»

ПС 110 кВ Стечкин

Ленинский район, с.п. Ильинское

1

1

1

1

1

ООО «Компания Промсервис»

ПС 110 кВ Мордвес

Веневский район,

с. Трухачевка

4,4

ООО «ГруппаТропик»

ПС 110 кВ Южная

Тула, Привокзаль-ный район

2

5,8

ООО «ИнвестСтрой»

ПС 110 кВ Рождественская

Ленинский район, с.п. Рождествен-ское

3

АО «Тульские городские электрические сети»

ПС 110 кВ Криволучье

г. Тула, Пролетарский р-н

3

ООО «Проминвест»

ПС 110 кВ Рассвет

Ленинский район, с.п. Иншинское

4,94

ООО «Южно-российская инвестиционная строительная компания»

ПС 110 кВ Глушанки

г.Тула, Пролетарский р-н

0,5

0,5

0,5

0,5

0,3

ООО «МГ-Финанс»

ПС 35 кВ Маслово

Ленинский р-н, с.п.Иншинское

3

АО «Тульские городские электрические сети»

ПС 110 кВ Глушанки

г. Тула, ул.Яблочкова, д.1-д

3,48

ЗАО «Индустрия Сервис»

ПС 110 кВ Шатск

Ленинский район,

п. Шатск

4,9

АО «Строительное управление № 155»

ПС 110 кВ Южная

Ленинский район,

д. Нижняя Китаевка

13

ОАО «Возрождение»

ПС 110 кВ Мясново

Ленинский район, п. Петровский

11

АО «Корпорация развития Тульской области»

ПС 110 кВ Мясново

Ленинский район,

д. Нижняя Китаевка

11

ООО «СКНИГА-Строй»

ПС 110 кВ Яковлево

Заокский район, село Яковлево

3

ООО «Альянс-Строй»

ПС 110 кВ  Мясново

Ленинский район,

п. Петровский

4

ООО «Логистик-центр»

ПС 110 кВ Медвенка

Ленинский район, пос. Молодежный

3

ООО «ЮНАЙТЕД ЭКСТРУЖН»

ПС 110 кВ Ясногорск

г. Ясногорск, ул. Заводская, д.3

2,4

2,5

ООО «Альянс-Строй»

ПС 110 кВ Мясново

Ленинский район, с.п. Иншинское

2

2

ООО «Новый век»

ПС 110 кВ Стечкин

Ленинский район, с.п. Ильинское

1,21

1,63

2,1

2,1

АО «Корпорация развития Тульской области»

ПС 110 кВ Мясново

Ленинский район,

д. Нижняя Китаевка

11

ООО «Стройкомплект»

ПС 110 кВ Южная

г. Тула, пр. Ленина, д. 116

4,9

ОАО «Комбайнмашстрой»

портальные гирлянды ВЛ 110 кВ Комбайновая на ПС 110 кВ Щегловская

г. Тула,

ул. Щегловская засека, д. 31

4,9

ООО «ОСТ-Третье Кольцо Юго-Восток»

ПС 110 кВ Стечкин

Ленинский район,

д. Малевка

0,8

4

2,2

ООО «Воловский маслоэкстракционный завод»

ПС 110 кВ Волово

пос. Волово

4,9

ИП Жатиков Владислав Иванович

ПС 110 кВ Стечкин

Ленинский район, с.п. Ильинское

4,9

АО «Тульские городские электрические сети»

ПС 110 кВ Медвенка

Ленинский район,

д. Медвенка

3,8

ООО «Инд-Гарник»

ПС 110 кВ Перекоп

г. Тула, ул. Тимирязева, 99-а

4,9

ОАО Управляющая компания «Тульский Индустриальный Парк»

ПС 110 кВ Огаревка

Щекинский район, МО Костомаров-ское

5,65

4,85

6

6

ООО «Стройкомплект»

ПС 110 кВ Южная

Тула, ул. Оружейная,

д. 41

4

ООО «ФорестГрант»

ПС 110кВ Никулинская

Алексинский район, МО Шелепинское, шахта «Никулинская»

3

АО «Тульские городские электрические сети»

ПС 110 кВ Южная

г. Тула,

ул. Оружейная, д. 41

4,9

АО «Щегловский вал»

ПС 110 кВ Щегловская

г.Тула, ул. Щегловская засека, 24

4

Примечание: в расчётных моделях по прогнозу ОАО «СО ЕЭС» (базовому прогнозу) присоединяемая нагрузка учтена с понижающими коэффициентами.

3.3. Перспективные балансы производства и потребления электрической энергии и мощности энергосистемы Тульской области на 2017-2021 годы

Перспективный баланс мощности энергосистемы Тульской области на период до 2021 года в соответствии с базовым и региональным прогнозами потребления электроэнергии и мощности представлен в таблице 3.10.

Таблица 3.10. Перспективный баланс мощности энергосистемы Тульской области в соответствии с базовым и региональным прогнозами потребления электроэнергии и мощности на 2016-2021 годы

Показатель

2016

2017

2018

2019

2020

2021

Базовый прогноз потребления электроэнергии и мощности

Установленная мощность электростанций, МВт

2612,2

2612,2

2612,2

2612,2

2612,2

2612,2

в том числе по станциям:

Черепетская ГРЭС

1315

1315

1315

1315

1315

1315

Щекинская ГРЭС

400

400

400

400

400

400

Алексинская ТЭЦ

177

177

177

177

177

177

Ефремовская ТЭЦ

160

160

160

160

160

160

Новомосковская ГРЭС

323,65

323,65

323,65

323,65

323,65

323,65

Электростанция ПАО «Тулачермет»

101,5

101,5

101,5

101,5

101,5

101,5

Электростанция ПАО «Косогорский металлургический завод»

24

24

24

24

24

24

Первомайская ТЭЦ ОАО «Щекиноазот»

105

105

105

105

105

105

Электростанция Ефремовского филиала ОАО «Щекиноазот»

6

6

6

6

6

6

Потребление мощности, МВт

1600

1600

1609

1622

1632

1647

Выработка электроэнергии,

всего, млрд. кВт.ч

5,963

6,211

5,530

5,342

5,336

5,294

Электропотребление, млрд. кВт.ч

9,791

9,793

9,862

9,917

9,978

10,081

Сальдо перетоков электрической энергии, млрд. кВт.ч

3,828

3,582

4,332

4,575

4,642

4,787

Региональный прогноз потребления электроэнергии и мощности

Установленная мощность электростанций, МВт

2497,2

2472,2

2472,2

2472,2

2472,2

2504,2

в том числе по станциям:

Черепетская ГРЭС

1315

1315

1315

1315

1315

1315

Щекинская ГРЭС

400

400

400

400

400

400

Алексинская ТЭЦ

62

127

127

127

127

127

Ефремовская ТЭЦ

160

160

160

160

160

160

Новомосковская ГРЭС

323,65

233,65

233,65

233,65

233,65

233,65

Электростанция ПАО «Тулачермет»

101,5

101,5

101,5

101,5

101,5

133,5

Электростанция ПАО «Косогорский металлургический завод»

24

24

24

24

24

24

Первомайская ТЭЦ ОАО «Щекиноазот»

105

105

105

105

105

105

Электростанция Ефремовского филиала ОАО «Щекиноазот»

6

6

6

6

6

6

Потребление мощности, МВт

1629,1

1850,7

2044,3

2294,8

2445,8

2629,1

Выработка электроэнергии,

всего, млрд. кВт.ч

6,393

7,462

8,020

8,064

8,114

7,940

Электропотребление, млрд. кВт.ч

9,969

11,327

12,530

14,031

14,954

16,092

Сальдо перетоков электрической энергии, млрд. кВт.ч

3,576

3,865

4,510

5,967

6,840

8,152

Сведения о производстве электрической энергии по данным генерирующих компаний Тульской области на период до 2021 года, учтенные в рамках регионального прогнозного баланса мощности энергосистемы Тульской области на период до 2021 года, представлены в таблице 3.11.

Таблица 3.11. Производство электрической энергии на 2016-2021 годы по данным генерирующих компаний Тульской области, млн. кВт.ч

Наименование

2016

2017

2018

2019

2020

2021

1. Филиал ПАО «Квадра» – «Центральная генерация», всего:

1737,3

1921,7

2374,7

2374,7

2374,7

2374,7

1.1. Ефремовская ТЭЦ

270,1

270,1

270,1

270,1

270,1

270,1

1.2. Алексинская ТЭЦ существующая часть

148

154,7

99,5

99,5

99,5

99,5

1.3. Алексинская ТЭЦ (ПГУ-115)

177,7

685,9

685,9

685,9

685,9

1.4. Новомосковская ГРЭС существующая часть

78,8

78,8

78,8

78,8

78,8

78,8

1.5.Новомосковская ГРЭС (ПГУ-190)

1240,4

1240,4

1240,4

1240,4

1240,4

1240,4

2. ООО «Щекинская ГРЭС»

147,4

147,4

147,4

147,4

147,4

147,4

3. Филиал АО «Интер РАО - Электрогенерация» «Черепетская ГРЭС им. Д.Г. Жимерина», всего:

3220,1

3934,6

3987,2

4030,6

4080,7

4081,7

3.1.ЧГРЭС (существующая часть)

530,0

1325,0

1351,5

1378,5

1406,1

1407,1

3.2.ЧГРЭС (новые блоки 2х225 МВт)

2690,1

2609,6

2635,7

2652,1

2674,6

2674,6

4. ТЭЦ-ПВС ПАО «Тулачермет»

530

700

700

700

700

525

5. ТЭЦ-ПВС ПАО «Косогорский металлургический завод»

157

157

157

157

157

157

6. Электростанции ОАО «Щекиноазот», всего:

601,3

601,3

653,8

653,8

653,8

653,8

6.1. Первомайская ТЭЦ

552,3

552,3

604,8

604,8

604,8

604,8

6.2. ТЭЦ Ефремовского филиала

49

49

49

49

49

49

Итого производство электрической энергии

6393,1

7462,0

8020,1

8063,5

8113,6

7939,6

3.4. Расчеты электрических режимов сети напряжением 110 кВ и выше Тульской области на 2017-2021 годы

С целью выявления возможности возникновения токовых перегрузок элементов сети и отклонений от допустимого уровня напряжений на шинах подстанций в Тульской энергосистеме выполнены серии расчетов установившихся режимов, возникающих после аварийных отключений элементов сети, как при нормальной конфигурации сети, так и в ремонтных схемах. Для перспективных этапов 2017-2021 года проведён анализ параметров послеаварийных режимов и сделана оценка их допустимости.

Расчеты электрических режимов сети 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области для нормальной и ремонтных схем, а также послеаварийных режимов в указанных схемах проводились с учетом нормативных возмущений в соответствии с требованиями Методических указаний по устойчивости энергосистем, утвержденных Приказом Минэнерго России от 30.06.2003 № 277, для режима зимних максимальных нагрузок рабочего дня, режима летних максимальных нагрузок рабочего дня на пятилетний период для каждого года и сценариев развития региональной электроэнергетики, соответствующих базовому и региональному прогнозам потребления электроэнергии и мощности.

В расчётных схемах на этапе 2017−2021 годов для сценария развития электроэнергетики Тульской области, соответствующего базовому прогнозу потребления электроэнергии и мощности, принят следующий состав генерирующего оборудования:

1) Для режима зимних максимальных нагрузок:

Черепетская ГРЭС: блок № 5-285 МВт, блок № 6-300 МВт, блок № 7-265 МВт, блок № 8-213 МВт, блок № 9-213 МВт;

Щекинская ГРЭС: блок № 1-120 МВт, блок № 2-198 МВт;

Алексинская ТЭЦ: блок № 2-10 МВт, блок № 3-48,2 МВт, ПГУ-115 – 128,5 МВт;

Ефремовская ТЭЦ: блок № 4-9,7 МВт, блок № 5-9,7 МВт, блок № 6-56 МВт, блок № 7-32 МВт;

Новомосковская ГРЭС: блок № 1-88 МВт, блок № 4-9,0 МВт, блок № 7-16 МВт, ГТУ-126 МВт, ПТУ-55,9 МВт;

Суммарная генерация составляет 2183 МВт.

2) Для режима летних максимальных нагрузок:

Черепетская ГРЭС: блок № 8-213 МВт, блок № 9-213 МВт;

Щекинская ГРЭС: блок № 2-198 МВт;

Алексинская ТЭЦ: ПГУ-115 – 128,5 МВт;

Ефремовская ТЭЦ: блок № 6-38 МВт;

Новомосковская ГРЭС: блок № 1-36 МВт, ГТУ-122 МВт, ПТУ-55,9 МВт.

Суммарная генерация составляет 1004,4 МВт.

Перегружаемые элементы на период 2017-2021 годов, а также процент их максимальной загрузки с описанием режима, в котором она наблюдалась, представлены в таблицах 3.12 и 3.13. Анализ режимов не выявил снижения напряжения на подстанциях электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области.

Следует отметить, что возможные перегрузки элементов, а также недопустимые снижения напряжения, выявленные в режимах аварийных отключений в нормальной схеме на период зимнего максимума, а также выявленные в режимах аварийных отключений в ремонтных схемах на период летнего максимума нагрузки, требуют электросетевого строительства или применения схемно-режимных мероприятий и могут рассматриваться как «узкие места» энергосистемы Тульской области.

С учётом запланированного роста нагрузок по базовому прогнозу электропотребления и мощности в режимах летних максимальных нагрузок 2017-2021 годов возникают перегрузки:

1) ВЛ 110 кВ Узловая – Партизан при аварийном отключении АТ-1 ПС 220 кВ Северная в схеме ремонта АТ-2 ПС 220 кВ Северная. Величина перегрузки ВЛ составляет 9-14% от Iдоп.;

2) ВЛ 110 кВ Бегичево – Партизан при аварийном отключении АТ-1 ПС 220 кВ Северная в схеме ремонта АТ-2 ПС 220 кВ Северная. Величина перегрузки ВЛ составляет 15-20% от Iдоп.;

3) В 2 СШ ВЛ 220 кВ Щекино – Северная 2 с отпайкой на блок 2 (Щекинская ГРЭС) при аварийном отключении АТ-1 ПС 220 кВ Северная в схеме ремонта АТ-2 ПС 220 кВ Северная. Величина перегрузки ВЛ составляет 2-3% от Iдоп.;

4) ВЛ 110 кВ Ушаково – Люторичи при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС – Химическая в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Бегичево – Люторичи. Величина перегрузки ВЛ составляет 2-6% от Iдоп.;

5) ВЛ 110 кВ Ушаково – Бегичево при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС – Химическая в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Бегичево – Люторичи. Величина перегрузки ВЛ составляет 2% от Iдоп.

С учётом запланированного роста нагрузок по базовому прогнозу электропотребления и мощности в режимах зимних максимальных нагрузок 2017-2021 годов токовые перегрузки не выявлены.

В расчётных схемах на этапе 2017-2021 годов для сценария развития электроэнергетики Тульской области, соответствующего региональному прогнозу потребления электроэнергии и мощности, принят следующий состав генерирующего оборудования:

1) Для режима зимних максимальных нагрузок:

Черепетская ГРЭС: блок № 5-285 МВт, блок № 6-300 МВт, блок № 7-265 МВт, блок № 8-213 МВт, блок № 9-213 МВт;

Щекинская ГРЭС: блок № 1-200 МВт, блок № 2-200 МВт;

Алексинская ТЭЦ: блок № 2-10 МВт, ПГУ-115 – 128,5 МВт;

Ефремовская ТЭЦ: блок № 4-9,7 МВт, блок № 5-9,7 МВт, блок № 6-56 МВт, блок № 7-32 МВт;

Новомосковская ГРЭС: блок № 4-9,0 МВт, блок № 7-16 МВт, ГТУ-126 МВт, ПТУ-55,9 МВт.

Суммарная генерация составляет 2128,8 МВт.

2) Для режима летних максимальных нагрузок:

Черепетская ГРЭС: блок № 8-213 МВт, блок № 9-213 МВт;

Щекинская ГРЭС: блок № 1-200 МВт (включается с 2019 года), блок № 2-200 МВт;

Алексинская ТЭЦ: ПГУ-115 – 128,5 МВт;

Ефремовская ТЭЦ: блок № 6-58 МВт;

Новомосковская ГРЭС: ГТУ-122 МВт, ПТУ-55,9 МВт.

Суммарная генерация составляет 990,4 МВт на этапе 2017-2018 годов, 1190,4 - с 2019 года.

С учетом запланированного роста нагрузок по региональному прогнозу электропотребления и мощности в режимах зимних максимальных нагрузок 2017-2021 годов возникают перегрузки:

1) В 1 СШ 220 кВ ВЛ 220 кВ Щекино – Северная 2 с отп. при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Северная – Химическая. Величина перегрузки ВЛ достигает 19% от Iдоп.;

2) ВЛ 110 кВ Протон - Заокская с отпайками (участок от ПС 220 кВ Протон до отпайки на ПС 110 кВ Заокский рекреационный парк) при аварийном отключении 2 СШ 220 кВ на ПС 220 кВ Тула или ВЛ 500 кВ Смоленская АЭС – Новая Тула. Величина перегрузки ВЛ составляет на этапе 2021 года 11% от Iдоп.

С учетом запланированного роста нагрузок по региональному прогнозу электропотребления и мощности в режимах летних максимальных нагрузок 2017-2021 годов возникают перегрузки:

1) В 2 СШ ВЛ 220 кВ Щекино – Северная 2 с отпайкой на блок 2 (Щекинская ГРЭС) при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Щекинская
ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1. Величина перегрузки ВЛ составляет 2% от Iдоп.;

2) В 2 СШ ВЛ 220 кВ Щекино – Северная 2 с отпайкой на блок 2 (Щекинская ГРЭС) при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Черепетская
ГРЭС – Тула в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Бегичево – Люторичи или ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1. Величина перегрузки ВЛ составляет 2-15% от Iдоп.;

3) ВЛ 110 кВ Протон – Заокская с отпайками (участок от отпайки на ПС 110 кВ Заокский рекреационный парк до отпайки на ПС 110 кВ Яковлево) при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Ненашево – Бугры или ВЛ 500 кВ Смоленская АЭС – Новая Тула. Величина перегрузки ВЛ на этапе 2019 года составляет 16% от Iдоп.;

4) ВЛ 110 кВ Протон – Заокская с отпайками (участок от отпайки на ПС 110 кВ Заокский рекреационный парк до отпайки на ПС 110 кВ Яковлево) при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Северная – Химическая в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Ненашево – Бугры. Величина перегрузки ВЛ на этапе 2019 года составляет 37% от Iдоп.;

5) ВЛ 110 кВ Протон – Заокская с отпайками (участок от ПС 220 кВ Протон до отпайки на ПС 110 кВ Заокский рекреационный парк) при аварийном отключении ВЛ 500 кВ Смоленская АЭС – Новая Тула. Величина перегрузки ВЛ на этапе 2021 года составляет 18% от Iдоп.;

6) ВЛ 110 кВ Протон – Заокская с отпайками (участок от ПС 220 кВ Протон до отпайки на ПС 110 кВ Заокский рекреационный парк) при аварийном отключении ВЛ 500 кВ Смоленская АЭС – Новая Тула в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Новая Тула – Михайловская. Величина перегрузки ВЛ на этапе 2021 года составляет 41% от Iдоп.;

7) АТ-1 (2,3) ПС 220 кВ Северная при аварийном отключении АТ-2 (3,1) ПС 220 кВ Северная в схеме ремонта АТ-3 (1,2) ПС 220 кВ Северная. Величина перегрузки АТ-2 на этапе 2021 года составляет 48% от Iдоп.;

8) В 1 СШ ВЛ 220 кВ Щекино – Бегичево с отпайки на блок 1 (Щекинская ГРЭС) при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Северная – Химическая. Величина перегрузки выключателя на этапе 2019 года составляет 30% от Iдоп.;

9) В 1 СШ ВЛ 220 кВ Щекино – Бегичево с отпайки на блок 1 (Щекинская ГРЭС) при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Северная – Химическая в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Северная №2 с отпайкой на блок 2 или ВЛ 500 кВ Смоленская АЭС – Новая Тула. Величина перегрузки выключателя на этапе 2019 года составляет 50% от Iдоп.;

10) ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС − Бегичево с отпайкой на блок 1 со стороны Щекинской ГРЭС при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Северная – Химическая в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Северная №2 с отпайкой на блок 2. Величина перегрузки составляет 9% от Iдоп.;

11) ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС – Химическая при аварийном отключении Щекинская ГРЭС: 1 СШ 220 кВ. Величина перегрузки составляет 2% от Iдоп.;

12) ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС – Химическая при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС – Химическая в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Северная №2 с отпайкой на блок 2 или ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1. Величина перегрузки составляет 12% от Iдоп.;

13) ВЛ 110 кВ Узловая – Партизан при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Северная – Химическая в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1. Величина перегрузки составляет 3% от Iдоп.;

14) ВЛ 110 кВ Бегичево – Партизан при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Северная – Химическая в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1. Величина перегрузки составляет 3% от Iдоп.;

15) ВЛ 110 кВ Ушаково – Люторичи при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Бегичево – Люторичи в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Северная – Химическая. Величина перегрузки составляет 29% от Iдоп.;

16) ВЛ 110 кВ Ушаково – Бегичево при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Бегичево – Люторичи в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Северная – Химическая. Величина перегрузки составляет 25% от Iдоп.;

17) ВЛ 220 кВ Северная – Химическая при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1 в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Северная №2 с отпайкой на блок 2. Величина перегрузки составляет 10% от Iдоп.

Таблица 3.12. Анализ перегрузок электрической сети энергосистемы Тульской области по базовому прогнозу потребления электроэнергии и мощности

Базовый прогноз потребления электроэнергии и мощности

Летний максимум нагрузок

№

Перегружаемый элемент

Схемы сети

Отключаемые элементы сети

Загрузка, %/год

2017

2018

2019

2020

2021

1

ВЛ 110 кВ Узловая – Партизан

Ремонтная

АТ-1 ПС 220 кВ Северная

АТ-2 ПС 220 кВ Северная

109

110

111

112

114

2

ВЛ 110 кВ Бегичево – Партизан

Ремонтная

АТ-1 ПС 220 кВ Северная

АТ-2 ПС 220 кВ Северная

115

116

117

118

120

3

В 2 СШ ВЛ 220 кВ Щекино – Северная 2 с отп. на бл. 2 (Щекинская ГРЭС)

Ремонтная

АТ-1 ПС 220 кВ Северная

АТ-2 ПС 220 кВ Северная

102

102

103

103

103

4

ВЛ 110 кВ Ушаково – Люторичи

Ремонтная

ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС – Химическая

ВЛ 220 кВ Бегичево – Люторичи

102

103

104

105

106

5

ВЛ 110 кВ Ушаково – Бегичево

Ремонтная

ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС – Химическая

ВЛ 220 кВ Бегичево – Люторичи

-

-

-

-

102

Таблица 3.13. Анализ перегрузок электрической сети энергосистемы Тульской области по региональному прогнозу потребления электроэнергии и мощности

Региональный прогноз потребления электроэнергии и мощности

Зимний максимум нагрузок

№

Перегружаемый элемент

Схемы сети

Отключаемые элементы сети

Загрузка, %/год

2017

2018

2019

2020

2021

1

В 1 СШ ВЛ 220 кВ Щекино – Бегичево с отп. на бл. 1 (Щекинская ГРЭС)

Нормальная

-

ВЛ 220 кВ Северная – Химическая

-

-

119

-

-

2

ВЛ 110 кВ Протон – Заокская с отпайками (участок от ПС Протон до отп. на ПС Заокский рекреационный парк)

Нормальная

-

2 СШ 220 кВ на ПС 220 кВ Tула

-

-

110

-

-

Нормальная

-

ВЛ 500кВ Смоленская АЭС – Новая Тула

-

-

-

111

Летний максимум нагрузок

1

В 2 СШ ВЛ 220 кВ Щекино – Северная 2 с отп. на бл. 2 (Щекинская ГРЭС)

Нормальная

-

ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1

-

-

102

-

-

Ремонтная

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Тула

ВЛ 220 кВ Бегичево – Люторичи

-

102

-

-

-

Ремонтная

ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Тула

-

-

115

-

-

2

ВЛ 110 кВ Протон – Заокская с отпайками (участок от отп. на ПС 110 кВ Заокский рекреационный парк до отп. на ПС 110 кВ Яковлево)

Нормальная

-

ВЛ 220 кВ Ненашево – Бугры

-

-

116

-

-

Нормальная

-

ВЛ 500 кВ Смоленская АЭС – Новая Тула

-

-

104

-

Ремонтная

ВЛ 220 кВ Северная – Химическая

ВЛ 220 кВ Ненашево – Бугры

-

-

137

104

125

3

ВЛ 110 кВ Протон – Заокская с отпайками (участок от ПС 220 кВ Протон до отп. на ПС 110 кВ Заокский рекреационный парк)

Нормальная

-

ВЛ 500 кВ Смоленская АЭС – Новая Тула

-

-

-

-

118

Ремонтная

ВЛ 500 кВ Смоленская АЭС – Новая Тула

ВЛ 500 кВ Новая Тула – Михайловская

-

-

-

118

141

4

АТ-1 ПС 220 кВ Северная

Ремонтная

АТ-3 ПС 220 кВ Северная

АТ-2 ПС 220 кВ Северная

-

112

123

130

144

5

АТ-2 ПС220 кВ Северная

Ремонтная

АТ-3 ПС 220 кВ Северная

АТ-1 ПС 220 кВ Северная

-

113

125

133

148

6

АТ-3 ПС 220 кВ Северная

Ремонтная

АТ-1 ПС 220 кВ Северная

АТ-2 ПС 220 кВ Северная

-

-

104

111

124

7

В 1 СШ ВЛ 220 кВ Щекино – Бегичево с отп. на бл. 1 (Щекинская ГРЭС)

Нормальная

-

ВЛ 220 кВ Северная – Химическая

-

-

130

-

-

Ремонтная

ВЛ 220 кВ Северная – Химическая

ВЛ 500 кВ Смоленская АЭС – Новая Тула

-

-

-

103

-

Ремонтная

ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Северная №2

с отпайкой на блок 2

ВЛ 220 кВ Северная – Химическая

-

-

150

-

101

8

ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1 (участок от Щекинской ГРЭС до отп. на блок 2)

Ремонтная

ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Северная №2

с отпайкой на блок 2

ВЛ 220 кВ Северная – Химическая

-

-

109

-

-

9

ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС – Химическая

Нормальная

-

Щекинская ГРЭС: 1 СШ 220 кВ

-

-

102

-

-

Ремонтная

ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Северная №2 с отпайкой на блок 2

ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС – Химическая

-

108

111

-

-

Ремонтная

ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1

ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС – Химическая

-

-

112

-

-

10

ВЛ 110 кВ Узловая – Партизан

Ремонтная

ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1

ВЛ 220 кВ Северная – Химическая

-

-

103

-

-

11

ВЛ 110 кВ Бегичево – Партизан

Ремонтная

ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1

ВЛ 220 кВ Северная – Химическая

-

-

109

-

-

12

ВЛ 110 кВ Ушаково – Люторичи

Ремонтная

ВЛ 220 кВ Северная – Химическая

ВЛ 220 кВ Бегичево – Люторичи

107

129

127

-

-

13

ВЛ 110 кВ Ушаково – Бегичево

Ремонтная

ВЛ 220 кВ Северная – Химическая

ВЛ 220 кВ Бегичево – Люторичи

103

125

122

-

-

14

ВЛ 220 кВ Северная – Химическая

Ремонтная

ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Северная №2 с отпайкой на блок 2

ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1

-

-

110

-

-

3.5. Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ и выше
на территории Тульской области на период до 2021 года

В данном разделе проведён анализ основных проблем функционирования энергосистемы Тульской области с описанием энергорайонов на территории энергосистемы Тульской области, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетических режимов за область допустимых значений (наличием «узких» мест).

3.5.1. Анализ развития электрических сетей напряжением 110 кВ и выше
на территории Тульской области на период до 2021 года в соответствии с базовым прогнозом потребления электроэнергии и мощности

Ефремовский энергорайон

Ефремовский энергорайон связан с Тульской энергосистемой по одной ВЛ 220 кВ Бегичево – Звезда и двум транзитным ВЛ 110 кВ: ВЛ 110 кВ Звезда – Волово с отпайкой на ПС Турдей и ВЛ 110 кВ Звезда – Бегичево с отпайками.

Результаты расчётов электроэнергетических режимов показали, что на этапах 2017-2021 годов с учетом работы турбоагрегатов ст. №№ 4, 5, 6 и 7 Ефремовской ТЭЦ ПАО «Квадра» параметры послеаварийных режимов находятся в области допустимых значений.

В режимах на этапы 2017-2021 годов с учетом вывода из эксплуатации турбоагрегатов ст. №№ 4, 5, 6 и 7 Ефремовской ТЭЦ ПАО «Квадра» при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Звезда в нормальной схеме перегрузка ВЛ 110 кВ Волово – Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк достигает 10% от Iдоп (в данном послеаварийном режиме питание района осуществляется только по ВЛ 110 кВ Волово – Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк). Для недопущения возникновения указанной перегрузки необходима генерация Ефремовской ТЭЦ в объеме не менее 10 МВт.

В случае вывода из эксплуатации генерирующих мощностей Ефремовской ТЭЦ необходима разработка замещающих мероприятий для исключения выхода параметров электрического режима из области допустимых значений.

Новомосковский энергорайон

В настоящее время ПС 220 кВ Химическая является центром питания крупных промышленных потребителей в энергорайоне. Помимо этого, планируется подключение крупных потребителей, таких как ЗАО «Металлокомплект-М» заявленной мощностью 45,95 МВт, ООО «Тульский Цементный завод» заявленной мощностью 49,5 МВт. На ПС 220 кВ Химическая установлены два АТ 220/110 кВ по 200 МВА.

Результаты расчётов электроэнергетических режимов на этапы 2017-2021 годов показали, что при аварийных отключениях АТ-1 (2) ПС 220 кВ Северная в схеме ремонта АТ-2 (1) ПС 220 кВ Северная возникают перегрузки ВЛ 110 кВ Узловая – Партизан, ВЛ 110 кВ Бегичево – Партизан, ВЛ 110 кВ Оболенская – Северная, ВЛ 110 кВ Оболенская – Красный Яр с отпайкой на ПС Шатск, ВЛ 110 кВ Щегловская – Красный Яр с отпайками на величину 2-44% от Iдоп.

Также при аварийных отключениях АТ-1 (2) ПС 220 кВ Северная в схеме ремонта АТ-2 (1) ПС 220 кВ Северная возникают перегрузки В 2 СШ ВЛ 220 кВ Щекино - Северная 2 с отп. на бл. 2 Щёкинской ГРЭС на величину 2-3% от Iдоп.

Выявленные токовые перегрузки ликвидируются подготовкой ремонтной схемы АТ-1 (2) ПС 220 кВ Северная с замыканием ВЛ 110 кВ Новомосковская ГРЭС − Северная и переводом части нагрузки ПС 220 кВ Северная объемом порядка 30 МВт на ПС 220 кВ Химическая.

Результаты расчётов электроэнергетических режимов на этапы 2017-2021 годов показали, что при аварийных отключениях ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС − Химическая или ВЛ 220 кВ Северная − Химическая в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Бегичево − Люторичи возникают перегрузки ВЛ 110 кВ Ушаково – Люторичи, ВЛ 110 кВ Ушаково − Бегичево с отпайками на величину 2-6% от Iдоп.

Выявленные токовые перегрузки ВЛ 110 кВ Ушаково – Люторичи и ВЛ 110 кВ Ушаково − Бегичево ликвидируются путем секционирования транзита 110 кВ между ПС 220 кВ Бегичево и ПС 220 кВ Люторичи (одностороннее отключение ВЛ 110 кВ Ушаково – Люторичи) в ремонтных схемах ВЛ 220 кВ Северная – Химическая или ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС – Химическая.

Ограничение выдачи мощности Щекинской ГРЭС

При аварийном отключении АТ-2 (1) ПС 220 кВ Северная в схеме ремонта АТ-1 (2) ПС 220 кВ Северная в режимах летних максимальных нагрузок 2018-2021 годов возникают перегрузки В 2 СШ ВЛ 220 кВ Щекино - Северная 2 с отп. на бл. 2 (Щекинская ГРЭС).

Выявленные токовые перегрузки в ремонтных схемах возможно исключить, используя одно из следующих мероприятий:

1) при планировании режимов необходимо совмещать ремонты автотрансформаторов на ПС 220 кВ Северная с ремонтами блочного и генерирующего оборудования Щекинской ГРЭС;

2) включение В 1 СШ 220 кВ ВЛ 220 кВ Щекино – Северная 2 с отп. при работе генерирующего оборудования на Щекинской ГРЭС (таким образом оба выключателя включены).

Мероприятия по реконструкции центров питания, характеризующихся текущим или планируемым дефицитом пропускной способности

По состоянию на 01.01.2016 без учета заключенных договоров на технологическое присоединение наблюдается дефицит трансформаторной мощности на следующих подстанциях:

ПС 110 кВ Рудаково;

ПС 110 кВ Средняя;

ПС 110 кВ Пролетарская;

ПС 110 кВ Заокская.

ПС 110 кВ Рудаково обеспечивает электрической энергией бытовых и промышленных потребителей муниципальных организаций южной части города Тулы и Ленинского района Тульской области. Подстанция введена в эксплуатацию в 1944 г. Год последней реконструкции с изменением трансформаторной мощности - 2002. На ПС 110 кВ Рудаково установлены 2 силовых трансформатора с номинальной мощностью 25 МВА. Максимально допустимая загрузка подстанции с учётом режима N-1 составляет 26,25 МВА. Максимальная нагрузка, зафиксированная в режимный день составила 27,6 МВА. Существующий текущий дефицит установленной мощности ПС составляет 1,35 МВА. В 2015 году выполнено присоединение энергопринимающих устройств заявителей на общую мощность 2,72 МВт. По состоянию на 01.01.2016 на исполнении находятся договоры технологического присоединения на общую мощность 13,38 МВт, а также 2 заявки на общую мощность 530 кВт. С учётом вышеуказанного прогнозируется дефицит установленной трансформаторной мощности в объёме 15,3 МВт (перегруз более 58% в режиме N-1). Рекомендуется реконструкция ПС 110 кВ Рудаково с установкой силового трансформатора Т-3 мощностью 25000 кВА.

На ПС 110 кВ Средняя установлены трансформаторы мощностью 10 и 16 МВА. Максимальная нагрузка, зафиксированная в режимный день, составила 11,42 МВА. По данным собственника устранение перегрузки возможно применением схемно-режимных мероприятий, выполняемых за время, не превышающее допустимую длительность перегрузки. Реконструкцию с увеличением трансформаторной мощности на ПС 110 кВ Средняя рекомендуется производить при дополнительном увеличении нагрузки и реализации договоров на технологическое присоединение.

На ПС 110 кВ Пролетарская установлены трансформаторы мощностью 2х25 МВА. При аварийном отключении одного из трансформаторов загрузка оставшегося в работе составляет 105% от Iдоп. Данная перегрузка является длительно допустимой и не требует замены трансформаторного оборудования в настоящее время.

На ПС 110 кВ Заокская установлены трансформаторы мощностью 2х16 МВА. При аварийном отключении одного из трансформаторов загрузка оставшегося в работе составляет 105% от Iдоп. Данная перегрузка является длительно допустимой. Реконструкцию с увеличением трансформаторной мощности на ПС 110 кВ Заокская рекомендуется производить при дополнительном увеличении нагрузки и реализации договоров на технологическое присоединение.

Таким образом, на ПС 110 кВ Средняя, ПС 110 кВ Пролетарская, ПС 110 кВ Заокская рекомендуется выполнить реконструкцию с увеличением трансформаторной мощности в случае отсутствия возможности обеспечения допустимой нагрузки трансформаторного оборудования путем резервирования по электрическим сетям 6-35 кВ. При невозможности расширения существующих подстанций с целью разгрузки трансформаторов возможно выполнить сооружение нового центра питания с перераспределением на него нагрузок по сети 6-10 кВ, либо осуществить перераспределение нагрузок по сети 6-10 кВ на существующие менее загруженные центры питания.

С учетом заключенных договоров на технологическое присоединение наблюдается дефицит трансформаторной мощности также на следующих подстанциях:

ПС 110 кВ Зубово;

ПС 110 кВ Угольная;

ПС 110 кВ Одоев;

ПС 110 кВ Дубна;

ПС 110 кВ Щегловская;

ПС 110 кВ Барсуки;

ПС 110 кВ Подземгаз;

ПС 110 кВ Труново;

ПС 110 кВ Криволучье;

ПС 110 кВ Медвенка;

ПС 110 кВ Мордвес;

ПС 110 кВ Ясногорск;

ПС 110 кВ Болоховская;

ПС 110 кВ Огаревка;

ПС 110 кВ Мясново;

ПС 110 кВ Пушкинская;

ПС 110 кВ Чекалин;

ПС 110 кВ Рождественская;

ПС 110 кВ Южная;

ПС 110 кВ Центральная;

ПС 110 кВ Красный Яр;

ПС 110 кВ Алешня;

ПС 110 кВ Рассвет;

ПС 110 кВ Глушанки;

ПС 110 кВ Партизан;

ПС 110 кВ КПД;

ПС 110 кВ Яковлево;

ПС 110 кВ Обидимо;

ПС 110 кВ Мелиоративная;

ПС 110 кВ Стечкин.

Увеличение трансформаторной мощности на данных объектах рекомендуется производить с учетом мониторинга фактической загрузки оборудования и динамики реализации договоров на технологическое присоединение в случае отсутствия возможности обеспечения допустимой нагрузки трансформаторного оборудования путем резервирования по электрическим сетям 6-35 кВ. При невозможности расширения существующих подстанций с целью разгрузки трансформаторов целесообразно выполнить сооружение нового центра питания с перераспределением на него нагрузок по сети 6-10 кВ, либо осуществить перераспределение нагрузок по сети 6-10 кВ на существующие менее загруженные центры питания.

В таблице 3.14 указаны существующие мощности установленных трансформаторов на ПС 110 кВ филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья», а также мощности трансформаторов, рекомендуемых к замене

Таблица 3.14. Рекомендуемые мощности трансформаторов, требующих замены с учетом присоединенных потребителей, заключенных договоров, поданных заявок на технологическое присоединение и исполнения филиалом «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» инвестиционной программы

№ п/п

Наименование подстанции

Фактическая трансформаторная мощность, МВА

Рекомендуемая к установке мощность трансформаторов, МВА

1

ПС 110 кВ Зубово

1×10; 1×16

2×16

2

ПС 110 кВ Угольная

1×40,5; 1×40

2×63

3

ПС 110 кВ Одоев

2×16

2×25

4

ПС 110 кВ Дубна

1×16; 1×10

2×16

5

ПС 110 кВ Щегловская

2×40

2×63

6

ПС 110 кВ Барсуки

2×25

2×40

7

ПС 110 кВ Подземгаз

2×16

2×25

8

ПС 110 кВ Рудаково

2×25

3×25

9

ПС 110 кВ Труново

1×20; 1×25

2×25

10

ПС 110 кВ Криволучье

2×16

2×25

11

ПС 110 кВ Медвенка

2×16

2×25

12

ПС 110 кВ Мордвес

2×10

2×16

13

ПС 110 кВ Ясногорск

2×63

3×63

14

ПС 110 кВ Болоховская

1×10; 1×25

2×25

15

ПС 110 кВ Огаревка

1×25; 1×16

2×25

16

ПС 110 кВ Мясново

3×25

2×25+1х40

17

ПС 110 кВ Пушкинская

1×25; 1×16

2×25

18

ПС 110 кВ Чекалин

1×7,5; 1×6,3

2×10

19

ПС 110 кВ Пролетарская

2×25

2×40

20

ПС 110 кВ Рождественская

2×16

2×25

21

ПС 110 кВ Южная

3×25

2×25+1х40

22

ПС 110 кВ Центральная

2×25

2×40

23

ПС 110 кВ Красный Яр

2×6,3

2×10

24

ПС 110 кВ Алешня

2×16

2×25

25

ПС 110 кВ Рассвет

2×16

2×25

26

ПС 110 кВ Глушанки

1×16; 1×10

2×16

27

ПС 110 кВ Партизан

2×16

2×16

28

ПС 110 кВ КПД

2×10

2×16

29

ПС 110 кВ Заокская

2×16

2×25

30

ПС 110 кВ Яковлево

2×10

2×16

31

ПС 110/6 кВ Средняя

1×16; 1×10

2×16

32

ПС 110 кВ Обидимо

1×16; 1×7,5

2×16

33

ПС 110 кВ Мелиоративная

1×10

1×16

34

ПС 110 кВ Стечкин

2×40

2×63

Мероприятия по реконструкции электросетевых объектов, имеющих значительный физический износ

В соответствии с анализом параметров линий электропередачи 110 кВ и выше, подстанционного оборудования энергосистемы Тульской области, включая длительно и аварийно допустимые токовые загрузки, длину, марку провода, срок эксплуатации и дату последней капитальной реконструкции (ремонта), а также иных характеристик, рекомендуется проведение реконструкция следующих объектов электросетевого хозяйства.

1.              Реконструкция ВЛ 110 кВ Обидимо – Октябрьская с отпайкой на ПС Привокзальная.

ВЛ 110 кВ Обидимо – Октябрьская с отпайкой на ПС Привокзальная обеспечивает электроснабжение потребителей Зареченского и Привокзального районов г. Тулы, в том числе и социально значимые объекты. Данная ВЛ 110 кВ находится в эксплуатации с 1938 года и не отвечает существующим требованиям действующих норм и правил. Часть линии выполнена на деревянных опорах. По данным технического освидетельствования, проведенного комиссией производственного отделения «Тульские электрические сети» филиала «Тулэнерго» в 2007 году, деревянные опоры имеют износ 85%. Коэффициент дефектности опор (КДО) составляет 85%. Коэффициент дефективности провода (КДП) – 90%. Бухгалтерский износ составляет 100%. Данная линия находится в неудовлетворительном состоянии и не соответствует требованиям Типовой инструкции по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 35 - 800 кВ (РД 34.20.504-94).

2.              Реконструкция ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС – Первомайская ТЭЦ №1 и №2.

ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС – Первомайская ТЭЦ №1 и №2 находятся в эксплуатации с 1961 года. Данные ВЛ 110 кВ обеспечивают выдачу мощности Щекинской ГРЭС, Первомайской ТЭЦ. Большое количество ремонтных соединений снижает пропускную способность каждой ВЛ. Это приводит к возможности нарушения транзита, влекущему существенное снижение надёжности электроснабжения объектов электроэнергетики. ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС – Первомайская ТЭЦ №1 и №2 в связи большим процентом износа оборудования не отвечают требованиям существующих норм и правил. Согласно последнему акту обследования данные линии находятся
в неудовлетворительном состоянии и не соответствуют требованиям РД 34.20.504-94.

3.              Реконструкция ВЛ 110 кВ Пятницкая – Ясногорск.

ВЛ 110 кВ Пятницкая – Ясногорск обеспечивает электроснабжение потребителей Ясногорского района Тульской области, в том числе социально значимых объектов. ВЛ 110 кВ Пятницкая – Ясногорск находится в эксплуатации с 1927 года и не отвечает требованиям действующих норм и правил. Коэффициент дефектности опор (КДО) составляет 100%. Коэффициент дефективности провода (КДП) – 70%. Коэффициент дефектности арматуры (КДА) – 70%. Бухгалтерский износ составляет 100%. Линия находится в неудовлетворительном состоянии и не соответствует требованиям РД 34.20.504-94.

4.              Реконструкция ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС – Плавск с отпайкой на ПС Смычка, ВЛ 110 кВ Плавск – Лазарево с отпайкой на ПС Смычка, ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС – Лазарево.

ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС – Плавск с отпайкой на ПС Смычка, ВЛ 110 кВ Плавск – Лазарево с отпайкой на ПС Смычка, ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС – Лазарево находятся в эксплуатации с 1957 года и обеспечивают транзит 110 кВ Щекинская ГРЭС – Плавск – Мценск. От данного транзита питается значительное число ответственных потребителей, в том числе тяговые подстанции ОАО «РЖД» (ПС 110 кВ Плавск, ПС 110 кВ Лазарево, ПС 110 кВ Скуратово). Линия выполнена в двухцепном исполнении. Неудовлетворительное техническое состояние линий, проходящих по территории Тульской области, обуславливает ограничение пропускной способности указанного транзита, что также вызвано повреждением стального сердечника при плавке гололеда в 1966, 1969, 1973 годах, большим количеством ремонтных соединений. Бухгалтерский износ составляет 98%. Согласно последнему акту обследования данные линии находятся в неудовлетворительном состоянии и не соответствуют требованиям РД 34.20.504-94.

5.              Реконструкция ВЛ 110 кВ Звезда – Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Звезда – Волово с отпайкой на ПС Турдей.

Двухцепная ВЛ 110кВ Звезда – Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Звезда – Волово с отпайкой на ПС Турдей находятся в эксплуатации с 1960 года. На линии имели место случаи разрушения железобетонных опор с их падением в 1990 и 1997 годах. Бухгалтерский износ составляет 96%. Согласно последнему акту обследования данные линии находятся в неудовлетворительном состоянии, не соответствуют требованиям РД 34.20.504-94, чем определена необходимость замены существующего оборудования электролинии.

6.              Реконструкция ВЛ 110 кВ Труново – Советская.

ВЛ 110 кВ Труново – Советская введена в эксплуатацию в 1956 году с целью обеспечения надежного электроснабжения потребителей Киреевского, Щекинского районов и для обеспечения транзита 110 кВ между Щекинской ГРЭС и ПС 220 кВ Бегичево. Значительный износ деревянных опор, на которых выполнена ВЛ 110 кВ Труново – Советская, и линейной арматуры приводит к частым отключениям и перерывам питания потребителей. Техническое состояние ВЛ 110 кВ не соответствуют требованиям РД 34.20.504-94.

7. Реконструкция ПС 110 кВ Центральная.

ПС 110 кВ Центральная обеспечивает электрической энергией потребителей, расположенных в центральной исторической части г. Тулы, в том числе АО «Тульские городские электрические сети», МУП «Тулгорэлектротранс», ОАО «Октава». Подстанция введена в эксплуатацию в 1973 году. В 1982 году проведена ее реконструкции с изменением трансформаторной мощности. На ПС 110 кВ Центральная установлены два силовых трансформатора с номинальной мощностью по 25 МВА. Максимально допустимая загрузка подстанции с учётом режима N-1 составляет 26,25 МВА. Максимальная нагрузка подстанции (23,31 МВА) была зафиксированная в режимный день 19.12.2012. Текущий профицит установленной мощности данного центра питания составляет 2,94 МВА. В 2015 году выполнено технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей общей мощностью 7,11 МВА с поэтапным вводом в работу. По состоянию на 01.01.2016 на исполнении находятся договоры на технологическое присоединение на общую мощность 4,7 МВА. Таким образом, прогнозируется дефицит установленной трансформаторной мощности в объёме - 4,17 МВА в режиме N-1. Рекомендуется реконструкция ПС 110 кВ Центральная с заменой трансформатора №1 25000 кВА на трансформатор 40000 кВА с заменой отделителей и короткозамыкателей на элегазовые выключатели.

8. Реконструкция ПС 110 кВ Партизан.

ПС 110 кВ Партизан обеспечивает электрической энергией потребителей пос. Дубовка, юго-западной части г. Узловая и Узловского района, в том числе ООО «Трансэлектро», ОАО «Аппаратура дальней связи», ООО ТПО «Промет», ООО «Сервис», ООО «Еврогруп». Подстанция введена в эксплуатацию в 1979 году. На ПС 110 кВ Партизан установлены два силовых трансформатора с номинальной мощностью по 16 МВА. В связи с большим износом силовых трансформаторов 110 кВ и оборудования 110 кВ рекомендуется реконструкция ПС 110 кВ Партизан с заменой трансформаторов Т-1, Т-2 16000 кВА на трансформаторы по 16000 кВА, установкой трансформаторов напряжения 110 кВ (6 штук), заменой секционного выключателя МКП 110 кВ, отделителей и короткозамыкателей трансформаторов 1 и 2 на элегазовые выключатели 110 кВ (2 штуки), разъединителей 110 кВ (12 штук), выключателей КРУН 6 кВ (3 штуки), а также монтажом КРУН 6 кВ с дополнительными ячейками.

9. Реконструкция ПС 110 кВ Ушатово.

ПС 110 кВ Ушатово снабжает электроэнергией Суворовский административный район, в том числе п. Центральный с численностью населения более 10 тысяч человек. Силовые трансформаторы находятся в эксплуатации с 1956 года. По данным технического освидетельствования износ силовых трансформаторов 110 кВ составляет 80%. Металлоконструкции ОРУ 35 кВ находятся в эксплуатации с 1951 года.

Рекомендуется реконструкция ПС 110 кВ Ушатово с заменой трансформаторов мощностью 20000 кВА и 7500 кВА на два трансформатора мощностью по 16000 кВА, реконструкцией ОРУ 35 кВ.

3.5.2. Анализ развития электрических сетей напряжением 110 кВ и выше на период до 2021 года в соответствии с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности

Ефремовский энергорайон

Результаты расчётов электроэнергетических режимов показали, что на этапах 2017-2021 годов с учетом работы турбоагрегатов ст. №№ 4, 5, 6 и 7 Ефремовской ТЭЦ ПАО «Квадра» параметры послеаварийных режимов находятся в области допустимых значений.

В режимах зимних максимальных нагрузок на этапы 2017-2021 годов при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Звезда в нормальной схеме питание района осуществляется только по ВЛ 110 кВ Волово – Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк. Для исключения токовой перегрузки данной ВЛ на Ефремовской ТЭЦ необходимо наличие генерации в объеме не менее 70 МВт.

Заокский энергорайон

Единственным центром питания данного района со стороны Калужской энергосистемы является ПС 220 кВ Протон.

На ПС 220 кВ Протон установлены АТ 220/110 кВ мощностью 2х125 МВА. В настоящий момент резерв трансформаторной мощности на ПС 220 кВ Протон исчерпан в связи с имеющимися заявками в ФГБУ «Государственный научный центр Российской Федерации - Институт физики высоких энергий» (ФГБУ ГНЦ ИФВЭ). Данное обстоятельство ограничивает филиал «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» в подключении новых потребителей на ПС 110 кВ Яковлево, ПС 110 кВ Заокская.

Для покрытия роста электрических нагрузок Заокского энергорайона, в том числе Заокского индустриально-логистического парка (100 МВт) и Заокского рекреационного парка (19,5 МВт) рассмотрено сооружение питающего центра – ПС 220 кВ Ненашево.

Для оценки эффективности мероприятий по ликвидации «узких» мест Заокского энергорайона проведен анализ нагрузок сети 35 кВ. Следует отметить, что от ПС 110 кВ Заокская, по которой с учетом заключенных договоров на технологическое присоединение планируется дефицит трансформаторной мощности в объеме 93,9 МВА, получают питание ПС 35 кВ Хрипково и ПС 35 кВ Ненашево. В настоящее время объем договоров на технологическое присоединение, находящихся на исполнении по ПС 35 кВ Ненашево, составляет 18,01 МВА, в связи с чем необходимо увеличение трансформаторной мощности центра питания для ее передачи в сеть 10 кВ. Для покрытия дефицита трансформаторной мощности и дальнейшего развития центра питания целесообразен перевод на 1 этапе ПС 35 кВ Ненашево на напряжение 110 кВ с установкой силовых трансформаторов 2х25 МВА и обеспечением питания по ВЛ 110 кВ Ненашево – Ясногорск, ВЛ 110 кВ Ненашево – Никулинская, образуемых в результате реконструкции существующей ВЛ 110 кВ Никулинская – Ясногорск и строительства новых участков ВЛ 110 кВ от ВЛ 110 кВ Никулинская – Ясногорск до ПС 110 кВ Никулинская (ориентировочно 2х10,5 км).

Анализ потокораспределения в сети 110-35 кВ показал, что при переводе ПС 35 кВ Ненашево на напряжение 110 кВ питание потребителей ПС 35 кВ Хрипково и ПС 35 кВ Ненашево будет осуществляться от ПС 110 кВ Ненашево, что позволит осуществить разгрузку ПС 110 кВ Заокская.

Таким образом, перевод на первоначальном этапе ПС 35 кВ Ненашево на напряжение 110 кВ при последующем расширении и установке на подстанции AT 220/110 кВ позволит использовать уже существующую распределительную сеть 110 кВ.

С учетом изложенного, для реализации комплекса мероприятий интеграции в сеть 220 и 110 кВ ПС Ненашево требуется выполнить:

реконструкцию ПС 35 кВ Ненашево с переводом питания на напряжение 110 кВ с заменой силовых трансформаторов 4 МВА и 10 МВА на Т1 и Т2 110/35/10 кВ мощностью по 25 МВА;

реконструкцию ВЛ 110 кВ Никулинская – Ясногорск протяжённостью 25,9 км;

строительство ВЛ 110 кВ Ненашево – Ясногорск, ВЛ 110 кВ Ненашево – Никулинская протяженностью по 10,5 км;

сооружение ПС 220/110 кВ Ненашево с установкой двух АТ 125 МВА;

сооружение заходов от ВЛ 220 кВ Приокская – Бугры ориентировочной протяженностью 1 км;

реконструкцию ВЛ 35 кВ Хрипково-Ненашево, ВЛ 35 кВ Заокская-Хрипково с подвесом второй цепи и образованием ВЛ 110 кВ Ненашево-Заокская ориентировочной протяженностью 32 км;

строительство ЛЭП 110 кВ Ненашево – Заокская 2 ориентировочной протяженностью 30 км;

реконструкцию ПС 110 кВ Заокская с заменой трансформаторов 2х16 МВА на 2х25 МВА с расширением ОРУ 110 кВ.

* красным цветом показано новое электросетевое оборудование

Рисунок 4. Сооружение ПС 220 кВ Ненашево

Схема подключения ПС 220/110 кВ Ненашево представлена на рисунке 4.

Ввод в работу ПС 220 кВ Ненашево позволит обеспечить дополнительный резерв мощности в энергорайоне в объеме около 100 МВт.

Выполнение данных мероприятий решит вопрос режимных ограничений в данном энергоузле. Рекомендуемый срок сооружения ПС 220/110 кВ Ненашево – 2019 год.

В расчетных схемах по региональному прогнозу потребления электроэнергии и мощности на этапы 2019-2021 годов учтено сооружение ПС 220/110 кВ Ненашево в соответствии со схемой, представленной на рисунке 4. При этом в расчетах были выявлены перегрузки ВЛ 110 кВ Протон – Заокская с отпайками в режиме зимних максимальных нагрузок 2019 года. Величина перегрузки составляет 10% от Iдоп. На последующие этапы данная перегрузка усугубляется. Для ликвидации данной перегрузки необходимо выполнить реконструкцию ВЛ 110 кВ Протон – Заокская с отпайками с увеличением пропускной способности и заменой провода на АС-185. Требуется замена оборудования (ТТ, разъединители), ограничивающего пропускную способность данной ВЛ на оборудование с током не менее 600 А.

Ограничение выдачи мощности Щекинской ГРЭС

В ремонтных (послеаварийных) схемах в режимах летних максимальных нагрузок 2018-2021 годов возникают следующие перегрузки:

1) ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1 со стороны Щекинская ГРЭС при отключении ВЛ 220 кВ Северная – Химическая в схеме ремонта 1(2) СШ 220 кВ Щекинской ГРЭС или одного из выключателей ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1. Величина перегрузки составляет 17% от Iдоп.;

2) ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Северная №2 с отпайкой на блок 2 со стороны Щекинской ГРЭС при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Тула в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Бегичево – Люторичи. Величина перегрузки составляет 2% от Iдоп.

Данные перегрузки связаны с особенностями схемы выдачи мощности Щекинской ГРЭС. Блоки 1 и 2 включены в отпайки отходящих линий: ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1 и ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Северная №2 с отпайкой на блок 2, ограничивающими элементами которых являются трансформаторы тока с номинальным током 600 А, которые в нормальной схеме включаются в параллель. В данных послеаварийных схемах переток мощности по линии ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Северная №2 с отпайкой на блок 2 со стороны Щекинской ГРЭС направлен в сторону шин Щекинской ГРЭС, таким образом мощность генерации блока суммируется с перетоком по линии в сторону шин Щекинской ГРЭС. Ограничивающим элементом являются трансформаторы тока ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1 и ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Северная №2 с отпайкой на блок 2.

Для решения указанных проблем в качестве первоочередного мероприятия рекомендуется реконструкция ОРУ 220 кВ Щекинской ГРЭС с заменой выключателей с трансформаторами тока ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1 и ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Северная №2 с отпайкой на блок 2 на оборудование с номинальным током не менее 1000 А.

В качестве рекомендуемого мероприятия для обеспечения выдачи мощности Щекинской ГРЭС предлагается реконструкция ОРУ 220 кВ Щекинской ГРЭС с переводом энергоблоков с отпаек ВЛ 220 кВ в ячейки ОРУ 220 кВ. Схема РУ 220 кВ Щекинской ГРЭС после реализации мероприятия представлена на рисунке 5.

Рисунок 5. Реконструкция ОРУ 220 кВ Щекинской ГРЭС с переводом энергоблоков с отпаек ВЛ 220 кВ в ячейки ОРУ 220 кВ

Новомосковский энергорайон

В настоящее время ПС 220 кВ Химическая является центром питания крупных промышленных потребителей в энергорайоне. Помимо этого, планируется подключение крупных потребителей: ЗАО «Металлокомплект-М» с заявленной мощностью 45,95 МВт, ООО «Тульский Цементный завод» с заявленной мощностью 49,5 МВт.

На ПС 220 кВ Химическая установлены АТ 220/110 кВ мощностью 2х200 МВА. На ПС 220 кВ Северная установлены АТ 220/110 кВ мощностью 200 МВА и 180 МВА.

Техническими условиями на технологическое присоединение индустриального парка «Узловая» (АО «Корпорация развития Тульской области») предусмотрена установка третьего АТ 220/110 кВ мощностью 200 МВА на ПС 220 кВ Северная на этапе 2017 года.

В связи с дополнительным ростом нагрузки индустриального парка «Узловая» на 80 МВт к 2021 году согласно региональному прогнозному балансу предполагается сооружение ПС 110 кВ Индустриальный парк «Узловая» с питанием по двум ЛЭП 110 кВ от ПС 220 кВ Химическая. При аварийном отключении одного из АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Химическая загрузка оставшегося в работе АТ составляет 97% от Iдоп., таким образом, резерва трансформаторной мощности ПС 220 кВ Химическая достаточно для электроснабжения ПС 110 кВ Индустриальный парк «Узловая».

Тульский энергорайон

Тульский энергорайон включает три центра питания 220 кВ: ПС 220 кВ Тула, ПС 220 кВ Ленинская, ПС 220 кВ Металлургическая.

Пропускная способность электрической сети 110 кВ рассматриваемого энергорайона не позволяет обеспечить электроснабжение сооружаемого индустриального парка «Ямны» мощностью 50 МВт, территории проекта комплексного развития микрорайона «Новая Тула» мощностью 46 МВт, а также ОАО «Ревякинский металлопрокатный завод» мощностью 70 МВт без реализации нового центра питания 220 кВ в центре электрических нагрузок. Для организации электроснабжения индустриального парка «Ямны» мощностью 50 МВт и территории проекта комплексного развития микрорайона «Новая Тула» мощностью 46 МВт необходимо сооружение ПС 220/110 кВ Новая Тула.

На 2017 год был принят вариант подключения ПС 220/110 кВ Новая Тула с установкой двух АТ 220/110 кВ мощностью по 200 МВА, предусматривающий сооружение заходов от ВЛ 220 кВ Тула – Ленинская (2х1 км), ВЛ 220 кВ Тула – Приокская (2х1 км) и заходов ВЛ 110 кВ Тула – Мясново 1 с отп. (2х1 км) и ВЛ 110 кВ Тула – Мясново 2 с отп. (2х1 км). Схема подключения ПС 220/110 кВ Новая Тула представлена на рисунке 6.

* красным цветом показано новое электросетевое оборудование

Рисунок 6. Сооружение ПС 220 кВ Новая Тула.

Обоснование строительства ПС 500 кВ в Тульском энергорайоне

Анализ результатов расчётов послеаварийных режимов зимних и летних максимальных нагрузок на этапе 2019-2021 годов выявил следующее.

Наблюдаются низкие уровни напряжений на шинах 110-220 кВ объектов 110 кВ и выше Тульского энергорайона в нормальной схеме, достигающие величины 0,9 от номинального значения.

При нормативных возмущениях в нормальной и основных ремонтных схемах наблюдается снижение напряжения ниже аварийно-допустимого значения, ликвидация которого возможно лишь путём введения превентивных графиков аварийного ограничения потребления мощности или заведением вновь присоединяемой нагрузки под действие противоаварийной автоматики.

Таким образом, для обеспечения нормальных уровней напряжения с учётом мероприятий, предусмотренных в рамках регионального прогноза потребления электроэнергии и мощности, рекомендуется дополнительное электросетевое строительство или ввод дополнительной генерирующей мощности в Тульском энергорайоне.

Вместе с тем, анализ результатов расчётов в нормальной схеме сети в режимах зимних и летних максимальных нагрузок 2019 года выявил наличие токовых перегрузок:

ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Северная №2 с отпайкой на блок 2. Наибольшая величина перегрузки наблюдается при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1. Величина перегрузки составляет 2% от Iдоп.;

ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1. Наибольшая величина перегрузки наблюдается при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Северная – Химическая. Величина перегрузки составляет 20% от Iдоп.;

ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС – Химическая при аварийном отключении 1 СШ 220 кВ Щекинской ГРЭС. Величина перегрузки составляет 2% от Iдоп.;

ВЛ 220 кВ Северная – Химическая. Наибольшая величина перегрузки наблюдается при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС - Бегичево с отпайкой на блок 1 в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Северная №2 с отпайкой на блок 2. Величина перегрузки составляет 10% от Iдоп.

На период после 2019 года данные перегрузки усугубляются.

В целях обеспечения дальнейшего развития г. Тулы и прилегающих районов, для решения проблемы перегрузки сети 110 кВ и снижения уровней напряжения ниже минимально допустимых значений, учитывая динамику роста электрических нагрузок и исчерпания резервов трансформаторной мощности, рекомендуется сооружение крыла 500 кВ на ПС 220 кВ Новая Тула. Реализация данного мероприятия является наиболее комплексным решением и позволит, в том числе, разгрузить автотрансформаторы 220/110 кВ центров питания Тульского энергорайона.

Сооружение крыла ПС 500 кВ Новая Тула рекомендуется выполнить не позднее 2019 года с сооружением заходов от существующей ВЛ 500 кВ Смоленская АЭС – Михайловская в РУ 500 кВ ПС Новая Тула. Схема ПС Новая Тула с учётом реконструкции представлена на рисунке 7.

Рекомендуемая мощность вновь устанавливаемых автотрансформаторов 500/220 кВ на ПС 500 кВ Новая Тула составляет (1х3х267+1х267 резервная фаза МВА). Установка АТ 500/220 кВ меньшей единичной мощности (2х501 МВА) приводит к токовой перегрузке оставшегося в работе АТ при аварийном отключения другого.

Данное мероприятие является предварительным и требует дополнительных исследований с проведением технико-экономического сравнения вариантов в случае подтверждения планов по присоединению нагрузки, рассмотренных в рамках регионального прогноза потребления электроэнергии и мощности.

Рисунок 7. Реконструкция ПС 220 кВ Новая Тула (перевод на 500 кВ)

Мероприятия по организации электроснабжения объектов нового жилищного строительства в Тульской области

В соответствии с государственной программой Тульской области «Обеспечение качественным жильем и услугами ЖКХ населения Тульской области», утвержденной постановлением правительства Тульской области от 19.11.2013 № 660, на территории региона планируется создание следующих основных микрорайонов жилой застройки:

1. I–й Юго-Восточный микрорайон г. Тулы с прогнозируемой потребляемой мощностью 6,4 МВт.

2. Жилой микрорайон д. Малевка - Осиновая Гора Ленинского района, малоэтажное многоквартирное, усадебное жилищное строительство – 6,2 МВт.

3. Город Тула, Зареченский район, площадка «ГРАТ», малоэтажное усадебное и среднеэтажное многоквартирное строительство – 6,3 МВт.

4. Город Тула, Зареченский район, микрорайон «Красные ворота», многоэтажное жилищное строительство – 11,4 МВт.

5. Город Тула, Привокзальный район, «Зеленстрой-2», многоэтажное жилищное строительство – 5,0 МВт.

6. Город Тула, жилой комплекс «Петровский квартал», п. Мясново – 5,3 МВт.

7. Город Тула, жилой микрорайон «Северная Мыза» Ленинского района, д. Мыза – 5,6 МВт.

8. Город Тула, жилой микрорайон пос. Шатск, дер. Теплое Ленинского района, малоэтажное усадебное жилищное строительство – 5,4 МВт.

9. Город Новомосковск, III – IV Залесные микрорайоны, многоэтажное жилищное строительство – 12,4 МВт.

10. Город Новомосковск, жилой микрорайон «Аэропорт», район дер. Кресты, среднеэтажное, малоэтажное многоквартирное и усадебное жилищное строительство – 10,3 МВт.

С учетом анализа объема свободной для технологического присоединения потребителей трансформаторной мощности, поданных заявок на технологическое присоединение и исполнения филиалом «Тулэнерго» инвестиционной программы рекомендуется выполнение следующих мероприятий:

а) электроснабжение I–го Юго-Восточного микрорайона г. Тулы, а также жилого микрорайона д. Малевка - Осиновая Гора Ленинского района (12,6 МВт) обеспечить от ПС 110 кВ Стечкин;

б) электроснабжение площадки «ГРАТ» и микрорайона «Красные ворота» Зареченского района г. Тулы (17,7 МВт) возможно обеспечить от ПС 110 кВ Медвенка. При этом необходимо будет осуществить реконструкцию подстанции ПС 110 кВ Медвенка с увеличением трансформаторной мощности до 2х25 МВА. Вместе с тем развитие застройки вызовет увеличение протяжённости ЛЭП 6 кВ, что может сказаться на качестве электроэнергии у конечного потребителя. Поэтому, с учётом увеличения потребности мощности в Тульском энергорайоне, рекомендуется строительство нового центра питания ПС 110 кВ Горелки с установкой двух трансформаторов по 25 МВА. Питание ПС 110 кВ Горелки рекомендуется осуществить заходами от ВЛ 110 кВ Кировская – Октябрьская;

в) электроснабжение микрорайона «Зеленстрой-2» г. Тулы (5 МВт), а также микрорайона «Северная Мыза» г. Тулы (5,6 МВт) предполагается обеспечить от ПС 110 кВ Южная. Это будет возможно после расширения РП-10 кВ Китаевка до подстанции напряжением 110 кВ и переводом нагрузки электроприемников микрорайона «Новая Тула» от ПС 110 кВ Южная на ПС 110 кВ Китаевка (2х16 МВА). Питание подстанции рекомендуется осуществить по ВЛ 110 кВ Новая Тула – Китаевка 1,2;

г) электроснабжение жилого комплекса «Петровский квартал» в п. Мясново г. Тулы (5,3 МВт) обеспечить от ПС 110 кВ Мясново;

д) электроснабжение III – IV Залесных микрорайонов г. Новомосковска (12,4 МВт) обеспечить от ПС 110 кВ Залесная;

е) электроснабжение жилого микрорайона «Аэропорт» г. Новомосковска (район дер. Кресты) (10,3 МВт) обеспечить от ПС 110 кВ Угольная.

Описанные варианты подключения нагрузок являются предварительными и могут быть скорректированы при выполнении проектирования схем электроснабжения для каждого объекта.

Мероприятия по организации электроснабжения индустриальных парков и крупных промышленных потребителей Тульской области

В рамках регионального прогноза потребления электроэнергии и мощности на период до 2021 года учтена нагрузка девяти индустриальных парков (596,8 МВт) и крупных промышленных потребителей (311 МВт).

Для обеспечения электроэнергией электроприемников индустриального парка «Ямны» (Ленинский район, д. Ямны, 50 МВт) рекомендуется сооружение на этапе 2017 года ПС 110 кВ Ямны с установкой двух трансформаторов по 63 МВА и строительством двух ВЛ 110 кВ Новая Тула – Ямны 1,2 длинной по 5 км, выполненных проводом АС-150.

Для организации электроснабжения Заокского рекреационного парка (д. Веселево, 19,5 МВт) рекомендуется сооружение на этапе 2018 года ПС 110 кВ Заокский рекреационный парк с установкой двух трансформаторов по 25 МВА и строительством двух отпаек от ВЛ 110 кВ Космос – Заокская и ВЛ 110 кВ Протон – Заокская длинной по 1 км, выполненных проводом АС-120.

Для обеспечения электроэнергией электроприемников индустриального парка «Веневский» (МО Мордвесское, 50 МВт) рекомендуется сооружение на этапе 2017 года ПС 220 кВ Веневская с установкой двух трансформаторов по 63 МВА и сооружением заходов от ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС – Новомосковская ГРЭС на ПС 220 кВ Веневская длинной по 5 км, выполненных проводом АС-400.

Для организации электроснабжения индустриального парка «Алексинский» (д. Верхний Суходол, 100 МВт) рекомендуется сооружение на этапе 2017 года ПС 220 кВ Алексинская с установкой двух трансформаторов по 125 МВА и сооружением двух ВЛ 220 кВ: ВЛ 220 кВ Алексинская ТЭЦ – Алексинская длинной 31 км, ВЛ 220 кВ Ленинская – Алексинская длинной 26 км, выполненных проводом АС-400.

Для обеспечения электроэнергией электроприемников мультимодального хаба «Ефремов» (с. Лобановское, 35 МВт) рекомендуется сооружение на этапе 2017 года ПС 110 кВ Лобановская с установкой двух трансформаторов по 40 МВА и строительством двух ЛЭП 110 кВ Ефремов – Лобановская 1, 2 длинной 21 км, выполненных проводом АС-150.

Согласно договору на технологическое присоединение, находящемуся на исполнении в филиале «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья», энергопринимающие устройства Щекинского индустриального парка (д. Мясновка, 22,5 МВт) подключаются от ПС 110 Огаревка.

Для организации электроснабжения ОАО «Ревякинский металлопрокатный завод» (70 МВт) рекомендуется сооружение на этапе 2018 года ПС 110 кВ Ревякинский металлопрокат с установкой двух трансформаторов по 25 МВА и одного трансформатора 80 МВА и строительство двух ЛЭП 110 кВ Ленинская – Ревякинский металлопрокат 1,2 длинной 19 км, выполненных проводом АС-120.

Для обеспечения электроэнергией электроприемников ООО «Тепличный комплекс «Тульский» (150 МВт) рекомендуется сооружение на этапе 2019 года ПС 220 кВ Тепличный комплекс с установкой двух трансформаторов по 200 МВА и сооружением заходов от ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Тула 1,2 на ПС 220 кВ Тепличный комплекс длинной 2х2 км, выполненных проводом АС-400.

В рамках осуществления деятельности по расширению и модернизации производства действующих предприятий Тульской области планируется увеличение максимальной мощности присоединённых энергопринимающих устройств АО «КБП» на 21 МВт. Для обеспечения электроэнергией электроприемников АО «КБП» рекомендуется сооружение на этапе 2017 года ПС 110 кВ КБП с установкой двух трансформаторов по 32 МВА, питанием отпайками от ВЛ 110 кВ Щегловская – Глушанки и ВЛ 110 кВ Кировская – Металлургическая с отпайкой на ПС Криволучье длиной 4 км, выполненных проводом АС - 150.

Электроснабжение индустриального парка «Узловая» (173,8 МВт) планируется осуществлять в два этапа. На первом этапе организации электроснабжения индустриального парка «Узловая» (2016 год) сооружается ПС 110 кВ Индустриальная с установкой двух трансформаторов по 125 МВА и строительством двух ВЛ 110 кВ Северная – Индустриальная 1,2 длинной 7,2 км. С увеличением нагрузки индустриального парка на этапе 2017 года рекомендуется реконструкция ПС 220 кВ Северная с установкой третьего АТ 220/110/10 кВ мощностью 200 МВА. В соответствии с графиком набора нагрузки на этапе 2018 года предполагается сооружение ПС 110 кВ Индустриальный парк Узловая с установкой двух трансформаторов по 80 МВА и строительством двух ЛЭП 110 кВ Химическая – Индустриальный парк Узловая 1,2 длиной по 12 км.

3.6. Мероприятия, необходимые для обеспечения надежного энергоснабжения потребителей в связи с выводом из эксплуатации электрооборудования филиала «Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина» АО «Интер РАО – Электрогенерация»

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 04.08.2015 № 540 согласован вывод из эксплуатации в 2 этапа оборудования и устройств филиала «Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина» АО «Интер РАО - Электрогенерация».

В расчетных моделях электрических режимов на этапах 2017−2021 годов учтен вывод из эксплуатации трансформаторов связи 220/110 кВ на Черепетской ГРЭС.

Результаты расчетов при нормативных возмущениях в нормальной схеме на осенне-зимний период, а также основных ремонтных схемах для летнего периода показали, что вывод из эксплуатации трансформаторов связи 220/110 кВ на Черепетской ГРЭС приводит к незначительному снижению напряжения в сети 110 кВ Суворовского энергорайона. Параметры режима в сети 110 кВ и выше находятся в диапазоне допустимых значений.

Вывод из эксплуатации ОРУ 110 кВ Черепетской ГРЭС ведет к обесточиванию потребителей в следующих аварийных ситуациях:

1) в режиме зимних и летних максимальных нагрузок в нормальной схеме при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Шепелёво – Середейск Северная и Южная с отпайкой на ПС 110 кВ Козельск (выполнена в двухцепном исполнении на всем протяжении ЛЭП) будут обесточены 5 подстанций 110 кВ и 8 подстанций 35 кВ филиала «Калугаэнерго», произойдет погашение городов Козельск, Сосенский и ряда населенных пунктов с общим числом жителей 37,4 тыс. чел. (порядка 15 котельных, 30 школ и 10 больниц), а также потребителей ОАО «Оборонэнерго» и ОАО «РЖД», запитанных от ПС 110 кВ Шепелево и ПС 110 кВ Звягино (потребитель 1 категории надежности электроснабжения). По филиалу «Тулэнерго» будут обесточены 5 подстанций 110 кВ и 3 подстанции 35 кВ. При этом отсутствует возможность перевода нагрузки на другие центры питания. По Тульской области будут обесточены г. Белев, часть Суворовского, Арсеньевского, Плавского районов. Численность обесточенного населения составит порядка 31 тыс. человек, 188 населённых пунктов, 140 социально значимых объектов (котельные, объекты водоснабжения, очистные сооружения, больницы, школы, детские сады, объекты ОАО «РЖД»). Итого по энергоузлу будут обесточены 10 ПС 110 кВ, 11 ПС 35 кВ;

2) в режиме зимних и летних максимальных нагрузок в нормальной схеме при аварийном отключении двухцепной ВЛ 110 кВ Электрон – Середейск 1 и 2 с отпайкой на ПС 110 кВ Сухиничи весь энергоузел останется на одном питающем транзите со стороны ПС 110 кВ Цементная, что в режиме зимних нагрузок приведет к перегрузке ВЛ 110 кВ Цементная – Березовская и последующему ее отключению. Произойдет погашение 12 ПС 110 кВ (три из них ОАО «РЖД»), 21 ПС 35 кВ филиала «Калугаэнерго». В режиме зимних нагрузок объем нагрузки отключенных потребителей «Калугаэнерго» составит более 80 МВт, произойдет погашение городов Козельск, Сосенский и ряда населенных пунктов с общим числом населения 73,5 тыс. человек (порядка 68 котельных, 38 школ и 60 больниц). По филиалу «Тулэнерго» будут обесточены 5 подстанций 110 кВ и 3 подстанции 35 кВ. При этом отсутствует возможность перевода нагрузки на другие центры питания. По Тульской области будут обесточены г. Белев, часть Суворовского, Арсеньевского, Плавского районов. Численность обесточенного населения составит 31 тыс. человек, 188 населенных пунктов, 140 социально значимых объекта (котельные, объекты водоснабжения, очистные сооружения, больницы, школы, детские сады, объекты ОАО «РЖД»). Итого по энергоузлу будут обесточены 17 ПС 110 кВ, 24 ПС 35 кВ;

3) в режиме зимних и летних максимальных нагрузок в нормальной схеме при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Орбита – Агеево будут обесточены 2 подстанции 110 кВ. Вывод в ремонт ВЛ 110 кВ Орбита – Агеево будет осуществляться только с погашением потребителей, так как запитать ПС 110 кВ Агеево в полном объеме по сети 35 кВ невозможно. От ПС 110 кВ Ферзиково (64 км) и от ПС 110 кВ Квань (37 км) можно передать суммарно не более 4 МВт;

4) в режиме зимних и летних максимальных нагрузок в нормальной схеме при аварийном отключении двухцепного участка ВЛ 110 кВ Первомайская ТЭЦ − Малахово 1, 2 с отпайкой на ПС Гагаринская будут обесточены 12 подстанций 110 кВ и 9 подстанций 35 кВ. По Тульской области будут обесточены г. Суворов, Одоевский и Дубенский районы, часть Щекинского и Суворовского районов. Численность обесточенного населения составит порядка 91 тыс. человек, 215 населённых пунктов, 196 социально значимых объектов (котельные, объекты водоснабжения, очистные сооружения, больницы, школы, детские сады), ОАО «Щекиноазот» (потребитель I категории надежности электроснабжения). При этом отсутствует возможность перевода электроснабжения на другие центры питания.

Таким образом, вывод ОРУ 110 кВ из эксплуатации возможен только с реализацией комплекса замещающих мероприятий. Далее приводится оценочный анализ ряда замещающих мероприятий.

Предлагается рассмотреть следующие альтернативные мероприятия:

1) соединение ЛЭП 110 кВ, отходящих от ОРУ 110 кВ, с образованием соответствующих транзитных связей, в том числе:

соединение ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС – Агеево (АС-150 – 20,7 км) и ВЛ 110 кВ Суворов – Безово (АС-120 – 8,3 км) с образованием ВЛ 110 кВ Суворов – Агеево с отпайкой на ПС Безово;

соединение ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС – Шепелево Северная (35,3 км) с отпайками и ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС – Суворов (1,6 км) с образованием ВЛ 110 кВ Суворов – Шепелево с отпайками (АС-185 – 36,9 км);

соединение ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС – Шепелево Южная (35,3 км) с отпайками и ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС – Ушатово (10 км) с образованием ВЛ 110 кВ Шепелево – Ушатово с отпайками (АС-185 – 45,3 км).

При этом образуются длинные транзиты 110 кВ (Первомайская ТЭЦ – ПС 110 кВ Малахово – ПС 110 кВ Лужное – ПС 110 кВ Дубна – ПС 110 кВ Ушатово – ПС 110 кВ Суворов – ПС 110 кВ Агеево – ПС 220 кВ Орбита), протяжённостью более 130 км, что негативно сказывается на надёжности электроснабжения потребителей и существенно повышает вероятность их погашения при проведении ремонтов на ЛЭП данного транзита. Уровни напряжений при аварийных отключениях менее 90 кВ, что обусловлено удалением энергорайона от центров питания 220-110 кВ.

Реализация данного мероприятия потребует ревизии устройств РПН и модернизации системы РЗА в сети 110 кВ. Схема в районе Черепетской ГРЭС с учётом демонтажа РУ 110 кВ Черепетской ГРЭС и реконструкции прилегающей сети 110 кВ представлена на рисунке 8.

Предложенный вариант реконструкции является предварительным и может быть скорректирован в ходе отдельного проектирования с учетом проработки иных вариантов реконструкции отходящих ВЛ 110 кВ.

* красным цветом показано новое электросетевое оборудование

Рисунок 8. Схема в районе Черепетской ГРЭС с учётом демонтажа РУ 110 кВ Черепетской ГРЭС и реконструкции прилегающей сети 110 кВ.

2) строительство замещающего РУ 110 кВ (либо продолжение эксплуатации существующего ОРУ 110 кВ).

Данное мероприятие позволит обеспечить надёжное электроснабжение в нормальной и ремонтных схемах. Схема подключения ВЛ 110 кВ аналогична существующей, представлена на рисунке 9.

Рисунок 9. Схема подключения ВЛ 110 кВ к сооружаемому РУ 110 кВ.

Стоимость реализации мероприятий, необходимых при выводе из эксплуатации электрооборудования филиала «Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина» АО «Интер РАО - Электрогенерация» составляет в ценах 1 квартала 2016 года (без НДС):

1) по варианту 1 – 8,13 млн. руб.;

2) по варианту 2 – 362,75 млн. руб.

Наиболее экономичным вариантом замещающих мероприятий при выводе из эксплуатации электрооборудования филиала «Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина» АО «Интер РАО - Электрогенерация» является вариант соединения ЛЭП 110 кВ, отходящих от ОРУ 110 кВ, с образованием транзитных связей.

Кроме этого, при выводе из эксплуатации трансформаторов связи 220/110 кВ на Черепетской ГРЭС снижается надежность электроснабжения собственных нужд (СН) электростанции, в частности, пускорезервный трансформатор № 40Г и трансформаторы СН блоков ст. №№ 8-9 остаются на одном питании от сети 220 кВ. В случае отключения обеих систем шин 220 кВ происходит полное погашение станции с потерей питания собственных нужд.

Необходимо рассмотреть возможность резервирования электроснабжения собственных нужд Черепетской ГРЭС от сети 110 кВ филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья».

Вывод оборудования Черепетской ГРЭС должен осуществляться в соответствии с Правилами вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 26.07.2007 № 484.

3.7. Расчеты токов короткого замыкания в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше Тульской области на период до 2021 года

На этапе 2017 года с учётом ввода нового генерирующего оборудования на электростанциях Тульской области выявлено несоответствие отключающей способности установленных на объектах 110-220 кВ выключателей расчётным токам короткого замыкания. Во избежание повреждения электрооборудования требуется замена выключателей на следующих объектах:

на шинах 220 кВ Алексинской ТЭЦ требуется замена 1 выключателя на выключатель с отключающей способностью не менее 20 кА;

на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Северная требуется замена 2 выключателей в цепях ВЛ 110 кВ Северная – Бытхим I,II на выключатели с отключающей способностью не менее 40 кА. Собственником данного оборудования является ООО «Аэрозоль-Новомосковск».

Рекомендуемое в соответствии с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности строительство ПС 220/110 кВ Новая Тула с заходами от ВЛ 110 кВ Тула – Мясново 1 с отп. и ВЛ 110 кВ Тула – Мясново 2 с отп. приводит к увеличению значений токов короткого замыкания в сети 110 кВ в энергосистеме Тульской области, при этом на ближайших подстанциях к сооружаемой подстанции 220/110 кВ Новая Тула значения токов короткого замыкания не превышают отключающей способности существующих выключателей.

В соответствии со сценарием развития электроэнергетики Тульской области, соответствующем региональному прогнозу потребления электроэнергии и мощности, на сооружаемых подстанциях ПС 220 кВ Ненашево и ПС 220 кВ Новая Тула требуется установка выключателей с отключающей способностью не менее:

РУ 110 кВ ПС 220 кВ Ненашево – 31,5 кА;

РУ 220 кВ ПС 220 кВ Ненашево – 31,5 кА;

РУ 110 кВ ПС 500 кВ Новая Тула – 40 кА;

РУ 220 кВ ПС 500 кВ Новая Тула – 40 кА;

РУ 500 кВ ПС 500 кВ Новая Тула – 31,5 кА.

3.8. Анализ баланса реактивной мощности в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше Тульской области на период до 2021

Режимы работы энергосистемы Тульской области на этапе 2017−2021 годов в соответствии с базовым прогнозом потребления электроэнергии и мощности в периоды зимних и летних максимальных нагрузок характеризуются потреблением реактивной мощности из соседних энергосистем.

На этапе 2019−2021 годов в режиме зимних максимальных нагрузок в соответствии с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности наблюдается выдача реактивной мощности из энергосистемы Тульской области в соседние энергосистемы. На этапе 2019–2021 годов в режиме летних максимальных нагрузок и на этапе 2017–2018 годов в режиме зимних и летних максимальных нагрузок в соответствии с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности наблюдается потребление реактивной мощности из соседних энергосистем. Максимальная величина потребляемой реактивной мощности наблюдается на этапе 2017 года в режиме летних максимальных нагрузок и составляет 111,7 Мвар. При этом загрузка генерирующего оборудования энергосистемы Тульской области по реактивной мощности составляет 530 Мвар, при максимально возможной загрузке станций 642 Мвар.

Необходимо отметить, что уровни напряжения на шинах ПС 110 кВ и выше в исследуемой энергосистеме во всех рассмотренных, в том числе и в наиболее тяжёлых послеаварийных режимах, находятся в диапазоне допустимых значений.

Таким образом, расчёт баланса реактивной мощности показал, что применение средств компенсации реактивной мощности (СКРМ) в энергосистеме Тульской области нецелесообразно на перспективном этапе 2017−2021 годов в соответствии с базовым и региональным прогнозами потребления электроэнергии и мощности.

3.9. Анализ надежности схемы внешнего электроснабжения крупных потребителей электрической энергии в Тульской области

Анализ надёжности схемы внешнего электроснабжения АО «НАК «Азот»

Основными центрами питания электроприёмников АО «НАК «Азот» являются ПС 220 кВ Северная и ПС 220 кВ Химическая. Указанные подстанции являются двухтрансформаторными с присоединением транзитных связей как по 220 кВ так и 110 кВ.

Передача мощности из сети 110 кВ в сеть 6(10) кВ осуществляется через ряд главных понизительных подстанций предприятия: ПС 110 кВ Карбамидная, ПС 110 кВ Азотная, ПС 110 кВ Органическая, ПС 110 кВ Ацетиленовая, ПС 110 кВ Хлорная, ПС 110 кВ Аммиачная и ПС 110 кВ Кислородная. Питание ПС 110 кВ Карбамидная, ПС 110 кВ Азотная, ПС 110 кВ Органическая, ПС 110 кВ Ацетиленовая, ПС 110 кВ Хлорная, ПС 110 кВ Аммиачная осуществляется по двухцепным ЛЭП 110 кВ от ПС 220 кВ Северная и ПС 220 кВ Химическая. Электроснабжение ПС 110 кВ Кислородная осуществляется по ЛЭП 110 кВ Химическая – Кислородная и ЛЭП 110 кВ Новомосковская ГРЭС – Кислородная.

При существующем уровне потребления при отключении одного из автотрансформаторов 220/110 кВ на ПС 220 кВ Химическая или ПС 220 кВ Северная перегрузок оставшегося в работе электросетевого оборудования не наблюдается.

В режиме отключения двух автотрансформаторов на ПС 220 кВ Химическая электроснабжение потребителя может быть осуществлено по ВЛ 110 кВ Химическая – Грызлово, при этом потребуется ограничение нагрузки в соответствии с пропускной способностью ЛЭП.

При отключении двух автотрансформаторов на ПС 220 кВ Северная электроснабжение потребителя может быть осуществлено по ВЛ 110 кВ Новомосковская ГРЭС – Северная при этом потребуется также ограничение нагрузки на ПС 220 кВ Химическая в соответствии с пропускной способностью ЛЭП.

Необходимо отметить, что электроснабжение части нагрузки ПС 110 кВ Хлорная может быть реализовано ряду КЛ 10 кВ от Новомосковской ГРЭС.

По информации АО «НАК «Азот», существует проблема устойчивости нагрузки при близких коротких замыканиях в питающей сети 220-110 кВ. Данное обстоятельство связано с тем, что центры питания ПС 220 кВ Северная и ПС 220 кВ Химическая связаны ВЛ 220 кВ длиной 5,48 км (импеданс данной ВЛ равен 2,21 Ом). Следовательно, при близких коротких замыканиях будет наблюдаться снижение напряжения на шинах обоих центров питания, что приведет к аварийному отключению потребителей АО «НАК «Азот». При трехфазном/однофазном коротком замыкании на ВЛ 220 кВ Северная – Химическая вблизи шин ПС 220 кВ Северная значения напряжения на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Химическая снижается до 27,2/82 кВ.

Решением проблемы одновременного снижения напряжения на обоих центрах питания при близких КЗ может быть увеличение сопротивления связей между этими подстанциями.

В качестве вариантов решения указанной ситуации может быть рассмотрено использование вставки постоянного тока или вставки переменного тока, выполненной на основе АС ЭМПЧ (асинхронизированного синхронного электромеханического преобразователя частоты) между ПС 220 кВ Северная и ПС 220 кВ Химическая.

Вторым вариантом предполагается увеличение сопротивления данной ВЛ путем установки реакторов. Величины сопротивлений реакторов, а также эффективность их установки определяются при проектировании.

Наиболее очевидным решением проблемы чувствительности обоих центров питания к близким КЗ является разрыв связи 220 кВ Северная – Химическая в нормальной схеме. С отключенной связью 220 кВ при трехфазном/однофазном коротком замыкании на ВЛ 220 кВ Северная – Химическая вблизи шин ПС 220 кВ Северная значение напряжения на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Химическая составляет 108/110 кВ.

Вместе с тем, анализ электрических режимов показал, что ВЛ 220 кВ Северная – Химическая является одной из наиболее загруженных ЛЭП 220 кВ в Тульской энергосистеме. Отключение данной ЛЭП потребует дополнительных условий по режиму работы генерирующего оборудования ряда электростанций (Щекинской ГРЭС, Черепетской ГРЭС, Новомосковской ГРЭС) в период максимальных зимних нагрузок и проведения ремонтов летом.

Расчеты динамической устойчивости двигательной нагрузки и выбор мероприятий по ее обеспечению производятся в случае корректировки схемы внешнего электроснабжения предприятия.

Для повышения надежности электроснабжения потребителей АО «НАК «Азот» целесообразно рассмотреть возможность сооружения собственного источника генерации, что позволит создать дополнительный независимый источник питания и сократить влияние динамических возмущений во внешней сети на устойчивость нагрузки.

Одним из вариантов электроснабжения от собственной генерации является изолированная работа станции на нагрузку АО «НАК «Азот». Данный вариант подразумевает снижение потребления предприятием нагрузки из внешней сети на величину собственной генерации. Также возможен вариант параллельной работы станции предприятия с внешней сетью. Величина мощности станции и схема ее выдачи определяются режимом работы электроустановок потребителя в рамках соответствующего проектирования.

Анализ надёжности схемы внешнего электроснабжения ООО «Тулачермет-Сталь»

Основным центром питания электроприёмников ООО «Тулачермет - Сталь» является сооружаемая ПС 220 кВ Сталь, которая соединяется с энергосистемой по двум ВЛ 220 кВ Металлургическая – Сталь 1, 2 цепь. На ПС 220 кВ Сталь планируются к установке два трансформатора 220/10 кВ мощностью по 80 МВА и один трансформатор 220/35 кВ мощностью 40 МВА. При этом объем присоединяемой нагрузки согласно договору на технологическое присоединение составляет 70 МВт на этапе 2016 года.

Результаты расчётов электрических режимов показали, что аварийное отключение электросетевых элементов в нормальной схеме не приводит к ограничению потребления электроприемников ООО «Тулачермет-Сталь».

Вместе с тем, схема ПС 220 кВ Металлургическая  выполнена по «нетиповой» схеме с применением морально устаревшего оборудования – масляных выключателей и отделителей 220 кВ.

С учетом длительного срока службы автотрансформаторов, установленных на ПС 220 кВ Металлургическая, любое отключение автотрансформатора, либо отказ выключателя 220 кВ, приведёт к ослаблению схемы питания данного потребителя.

Присоединение ПС 220 кВ Сталь к ПС 220 кВ Металлургическая потребует расширения РУ 220 кВ ПС 220 кВ Металлургическая на 2 ячейки 220 кВ, при этом рекомендуется реконструкция ОРУ 220 кВ с приведением схемы к типовой и применением наиболее надежных схем типов: «многоугольник» либо «полуторная».

Анализ надёжности схемы внешнего электроснабжения ПАО «Тулачермет»

Питание электроприемников ПАО «Тулачермет» осуществляется от ПС 220 кВ Металлургическая по двум ЛЭП 110 кВ и ПС 110 кВ Щегловская по одной ЛЭП 110 кВ. На предприятии ПАО «Тулачермет» функционирует паровоздуходувная электростанция ТЭЦ-ПВС установленной мощностью 101,5 МВт.

Снижение генерации на ТЭЦ-ПВС на величину 85 МВт соответствует суммарной генерации ТГ-2 и ТГ-5.

Снижение генерации обусловлено изменением режимом потребления топлива (снижением объемов подачи природного газа) в связи с вводом нового сталепрокатного производства ООО «Тулачермет-Сталь», что носит временный характер и не обусловлено окончательным выводом из эксплуатации генерирующего оборудования.

При снижении объемов генерации до 16,5 МВт (в работе ТГ-3 и ТГ-4) возникают перегрузки при нормативных возмущениях в нормальной схеме:

ВЛ 110 кВ ТЭЦ Тулачермет – Металлургическая при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Кировская – Металлургическая с отпайкой на ПС Криволучье. Величина перегрузки составляет 3% от Iдоп.

Минимальный объем необходимой генерации ТЭЦ-ПВС ПАО «Тулачермет» для исключения возникновения перегрузок в нормальной схеме составляет 20 МВт.

При отсутствии генерации ТЭЦ-ПВС ПАО «Тулачермет», потребуется дополнительное усиление сети или  снижение энергопотребления на величину до 20 МВт.

Расчёты электрических режимов показали, что при наличии полной генерации ТЭЦ-ПВС ПАО «Тулачермет» при аварийных возмущениях, как в нормальной, так и в ремонтных схемах, параметры режима не выходят из области допустимых значений.

3.10. Перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию электрических сетей напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области

Перечни реализуемых и перспективных проектов по развитию энергосистемы Тульской области сформированы на основании расчетов электрических режимов и разделены в соответствии со сценариями развития региональной энергетики, соответствующими базовому (таблица 3.15) и региональному (таблица 3.16) прогнозам потребления электрической энергии и мощности. Данные проекты (мероприятия) выполняются с целью ликвидации выявленных перегрузок элементов сети, создания дополнительной возможности технологического присоединения энергопринимающих устройств новых потребителей.

Предлагаемые мероприятия по строительству новых ПС 220 кВ, а также реконструкции существующих ПС 220 кВ рекомендуются к выполнению при наличии обоснований в виде актуальных заявок на технологическое присоединение. В настоящее время предлагаемые мероприятия не предусмотрены утвержденной схемой и программой развития ЕЭС России на 2015−2021 годы, проектом схемы и программы развития ЕЭС России на 2016−2022 годы и отсутствуют в утвержденной инвестиционной программе ПАО «ФСК ЕЭС» на 2016−2020 годы.

Строительство новых сетевых объектов будет осуществляться после заключения договоров об осуществлении технологического присоединения за счет средств от технологического присоединения.

Для каждого из рассматриваемых сценариев развития энергосистемы Тульской области выполнена оценка капитальных вложений в их реализацию.

Стоимость реализации мероприятий по сетевому строительству определена с использованием сборника «Укрупненные стоимостные показатели линий электропередачи и подстанций напряжением 35-750 кВ», утвержденного приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 9 июля 2012 года № 385 (в редакции приказа ОАО «ФСК ЕЭС» от 21 октября 2014 года № 477) и внесенного приказом Минстроя России от 06.10.2014 № 597/пр в Федеральный реестр сметных нормативов, «Сборника укрупненных показателей стоимости строительства (реконструкции) подстанций и линий электропередачи для нужд ОАО «Холдинг МРСК», утверждённого приказом ОАО «Холдинг МРСК» от 20 сентября 2012 года № 488, а также на основе данных о стоимости аналогичного оборудования.

Укрупненные стоимостные показатели в указанном стандарте приведены в базисном уровне цен 2000 года.

Для определения величины капитальных затрат в текущих ценах применены индексы пересчета стоимости в соответствии с рекомендуемыми к применению Минстроем России в 1 квартале 2016 года индексами изменения сметной стоимости оборудования, строительно-монтажных работ, проектных и изыскательских работ, прочих работ и затрат (письмо Минстроя России от 19.02.2016 № 4688-ХМ/05).

Таблица 3.15. Перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию энергосистемы Тульской области на 2016-2021 годы в соответствии с базовым прогнозом потребления электроэнергии и мощности

№

п/п

Наименования проекта (мероприятия)

Характеристика объекта

Рекомен-дуемый срок ввода*

Цели, решаемые при реконструкции/

строительстве объекта

Организация, ответственная за реализацию мероприятия**

Итоговая стоимость, млн. руб. (без НДС)

1

2

3

4

5

6

7

Мероприятия по реконструкции электросетевых объектов, имеющих значительный физический износ и (или) ограничение пропускной способности

1

Реконструкция ВЛ 110 кВ Обидимо – Октябрьская с отпайкой на ПС Привокзальная

3 км

2019

Повышение эксплуатационных характеристик, реновация основных фондов

Филиал «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

32,99

2

Реконструкция ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС – Первомайская ТЭЦ №1 и №2

14,1 км

2017

70,64

3

Реконструкция ВЛ 110 кВ Пятницкая – Ясногорск

0,8 км

2020

1,58

4

Реконструкция ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС – Плавск с отпайкой на ПС Смычка, ВЛ 110 кВ Плавск – Лазарево с отпайкой на ПС Смычка, ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС – Лазарево

18,1 км

2016

92,22

5

Реконструкция ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС – Плавск с отпайкой на ПС Смычка, ВЛ 110 кВ Плавск – Лазарево с отпайкой на ПС Смычка, ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС – Лазарево

13,33 км

2017

65,77

6

Реконструкция ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС – Плавск с отпайкой на ПС Смычка, ВЛ 110 кВ Плавск – Лазарево с отпайкой на ПС Смычка, ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС – Лазарево (2-я очередь)

12 км

2021

102,55

7

Реконструкция ВЛ 110 кВ Звезда – Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Звезда – Волово с отпайкой на ПС Турдей (ПО «ЕЭС»)

8,7 км

2020

48,45

8

Реконструкция ВЛ 110 кВ Звезда – Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Звезда – Волово с отпайкой на ПС Турдей (пролёты опор №105-163А, (ПО «ЕЭС»)

20 км

2021

120,87

9

Реконструкция ВЛ 110 кВ Звезда – Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Звезда – Волово с отпайкой на ПС Турдей (ПО «НЭС»)

9,4 км

16,6 км

3,4 км

2019

2021

2022

190,90

10

Реконструкция ВЛ 110 кВ Труново – Советская

3,06 км

2022

15,16

11

Реконструкция ПС 110 кВ Центральная с заменой силового трансформатора №1 25000 кВА на трансформатор 40000 кВА с заменой отделителей и короткозамыкателей 110 кВ на элегазовые выключатели 110 кВ

Т1

40 МВА

2016-2017

101,08

12

Реконструкция ПС 110 кВ Партизан с заменой силовых трансформаторов Т-1, Т-2 16000 кВА на трансформаторы 16000 кВА – 2 шт., ТН 110 кВ – 6 шт., выключателя МКП 110 кВ – 1 шт.; ОД-КЗ 110 кВ Т-1,2 – 2 шт.; разъединителей 110 кВ – 12 шт.; МВ-6 кВ – 3 шт. и монтажом КРУН 6 кВ с дополнительными ячейками

Т1, Т2

2х16 МВА

2022

100,61

13

Реконструкция ПС 110 кВ Рудаково с установкой силового трансформатора Т-3 110/10/6 мощностью 25000 кВА, монтажом КРУН 10 кВ и реконструкцией РУ 110 кВ

Т3

25 МВА

2020

198,72

14

Реконструкция ПС 110 кВ Ушатово с заменой силовых трансформаторов ТДТН-20000/110, ТМТГ-7500/110 на ТДТН-16000/110, реконструкция ОРУ 35 кВ, строительство маслоотводов, маслоприемников, маслосборника

Т1, Т2

2х16 МВА

2022

162,32

Мероприятия для обеспечения возможности технологического присоединения энергопринимающих устройств новых потребителей

15

Сооружение ПС 220 кВ Сталь

1х40 МВА

2х80 МВА

2017

Обеспечение возможности присоединения новых потребителей

ООО «Тулачермет-Сталь»

1 272,86

16

Техническое перевооружение ПС 220 кВ Металлургическая. Сооружение двух новых ячеек в ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ Металлургическая

2 ячейки 220 кВ

2017

ПАО «ФСК ЕЭС»

-

17

Сооружение ЛЭП 220 кВ Металлургическая – Сталь 1,2

2х3 км

2017

ООО «Тулачермет-Сталь»

31,76

18

Сооружение ВЛ 110 кВ Северная – Индустриальная 1,2

7,2 км

2016

АО «Корпорация развития Тульской области»

35,80

19

Сооружение ПС 110 кВ Индустриальная

2х125 МВА

2016

515,43

Мероприятия, связанные с выводом из эксплуатации электрооборудования филиала «Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина» АО «Интер РАО - Электрогенерация»

20

Соединение ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС – Агеево (АС-150 – 20,7 км) и ВЛ 110 кВ Суворов – Безово (АС-120 – 8,3 км) с образованием ВЛ 110 кВ Суворов –Агеево с отпайкой на ПС Безово

1,6 км

АС-150

2018

Повышение надежности электроснабжения потребителей Суворовского энергорайона с учетом вывода из эксплуатации электрооборудования филиала «Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина» АО «Интер РАО - Электрогенерация»

Филиал «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

7,13

21

Соединение ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС – Шепелево Северная (35,3 км) с отпайками и ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС – Суворов (1,6 км) с образованием ВЛ 110 кВ Суворов – Шепелево с отпайками (АС-185 – 36,9 км)

0,1 км

АС-185

2018

0,50

22

Соединение ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС – Шепелево Южная (35,3 км) с отпайками и ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС – Ушатово (10 км) с образованием ВЛ 110 кВ Шепелево – Ушатово с отпайками (АС-185 – 45,3 км)

0,1 км

АС-185

2018

0,50

23

Сооружение РУ 110 кВ по аналогичной схеме существующего ОРУ 110 кВ Черепетской ГРЭС с подключением ЛЭП, отходящих от ОРУ Черепетской ГРЭС***

6 выключателей 110 кВ

2018

362,75

* Год реализации определяется на основании расчётов электрических режимов и имеет рекомендательный характер.

** Окончательное решение об определении организации, ответственной за реализацию мероприятия, уточняется при выборе варианта развития каждого энергорайона энергосистемы Тульской области.

*** Варианты сооружения РУ 110 кВ и реконструкции ВЛ 110 кВ (п. 20-22) являются альтернативными дальнейшей эксплуатации действующего распределительного устройства.

Таблица 3.16. Перечень перспективных проектов по развитию энергосистемы Тульской области на 2016-2021 годы в соответствии с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности

№ п/п

Наименования проекта (мероприятия)

Характе-ристика объекта

Рекомен-дуемый

срок ввода*

Цели, решаемые при реконструкции/

строительстве

объекта

Организация, ответственная за реализацию мероприятия **

Итоговая стоимость, млн. руб. (без НДС)

1

2

3

4

5

6

7

Мероприятия для обеспечения возможности технологического присоединения энергопринимающих устройств новых потребителей

1

Сооружение ПС 110 кВ Ямны

2х63 МВА

2017

Обеспечение технологического присоединения потребителей индустриального парка «Ямны»

Филиал «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

319,91

2

Сооружение ЛЭП 110 кВ Новая Тула – Ямны 1,2

2х5 км

АС-150

2017

35,20

3

Сооружение ПС 110 кВ Заокский рекреационный парк 2х25 МВА

2х25 МВА

2018

Обеспечение технологического присоединения потребителей Заокского рекреационного парка

250,97

4

Сооружение отпаек от ВЛ 110 кВ Космос-Заокская и ВЛ 110 кВ Протон-Заокская

2 x 1 км

АС-120

2018

7,04

5

Сооружение ПС 220 кВ Веневская

2х63 МВА

2017

Обеспечение технологического присоединения потребителей индустриального парка «Веневский»

ПАО «ФСК ЕЭС»

944,20

6

Сооружение заходов ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС – Новомосковская ГРЭС на ПС 220 кВ Веневская

2х5 км

АС-400/51

2017

52,93

7

Сооружение ПС 220 кВ Алексинская

2х125 МВА

2017

Обеспечение технологического присоединения потребителей индустриального парка «Алексинский»

1 041,01

8

Сооружение ВЛ 220 кВ Алексинская ТЭЦ – Алексинская

31 км

АС-400/51

2017

283,67

9

Сооружение ВЛ 220 кВ Ленинская – Алексинская

26 км

АС-400/51

2017

238,05

10

Сооружение ПС 110 кВ Лобановская

2х40 МВА

2017

Обеспечение технологического присоединения потребителей мультимодального хаба «Ефремов»

Филиал «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

298,73

11

Сооружение ЛЭП 110 кВ Ефремов – Лобановская 1, 2

2х21 км

АС-150

2017

147,83

12

Сооружение ПС 110 кВ Ревякинский металлопрокат

110/6 кВ

2х25 МВА

110/35 кВ

80 МВА

2018

Обеспечение технологического присоединения потребителей АО «Ревякинский металлопрокатный завод»

580,93

13

Сооружение ЛЭП 110 кВ Ленинская - Ревякинский металлопрокат 1,2

2 x 19 км

АС-150

2018

133,75

14

Сооружение ПС 220 кВ Тепличный комплекс

2х200 МВА

2019

Обеспечение технологического присоединения потребителей ООО «Тепличный комплекс «Тульский»

ПАО «ФСК ЕЭС»

1 154,38

15

Сооружение заходов от ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС - Тула 1,2 на ПС 220 кВ Тепличный комплекс

2х2 км

2х2 км

АС-400/51

2019

42,34

16

Сооружение ПС 110 кВ КБП

2х32 МВА

2017

Обеспечение технологического присоединения потребителей АО «Конструкторское бюро приборостроения им. академика А.Г. Шипунова»

АО «КБП» в соответствии с договором об осуществлении технологиче-ского присоедине-ния

273,02

17

Сооружение отпаек от ВЛ 110 кВ Щегловская – Глушанки и ВЛ 110 кВ Кировская – Металлургическая с отпайкой на ПС Криволучье

2 x 4 км

АС-150

2017

28,16

18

Сооружение ПС 220 кВ Сталь

1х40 МВА

2х80 МВА

2017

Обеспечение технологического присоединения потребителей ООО «Тулачермет-Сталь»

ООО «Тулачермет-Сталь»

1 272,86

19

Техническое перевооружение ПС 220 кВ Металлургическая. Сооружение двух новых ячеек в ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ Металлургическая

2 ячейки 220 кВ

2017

ПАО «ФСК ЕЭС»

-

20

Сооружение ЛЭП 220 кВ Металлургическая – Сталь 1,2

2х3 км

2017

ООО «Тулачермет-Сталь»

31,76

21

Реконструкция ПС 220 кВ Северная с установкой третьего АТ 220/110/10 кВ

200 МВА

2017

Обеспечение технологического присоединения потребителей индустриального парка «Узловая»

АО «Корпорация развития Тульской области»

372,24

22

Сооружение ВЛ 110 кВ Северная – Индустриальная 1,2

7,2 км

2016

35,80

23

Сооружение ПС 110 кВ Индустриальная

2х125 МВА

2016

515,43

24

Сооружение ПС 110 кВ Индустриальный парк Узловая

2х80 МВА

2018

311,10

25

Сооружение ЛЭП 110 кВ Химическая – Индустриальный парк Узловая 1,2

2х12 км

2018

67,82

26

Сооружение ПС 110 кВ Горелки с установкой двух трансформаторов по 25 МВА

2х25 МВА

2020

Обеспечение технологического присоединения потребителей

Филиал «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

250,97

27

Сооружение заходов на ПС 110 кВ Горелки от ВЛ 110 кВ Кировская-Октябрьская

2х2 км

АС-120

2020

14,08

28

Реконструкция ПС 110 кВ Партизан с заменой силовых трансформаторов Т-1, Т-2 16000 кВА на трансформаторы 25000 кВА – 2 шт., ТН 110 кВ – 6 шт., выключателя МКП 110 кВ – 1 шт., ОД-КЗ 110 кВ Т-1,2 – 2 шт., разъединителей 110 кВ – 12 шт., МВ-6 кВ – 3 шт. и монтажом КРУН 6 кВ с дополнительными ячейками

Т1, Т2

2х25 МВА

2022

190,08

Перечень проектов (мероприятий), необходимых для ввода параметров режима в область допустимых значений

Заокский энергорайон

29

Реконструкция ПС 35 кВ Ненашево с переводом на высокий класс напряжения и интеграцией в сеть 110 кВ и 220 кВ

29.1

Реконструкция ПС 35 кВ Ненашево с переводом питания на 110 кВ

2х25 МВА

2019

Ликвидация перегрузок в ремонтных схемах, обеспечение возможности присоединения новых потребителей

Филиал «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

359,18

29.2

Реконструкция ВЛ 110 кВ Никулинская – Ясногорск (сечение провода должно быть уточнено при проектировании)

25,9 км

2019

115,40

29.3

Строительство ВЛ 110 кВ Ненашево − Ясногорск, ВЛ 110 кВ Ненашево - Никулинская

2х10,5 км

АС-150

2019

73,91

29.4

Сооружение ПС 220 кВ Ненашево с установкой двух АТ 220/110 кВ по 125 МВА

2х125 МВА

2020

ПАО «ФСК ЕЭС»

1 041,01

29.5

Сооружение заходов от ВЛ 220 кВ Приокская – Бугры

2х1км

АС-400

2020

10,59

29.6

Реконструкция ВЛ 35 кВ Хрипково − Ненашево, ВЛ 35 кВ Заокская − Хрипково с подвесом второй цепи и образованием ВЛ 110 кВ Ненашево − Заокская 1

32 км

АС-120

2020

Филиал «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

36,21

29.7

Строительство ЛЭП 110 кВ Ненашево – Заокская 2

32 км

АС-120

2020

142,58

29.8

Реконструкция ПС 110 кВ Заокская с заменой силовых трансформаторов и реконструкцией ОРУ 110 кВ

2х25 МВА

2020

475,84

30

Реконструкция ВЛ 110 кВ Протон – Заокская с отпайками для увеличения пропускной способности. Замена оборудования, ограничивающего пропускную способность ВЛ

23,03 км

АС-185

2020

40,21

СВМ Щекинской ГРЭС

31

Реконструкция ОРУ 220 кВ Щекинской ГРЭС с заменой выключателей с трансформаторами тока ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1 и ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Северная №2 отпайкой на блок 2 на оборудование с номинальным током не менее 1000 А

3 выключателя 220 кВ

1000А

2018

Ликвидация перегрузок оборудования 220 кВ

ООО «Щекинская ГРЭС»

28,81

Тульский энергорайон

32.1

Сооружение ПС 220 кВ Новая Тула с установкой двух АТ 220/110 кВ

2х200 МВА

2017

Ликвидация перегрузок в ремонтных схемах, обеспечение возможности присоединения новых потребителей

ПАО «ФСК ЕЭС»

1 546,94

32.2

Сооружение заходов ВЛ 220 кВ Тула – Приокская на ПС 220 кВ Новая Тула

2х1 км

АС-400

2017

ПАО «ФСК ЕЭС»

10,59

32.3

Сооружение заходов ВЛ 220 кВ Тула – Ленинская на ПС 220 кВ Новая Тула

2х1 км

АС-400

2017

10,59

32.4

Сооружение заходов ВЛ 110 кВ Тула – Мясново №1 с отпайками

2х1 км

АС-120

2017

Филиал «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

7,04

32.5

Сооружение заходов ВЛ 110 кВ Тула – Мясново №2 с отпайкой на ПС 110 кВ Южная

2х1 км

АС-120

2017

7,04

33.1

Реконструкция ПС 220 кВ Новая Тула с переводом на напряжение 500 кВ

1х3х267 + 1х267 МВА

2019

Ликвидация перегрузок оборудования 110-220 кВ и снижения напряжения ниже минимально допустимых значений

ПАО «ФСК ЕЭС»

2 488,68

33.2

Сооружение заходов от ВЛ 500 кВ Смоленская АЭС – Михайловская

2х10 км

3хАС-300

2019

ПАО «ФСК ЕЭС»

151,95

Мероприятия, связанные с выводом из эксплуатации электрооборудования филиала «Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина» АО «Интер РАО - Электрогенерация»

34

Соединение ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС – Агеево (АС-150 – 20,7 км) и ВЛ 110 кВ Суворов – Безово (АС-120 – 8,3 км) с образованием ВЛ 110 кВ Суворов – Агеево с отпайкой на ПС Безово

1,6 км

АС-150

2018

Повышение надежности электроснабжения потребителей Суворовского энергорайона с учетом вывода из эксплуатации электрооборудова-ния филиала «Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина» АО «Интер РАО – Электрогенерация»

Филиал «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

7,13

35

Соединение ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС – Шепелево Северная (35,3 км) с отпайками и ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС – Суворов (1,6 км) с образованием ВЛ 110 кВ Суворов – Шепелево с отпайками (АС-185 – 36,9 км)

0,1 км

АС-185

2018

0,50

36

Соединение ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС – Шепелево Южная (35,3 км) с отпайками и ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС – Ушатово (10 км) с образованием ВЛ 110 кВ Шепелево – Ушатово с отпайками (АС-185 – 45,3 км)

0,1 км

АС-185

2018

0,50

37

Сооружение РУ 110 кВ по аналогичной схеме существующего ОРУ 110 кВ Черепетской ГРЭС с подключением ЛЭП, отходящих от ОРУ Черепетской ГРЭС***

6 выключателей 110 кВ

2018

362,75

* Год реализации определяется на основании расчётов электрических режимов и имеет рекомендательный характер.

** Окончательное решение об определении организации, ответственной за реализацию мероприятия, уточняется при выборе варианта развития каждого энергорайона энергосистемы Тульской области.

*** Варианты сооружения РУ 110 кВ и реконструкции ВЛ 110 кВ (п. 34-36) являются альтернативными дальнейшей эксплуатации действующего распределительного устройства.

В соответствии с проектом схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2016-2022 годы срок выполнения мероприятия по реконструкции ПС 220 кВ Северная с установкой третьего АТ 220/110/10 кВ мощностью 200 МВА установлен на 2022 год, что не входит в период прогнозирования схемы и программы развития электроэнергетики Тульской области на 2017−2021 годы.

В соответствии с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности реконструкция ПС 220 кВ Северная с установкой третьего АТ 220/110/10 кВ мощностью 200 МВА рекомендуется на 2017 год, что обусловлено заданным графиком набора нагрузки индустриального парка «Узловая».

3.11. Плановые значения показателя надежности услуг по передаче электрической энергии, оказываемых территориальными сетевыми организациями, действующими на территории Тульской области

В Тульской области плановые значения показателя уровня надежности услуг по передаче электрической энергии, оказываемых территориальными сетевыми организациями региона, установлены постановлениями комитета Тульской области по тарифам от 27.12.2011 № 50/6, от 14.05.2012 № 8/9, от 29.08.2012 № 21/3.

В отношении филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» значения показателя уровня надежности оказываемых услуг, определяемые продолжительностью прекращений передачи электрической энергии в отношении потребителей услуг электросетевой организации в течение расчетного периода регулирования, следующие:

2014 год − 0,0381;

2015 год − 0,0375;

2016 год − 0,0369;

2017 год – 0,0363.

3.12. Развитие источников генерации Тульской области

на 2016-2021 годы

На период с 2016 года по 2021 год планируются следующие изменения установленной мощности в Тульской энергосистеме (таблица 2.23), учтённые при определении сценария развития энергосистемы Тульской области, соответствующего базовому прогнозу потребления электроэнергии и мощности:

ввод в работу в 2016 году парогазовой установки на Алексинской ТЭЦ мощностью 128,5 МВт, состоящей из двух газотурбинных установок мощностью по 45 МВт и одной паротурбинной установки мощностью 38,5 МВт.

На период с 2016 года по 2021 год планируются следующие изменения установленной мощности в Тульской энергосистеме (таблица 2.23), учтённые при определении сценария развития энергосистемы Тульской области, соответствующего региональному прогнозу потребления электроэнергии и мощности:

демонтаж в 2017 году блока ст. № 1 мощностью 90 МВт на Новомосковской ГРЭС;

демонтаж в 2017 году блока ст. № 3 мощностью 50 МВт на Алексинской ТЭЦ;

ввод в работу в 2017 году парогазовой установки на Алексинской ТЭЦ мощностью 128,5 МВт, состоящей из двух газотурбинных установок мощностью по 45 МВт и одной паротурбинной установки мощностью 38,5 МВт;

ввод в работу в 2021 году блока ТВС-32 на электростанции ПАО «Тулачермет» мощностью 32 МВт.

3.12.1. Анализ схемно-режимной ситуации в связи с возможным выводом из эксплуатации генерирующих объектов на период до 2021 года в соответствии с базовым прогнозом потребления электроэнергии и мощности

Приказом Минэнерго России от 22.10.2013 № 839 заявленный ПАО «Квадра» вывод из эксплуатации с 1 апреля 2014 года турбоагрегатов ст. №№ 4, 5, 6 и 7 Ефремовской ТЭЦ ПАО «Квадра» был приостановлен на два года (до 01.06.2016), в том числе:

турбоагрегатов ст. №№ 4, 5 и 7 по условиям угрозы возникновения дефицита теплоснабжения потребителей;

турбоагрегата ст. № 6 по результатам анализа схемно-режимной ситуации.

Выполненные ОАО «СО ЕЭС» расчеты электроэнергетических режимов на перспективный период показали, что вывод из эксплуатации турбоагрегата ст. № 6 Ефремовской ТЭЦ возможен при условии ввода в работу третьей связи 110 кВ от ПС 220 кВ Бегичево до ПС 220 кВ Звезда.

Оценка балансовой ситуации, а также расчеты электрических режимов в энергосистеме Тульской области на период 2017-2021 годов выявили проблемы, возникающие в Ефремовском энергорайоне, при выводе из эксплуатации всего генерирующего оборудования Ефремовской ТЭЦ, включая наличие факта снижения напряжения в нормальной схеме сети на шинах 110 кВ энергообъектов Ефремовского энергорайона ниже аварийно допустимого значения и перегрузок ВЛ 110 кВ Волово – Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 23.08.2013 № 480 согласован вывод из эксплуатации с 1 октября 2014 года турбогенератора ст. № 1 Новомосковской ГРЭС, турбогенератора ст. № 3 Алексинской ТЭЦ ПАО «Квадра». Вывод из эксплуатации турбогенераторов ст. №№ 4, 7 Новомосковской ГРЭС и турбогенератора ст. № 2 Алексинской ТЭЦ ПАО «Квадра» согласован с 1 октября 2012 года.

Возможный вывод из эксплуатации указанных генерирующих объектов Новомосковской ГРЭС и Алексинской ТЭЦ не приводит к выходу параметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений, однако возникает угроза дефицита теплоснабжения потребителей.

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 23.08.2013 № 483/2 вывод из эксплуатации энергоблоков №№ 5-7 филиала «Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина» АО «Интер РАО – Электрогенерация» согласован с 01.01.2014.

Мероприятия, необходимые для обеспечения надежного энергоснабжения потребителей в связи с выводом из эксплуатации электрооборудования филиала «Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина» АО «Интер РАО – Электрогенерация», описаны в разделе 3.6.

3.12.2. Анализ схемно-режимной ситуации в связи с возможным выводом из эксплуатации генерирующих объектов на период
до 2021 года в соответствии с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности

Схемно-режимная ситуация в связи с возможным выводом из эксплуатации генерирующих объектов на период до 2021 года в соответствии с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности соответствует таковой по базовому прогнозу потребления электроэнергии и мощности.

3.12.3. Анализ угрозы возникновения дефицита теплоснабжения потребителей в связи с возможным выводом из эксплуатации источников тепловой энергии на период до 2021 года
в соответствии с базовым прогнозом потребления электроэнергии и мощности

В 2014 году в соответствии со статьёй 21 Федерального закона от 27 июля 2010 года № 190-ФЗ «О теплоснабжении» и пунктом 16 Правил вывода в ремонт и из эксплуатации источников тепловой энергии и тепловых сетей, утверждённых постановлением Правительства Российской Федерации от 06.09.2012 № 889, ПАО «Квадра», как владелец источников тепловой энергии и тепловых сетей, планирующий вывод их из эксплуатации, направило уведомления в адрес органов местного самоуправления Тульской области в целях согласования вывода данных источников из эксплуатации, в том числе:

а) в администрацию муниципального образования город Ефремов о согласовании вывода из эксплуатации с 01.06.2015 или с учётом права на приостановку вывода из эксплуатации не более чем на три года (до 01.06.2018) следующего оборудования производственного подразделения «Ефремовская ТЭЦ» филиала ПАО «Квадра» - «Центральная генерация»:

паровые турбины:

ст. № 4 тип ПР-25-90/10;

ст. № 5 тип ПР-25-90/10;

ст. № 6 тип ПТ-60-90/13;

ст. № 7 тип Р-50-130/13;

энергетические котлы:

ст. №№ 8, 9, 10, 11, 12 тип БКЗ-160-100;

ст. №№ 13, 14 тип БКЗ-320-140;

энергетические котлы производственно-отопительной котельной г. Ефремов:

ст. №№ 1,2 тип ГМ-50-14;

ст. № 3 тип ДКВР-2013.

По мнению генерирующей компании, необходимость вывода из эксплуатации энергетического оборудования производственного подразделения «Ефремовская ТЭЦ» обусловлена неэффективностью его работы.

В связи с выводом из эксплуатации указанного оборудования и отсутствием резерва возникает дефицит тепловой энергии для следующих крупных потребителей г. Ефремов и Ефремовского района:

ООО «Зернопродукт»;

ОАО «Ефремовский завод синтетического каучука»;

ООО «Каргилл»;

ООО «ВИЛКОМИКС РУС»;

ООО «Кубаньмасло – Ефремовский маслозавод»;

ООО «Региональные тепловые сети»;

ООО «Прораб»;

ООО «РСП-М»;

ООО «Стройсервис»;

ООО «Нива»;

Алферьева И.В.;

ООО «Кинг Лион Тула»;

МУП «АгроЖилСервис».

Администрацией муниципального образования город Ефремов подтверждено наличие угрозы возникновения дефицита тепловой энергии для потребителей.

Приказом Минэнерго России от 22.10.2013 № 839 «О согласовании вывода из эксплуатации турбоагрегатов № 1 и 2 Ливенской ТЭЦ, турбоагрегатов № 4, 5, 6 и 7 Ефремовской ТЭЦ, турбоагрегатов № 3 и 4 Дягилевской ТЭЦ, турбоагрегатов № 5, 6, 7 и 8 Тамбовской ТЭЦ, турбоагрегатов № 1, 2, 3, 4 и 5 Липецкой ТЭЦ-2, газотурбинных установок № 1 и 2 Белгородской ТЭЦ, газотурбинных установок № 1 и 2 ГТ ТЭЦ Луч, турбоагрегатов № 3 н 4 Клинцовской ТЭЦ ОАО «Квадра»» заявленный ПАО «Квадра» вывод из эксплуатации с 1 апреля 2014 года турбоагрегатов ст. №№ 4, 5 и 7 Ефремовской ТЭЦ ПАО «Квадра» был приостановлен на два года (до 01.06.2016) по условиям угрозы возникновения дефицита теплоснабжения потребителей.

Выводы: в связи с наличием угрозы возникновения дефицита теплоснабжения потребителей вывод из эксплуатации источников тепловой энергии Ефремовской ТЭЦ невозможен до ввода в работу замещающих источников тепловой энергии в г. Ефремов и Ефремовском районе.

б) в администрацию муниципального образования Щекинский район и муниципального образования город Советск Щекинского района о согласовании вывода из эксплуатации с 01.01.2016 или с учетом права на приостановку вывода из эксплуатации не более чем на три года (до 01.01.2019) следующего оборудования ООО «Щекинская ГРЭС»:

паровые турбины ст. №№ 11,12 тип К-200-130-1;

энергетические котлы:

ст. №№ 14,15 тип 67-3-СП;

ст. №№ 16,17 тип ПК-33-1.

По мнению генерирующей компании, необходимость вывода из эксплуатации энергетического оборудования Щекинской ГРЭС обусловлена неэффективностью его работы.

В связи с выводом из эксплуатации указанного оборудования и отсутствием резерва возникает дефицит тепловой энергии для следующих крупных потребителей г. Советска Щекинского района:

ООО «ЭсСиЭй Хайджин Продактс Раша»;

ОАО «Щекинский завод котельно-вспомогательного оборудования и трубопроводов»;

ПАО «МРСК Центра и Приволжья»;

ООО «Нимфа».

Администрацией муниципального образования город Советск Щекинского района вывод данного оборудования согласован с 01.01.2019.

в) в администрацию муниципального образования город Новомосковск о согласовании вывода из эксплуатации с 01.06.2015 или с учётом права на приостановку вывода из эксплуатации не более чем на три года (до 01.06.2018) следующего оборудования производственного подразделения «Новомосковская ГРЭС» филиала ПАО «Квадра» - «Центральная генерация»:

паровые турбины:

ст. №1 тип Т-90-90/2,5;

ст. №4 тип Р-14-90/30;

ст. №7 тип Р-32-90/13;

энергетические котлы:

ст. №№ 2, 3, 4, 5 тип Шихау-230;

ст. №№ 13, 14, 15 тип БКЗ-220-100;

ст. №№ 1, 2 (водогрейный) тип КВ-ГМ-30-150С (ПТВМ-30М).

По мнению генерирующей компании, необходимость вывода из эксплуатации энергетического оборудования производственного подразделения «Новомосковская ГРЭС» обусловлена неэффективностью его работы.

В связи с выводом из эксплуатации указанного оборудования и отсутствием резерва возникает дефицит тепловой энергии для следующих крупных потребителей г. Новомосковска:

АО «НАК «Азот»;

ООО «Проктер энд Гэмбл – Новомосковск»;

ООО «Аэрозоль – Новомосковск»;

ОАО «Поликонт»;

ООО «Стройполимер»;

ООО «Оргсинтез»;

ООО «Новомосковская тепловая компания»;

ЗАО «ГОТЭК–Центр» и др.

Администрацией муниципального образования город Новомосковск подтверждено наличие угрозы возникновения дефицита тепловой энергии для потребителей.

Таким образом, вывод из эксплуатации указанных источников тепловой энергии Новомосковской ГРЭС невозможен до ввода в работу замещающих источников тепловой энергии в городе Новомосковске.

г) в администрацию муниципального образования город Алексин о согласовании вывода из эксплуатации с 01.06.2015 или с учетом права на приостановку вывода из эксплуатации не более чем на три года (до 01.06.2018) следующего оборудования производственного подразделения «Алексинская ТЭЦ» филиала ПАО «Квадра» – «Центральная генерация»:

паровые турбины:

ст. № 2 тип ПР-12-90/7;

ст. № 3 тип Т-50-90/1,5;

энергетические котлы:

ст. №№ 3, 4, 5 тип ТП-230-1;

ст. № 6 тип БКЗ-220-100.

По мнению генерирующей компании, необходимость вывода из эксплуатации энергетического оборудования производственного подразделения «Алексинская ТЭЦ» обусловлена неэффективностью его работы.

В связи с выводом из эксплуатации указанного оборудования и отсутствием резерва возникает дефицит тепловой энергии для следующих крупных потребителей г. Алексина:

ФКП «Алексинский химический комбинат»;

АО «Алексинская БКФ»;

АО «Тяжпромарматура».

Администрацией муниципального образования город Алексин вывод данного оборудования согласован с 01.06.2018.

В 2016 году в соответствии со статьёй 21 Федерального закона от 27 июля 2010 года № 190-ФЗ «О теплоснабжении» и пунктом 16 Правил вывода в ремонт и из эксплуатации источников тепловой энергии и тепловых сетей, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 06.09.2012 № 889, филиал «Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина» АО «Интер РАО - Электрогенерация», как владелец источников тепловой энергии и тепловых сетей, планирующий вывод их из эксплуатации, направило уведомление в администрацию муниципального образования Суворовский район в целях согласования вывода данных источников из эксплуатации, в том числе:

о согласовании вывода из эксплуатации с 01.01.2017 следующего оборудования:

энергоблок ст. № 5 в составе: турбина К-300-240, 1960 года выпуска,

котлоагрегат ст. № 9 TПП-110, 1961 года выпуска;

энергоблок ст. № 6 в составе: турбина К-300-240, 1962 года выпуска; котлоагрегат ст. № 10 ТПП-110, 1962 года выпуска;

энергоблок ст. № 7 в составе: турбина К-265-240, 1965 года выпуска; котлоагрегат ст. № 11А П-50, 1964 года выпуска;

котлоагрегат ст. № 11Б П-50, 1964 года выпуска.

По мнению генерирующей компании, необходимость вывода из эксплуатации энергетического оборудования обусловлена неэффективностью его работы. С выводом из эксплуатации вышеуказанного генерирующего оборудования угроза возникновения дефицита теплоснабжения потребителей отсутствует, так как осуществлен перевод теплофикационной нагрузки с выводимого из эксплуатации генерирующего оборудования на энергоблоки третьей очереди (ст. № 8 и ст. № 9). Для обеспечения гарантированного теплоснабжения энергоблоки третьей очереди оборудованы бойлерными группами установленной тепловой мощностью 130 Гкал/ч, которая полностью покрывает присоединённую тепловую мощность потребителей города Суворов и пос. Васильевский, составляющую 59,9 Гкал/ч. Для обеспечения резервирования теплоснабжения потребителей на период проведения ремонтов энергоблоков ст. № 8 и ст. № 9, в том числе и внеплановых, на станции в полноценном резерве остаются котлоагрегаты первой очереди ст. № 1 и ст. № 8 с общей паровой мощностью 110 т/ч, которая позволяет обеспечить теплом потребителей присоединённой мощностью около 66 Гкал/ч. Филиалом «Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина» АО «Интер РАО - Электрогенерация» также сообщается, что с выводом из эксплуатации энергоблоков второй очереди ст. №№ 5, 6, 7 тепловая мощность второй очереди в объёме 42 Гкал/ч будет сохранена.

3.12.4. Анализ угрозы возникновения дефицита теплоснабжения потребителей в связи с возможным выводом из эксплуатации источников тепловой энергии на период до 2021 года в соответствии с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности

Угроза возникновения дефицита теплоснабжения потребителей в связи с возможным выводом из эксплуатации источников тепловой энергии на период до 2021 года в соответствии с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности соответствует таковой по базовому прогнозу потребления электроэнергии и мощности.

3.12.5. Перечень замещающих мероприятий, обеспечивающих снятие сетевых ограничений в существующей электрической сети
и на перспективу в связи с возможным выводом из эксплуатации действующих объектов генерации в соответствии с базовым прогнозом потребления электроэнергии и мощности

Выполненные ОАО «СО ЕЭС» расчёты электроэнергетических режимов на перспективный период показали, что предполагаемый вывод из эксплуатации турбоагрегата № 6 Ефремовской ТЭЦ возможен при условии ввода в работу третьей связи 110 кВ от ПС 220 кВ Бегичево до ПС 220 кВ Звезда.

Проведённые расчёты показали необходимость наличия постоянной генерации в Щекинском энергорайоне не менее 200 МВт на этапах 2017-2021 годов в режиме летних максимальных нагрузок для исключения возникновения перегрузок в ремонтных схемах. Таким образом, вывод из эксплуатации паровых турбин ст. №№ 11,12 тип К-200-130 Щекинской ГРЭС невозможен.

По информации филиала «Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина» АО «Интер РАО - Электрогенерация», с 01.01.2017 планируется вывод из эксплуатации блоков 2-ой очереди Черепетской ГРЭС ст. №№ 5,6,7 суммарной мощностью 865 МВт. Возможный вывод из эксплуатации указанных генерирующих объектов Черепетской ГРЭС не приводит к выходу параметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений.

3.12.6. Перечень замещающих мероприятий, обеспечивающих снятие сетевых ограничений в существующей электрической сети и на перспективу в связи с возможным выводом из эксплуатации действующих объектов генерации в соответствии с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности

Кроме мероприятий, указанных в пункте 3.12, при выводе из эксплуатации паровых турбин ст. №№ 11,12 типа К-200-130 необходимая мощность Щекинской ГРЭС на этапе 2021 года без сооружения ПС 500 кВ Новая Тула должна составлять не менее 640 МВт. При этом должна быть разработана схема выдача мощности Щекинской ГРЭС.

С учётом сооружения РУ 500 кВ на ПС 220 кВ Новая Тула необходимый объем генерации на Щекинской ГРЭС должен составлять 380 МВт на этапе 2021 года в режиме зимних максимальных нагрузок, то есть существующего объема генерации (2 блока ст. №№ 11, 12 по 200 МВт) достаточно.

3.12.7. Предложения по вводу новых генерирующих мощностей (новые потребители, тепловая нагрузка, балансовая необходимость)

Анализ результатов расчёта электрических режимов, а также баланса тепловой и электрической энергии не выявил необходимости ввода дополнительной генерации в энергосистеме Тульской области.

3.12.8. Перечень существующих и планируемых к строительству и выводу из эксплуатации электрических станций, установленная мощность которых превышает 5 МВт, на период до 2021 года

Перечень существующих и планируемых к строительству и выводу из эксплуатации электрических станций, установленная мощность которых превышает 5 МВт, на период до 2021 года в соответствии с базовым и региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности приведён в приложении №1.

3.13. Предложения по переводу на парогазовый цикл с увеличением мощности действующих КЭС и ТЭЦ и производства на них электроэнергии и тепла с высокой эффективностью топливоиспользования

В связи со снижением цен на оптовом рынке электрической энергии и мощности, при росте цен на газ работа ряда электростанций филиала ПАО «Квадра» - «Центральная генерация», находящихся в Тульской области, становится экономически нерентабельной.

Одним из этапов решения проблемы является развитие генерирующих мощностей, для чего ПАО «Квадра» планирует ввод в эксплуатацию парогазовой установки ПГУ-115 на Алексинской ТЭЦ.

Проект предусматривает строительство на Алексинской ТЭЦ ПГУ с двумя газотурбинными установками SGT-800 фирмы Siemens мощностью 45 МВт, паровой турбогенераторной установкой SST PAC 600 фирмы Siemens мощностью 38,5 МВт, 2 котлами-утилизаторами ПК-83 ОАО «Подольский машиностроительный завод», 3 дожимными компрессорными станциями и блоком очистки газа фирмы Eltacon. Строительство ПГУ-115 с установкой теплофикационного парогазового блока предусматривается с целью увеличения выработки электроэнергии по теплофикационному циклу на основе внедрения высокоэффективной парогазовой технологии, повышения конкурентоспособности продукции ТЭЦ в условиях рыночной экономики.

3.14. Прогноз потребления тепловой энергии на 2017−2021 годы с выделением крупных потребителей

Прогноз потребления тепловой энергии по Тульской области на период до 2021 года приведен в таблице 3.17.

Таблица 3.17. Прогноз производства, потребления тепловой энергии по Тульской энергосистеме на 2017−2021 годы

Наименование источника

тепловой энергии

2017

2018

2019

2020

2021

1. Филиал ПАО «Квадра» – «Центральная генерация»:

1.1. Выработка ТЭ всего, в т.ч.:

2516,5

2516,5

2516,5

2516,5

2516,5

Ефремовская ТЭЦ

1227,9

1227,9

1227,9

1227,9

1227,9

Алексинская ТЭЦ

472,3

472,3

472,3

472,3

472,3

Щёкинская ГРЭС

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Новомосковская ГРЭС

791,4

791,4

791,4

791,4

791,4

Котельные производственные

24,9

24,9

24,9

24,9

24,9

1.2. Потребление ТЭ на собственные нужды

13,9

13,9

13,9

13,9

13,9

1.3. Отпуск ТЭ «Промышленное производство»

1302,9

1302,9

1302,9

1302,9

1302,9

1.4. Отпуск ТЭ «ЖКХ»

995,8

995,8

995,8

995,8

995,8

1.5. Отпуск ТЭ «Бюджетные потребители»

1,7

1,7

1,7

1,7

1,7

1.6. Отпуск ТЭ «Прочие виды экономической деятельности»

3,2

3,2

3,2

3,2

3,2

1.7. Потери ТЭ

198,9

198,9

198,9

198,9

198,9

2. ООО «Щекинская ГРЭС» выработка, всего, в т.ч.:

171,8

171,8

171,8

171,8

171,8

потребление ТЭ на собственные нужды

0,7

0,7

0,7

0,7

0,7

отпуск «Промышленное производство» (в т.ч. фабрика SCA)

60,7

60,7

60,7

60,7

60,7

отпуск «ЖКХ»

42,2

42,2

42,2

42,2

42,2

отпуск «Прочие потребители, потери»

68,2

68,2

68,2

68,2

68,2

3. Филиал «Черепетская ГРЭС им. Д.Г. Жимерина» АО «Интер РАО – Электрогенерация» выработка, всего, в т.ч.:

135,9

135,7

135,7

135,7

135,7

отпуск ОАО «Энергия – 1»

124,7

124,5

124,5

124,5

124,5

отпуск «Промышленные потребители, в т.ч. собственное потребление»

11,2

11,2

11,2

11,2

11,2

4. ТЭЦ-ПВС ПАО «Тулачермет» выработка всего, в т.ч.:

935,6

945,8

933,7

933,7

933,7

цеха ПАО «Тулачермет» (потребление)

346,5

363,94

356,2

356,2

356,2

отпуск ЗАО «Тулатеплосеть» (население)

340,1

340,1

340,1

340,1

340,1

отпуск «Промышленные потребители, потери»

249,0

241,8

237,5

237,5

237,5

5. ТЭЦ-ПВС ПАО «Косогорский металлургический завод» выработка, всего, в т.ч.:

1426,7

1426,7

1426,7

1426,7

1426,7

производственные нужды ПАО «Косогорский металлургический завод» (потребление)

1140,0

1140,0

1140,0

1140,0

1140,0

отпуск «Население»

120,0

120,0

120,0

120,0

120,0

отпуск «Прочие потребители, потери»

166,7

166,7

166,7

166,7

166,7

6. ТЭЦ ОАО «Щекиноазот» выработка ТЭ, всего, в т.ч.:

1296,0

1296,0

1296,0

1296,0

1296,0

Производственные нужды ОАО «Щекиноазот» (потребление)

1081,5

1081,5

1081,5

1081,5

1081,5

Отпуск «Население»

176,1

176,1

176,1

176,1

176,1

Отпуск «Прочие потребители, потери»

38,4

38,4

38,4

38,4

38,4

7. Котельные

8650,0

8650,0

8650,0

8650,0

8700,0

Всего объем производства тепловой энергии по Тульскому региону

15132,5

15142,4

15130,4

15130,4

15180,4

Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в Тульской области и прогноз их теплопотребления представлен
в таблице 3.18.

Таблица 3.18. Прогноз потребления тепловой энергии крупными потребителями в Тульской области на 2017-2021 годы

Наименование потребителя тепловой энергии

Объем потребления тепловой энергии, тыс. Гкал

2017

2018

2019

2020

2021

АО «НАК «Азот»

1 692,0 

1 800,0 

1 743,0 

1 745,0 

1 735,0 

ОАО «Щекиноазот»

1 081,5

1 081,5

1 081,5

1 081,5

1 081,5

ПАО «Косогорский металлургический завод»

1 140,0

1 140,0

1 140,0

1 140,0

1 140,0

ООО «Каргилл»

581,0

600,0

650,0

650,0

700,0

ОАО «Ефремовский завод синтетического каучука»

225,0

225,0

225,0

225,0

225,0

ПАО «Тулачермет»

346,5

346,9

356,2

356,2

356,2

ОАО «Тульский патронный завод»

200,0

200,0

190,0

190,0

190,0

Филиал ОАО «Пивоваренная компания «Балтика» – «Балтика-Тула»

197,0

195,0

193,0

191,0

189,0

АО АК «Туламашзавод»

56,0

57,0

58,0

59,0

60,0

АО «Алексинская бумажно-картонная фабрика»

135,0

135,0

135,0

135,0

135,0

АО «Тяжпромарматура»

55,5

55,5

55,5

55,5

55,5

АО «Конструкторское бюро приборостроения им. академика А.Г. Шипунова»

55,2

60,2

64,7

64,7

64,7

ОАО «Полема»

26,0

26,0

26,0

26,0

26,0

3.15. Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе на 2017-2021 годы

Основным видом топлива, потребляемым объектами по выработке электрической и тепловой энергии, является природный газ. Потребности электростанций и котельных генерирующих компаний Тульской области в топливе на 2017-2021 годы указаны в таблице 3.19.

Таблица 3.19. Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе, (тут)

Наименование

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

2021 г.

1. Природный газ, всего,

в том числе:

1 835 231

1 856 140

1 820 840

1 820 840 

1 767 040

ТЭЦ-ПВС ПАО «Тулачермет»

330 600

330 600

295 300

295 300

241 500

ТЭЦ-ПВС ПАО «Косогорский металлургический завод»

118 000

118 000

118 000

118 000

118 000

Первомайская ТЭЦ ОАО «Щекиноазот»

404 832

425 741

425 741

425 741

425 741

ООО «Щекинская ГРЭС»

99 799

99 799

99 799

99 799

99 799

Филиал ПАО «Квадра» – «Центральная генерация»

882 000

882 000

882 000

882 000

882 000

2. Доменный газ всего, в том числе:

456 900

456 900

494 900

494 900

411 000

ТЭЦ-ПВС ПАО «Тулачермет»

333 900

333 900

371 900

371 900

288 000

ТЭЦ-ПВС ПАО «Косогорский металлургический завод»

123 000

123 000

123 000

123 000

123 000

3. Уголь всего, в том числе:

1 238 871

1 255 403

1 268 918

1 283 720

1 283 720

Филиал «Черепетская ГРЭС им. Д.Г. Жимерина» АО «Интер РАО – Электрогенерация»

1 238 870

1 255 402

1 268 917

1 283 719

1 283 719

ООО «Щекинская ГРЭС»

1

1

1

1

1

4. Мазут всего, в том числе:

86 188

87 307

88 225

89 220

89 220

Филиал «Черепетская ГРЭС им. Д.Г. Жимерина» АО «Интер РАО – Электрогенерация»

86 184

87 303

88 221

89 216

89 216

ООО «Щекинская ГРЭС»

4

4

4

4

4

3.16. Определение территорий перспективного развития когенерации
на базе новых ПГУ-ТЭЦ в Тульской области

В Тульской области в соответствии с утвержденными графиками схемы теплоснабжения были разработаны во всех 112 поселениях и городских округах в срок до 1 января 2014 года.

По итогам реорганизации (объединения) в 2014 году муниципальных образований в Тульской области образованы 84 поселения и городских округа, из которых:

в 10-ти муниципальных образованиях с численностью населения менее 10 тыс. человек, на территории которых отсутствуют системы централизованного теплоснабжения, органами местного самоуправления приняты решения об отсутствии необходимости в разработке схем теплоснабжения;

в 73-х муниципальных образованиях Тульской области схемы теплоснабжения разработаны и утверждены,

схема теплоснабжения города Тулы разработана и направлена на утверждение в Министерство энергетики Российской Федерации.

В рамках подпрограммы «Модернизация и капитальный ремонт объектов коммунальной инфраструктуры Тульской области на 2014 - 2020 годы» государственной программы Тульской области «Обеспечение качественным жильем и услугами ЖКК населения Тульской области», утвержденной постановлением правительства Тульской области от 19.11.2013 № 660, планируется выполнить следующие мероприятия по развитию теплового хозяйства муниципальных образований Тульской области, представленные в таблице 3.20.

Таблица 3.20. Мероприятия по развитию теплового хозяйства муниципальных образований Тульской области

Муниципальное образование, наименование мероприятия

Год реализации

Муниципальное образование Киреевский район

Строительство модульной котельной, расположенной в г. Липки Киреевского района Тульской области

2016

Муниципальное образование Одоевский район

Строительство Модульная котельная в мкр. «Агросервис» пос. Одоев

2016

Муниципальное образование Белевский район

Теплоснабжение потребителей котельной №3 по ул. Октябрьская от котельной № 2 по ул. Рабочая

2016

Анализ выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований Тульской области показал, что большая часть сетей теплоснабжения и котельных имеют высокий уровень износа. Котельные находятся в неудовлетворительном техническом состоянии и требуют значительного отвлечения средств для их реконструкции. Устаревшее котельное оборудование необходимо заменить современным оборудованием с автоматикой, большим коэффициентом полезного действия, что даст значительную экономию средств на его эксплуатацию.

Для решения указанных проблем рассматривается применение современных высокоэффективных технологий тепло- и электроснабжения.

Перспективы перевода существующих источников теплоснабжения на когенерационный цикл рассмотрены по результатам анализа схемы теплоснабжения города Тулы.

В качестве объектов реконструкции с переводом на когенерационный цикл предложены Фрунзенская и Зареченская районные котельные города Тулы (ФРК, ЗРК), которые являются самыми мощными в системе муниципального теплоснабжения: производительность Зареченской районной котельной составляет 233 МВт/час (200 Гкал/час), Фрунзенской - 175 МВт/час (150 Гкал/час).

Сведения о фактической выработке тепловой энергии Фрунзенской и Зареченской районными котельными за 2015 год представлена
в таблице 3.21.

Таблица 3.21. Выработка тепловой энергии Фрунзенской и Зареченской районными котельными, Гкал

Котельная

Январь

Февраль

Март

Апрель

Май

Июнь

Июль

Август

Сентябрь

Октябрь

Ноябрь

Декабрь

ФРК

43924

39475

38699

32170

9295

6014

5176

8236

8877

30519

37189

41180

ЗРК

56921

49231

46247

39714

6668

8932

11594

11578

12957

39571

45826

49969

Сведения о планируемой выработке тепловой энергии Фрунзенской и Зареченской районными котельными на перспективу до 2021 года представлены в таблице 3.22.

Таблица 3.22. Планируемая выработка тепловой энергии Фрунзенской и Зареченской районными котельными на 2016−2021 годы, Гкал

Год

Котельная

2016

2017

2018

2019

2020

2021

ФРК

330595

329659

328716

327456

326259

325494

ЗРК

440362

439115

437859

436181

434719

433567

Когенерация представляет собой процесс совместной выработки электрической и тепловой энергии, теплофикация - централизованное теплоснабжение на базе комбинированного производства электроэнергии и тепла на теплоэлектроцентралях. Отличием когенерации от теплофикации является утилизация тепла после получения электроэнергии. При теплофикации процесс выработки электроэнергии и тепла идёт параллельно. Когенерация широко используется в энергетике, например, на ТЭЦ с установленными газотурбинными установками, где рабочее тепло (продукты сгорания) после использования в выработке электроэнергии применяется для нужд теплоснабжения, тем самым значительно повышается КПД (до 90% и выше).

Когенерационные установки широко используются в малой генерации, и для этого есть следующие предпосылки:

тепло используется непосредственно в месте получения, что обходится дешевле, чем строительство и эксплуатация многокилометровых теплотрасс;

электричество используется большей частью в месте получения без накладных расходов поставщиков энергии, и его стоимость для потребителя может быть несколько меньше, чем у электроэнергии из сети;

потребитель приобретает энергетическую независимость от сбоев в электроснабжении и аварий в системах теплоснабжения.

Использование когенерации наиболее выгодно для потребителей с постоянным потреблением электроэнергии и тепла. Для потребителей, у которых имеются ярко выраженные «пиковые нагрузки» (например, потребители сферы «Жилищно-коммунальное хозяйство»), когенерация мало выгодна вследствие большой разницы между установленной и среднесуточной мощностями, окупаемость проекта значительно затягивается.

На основании анализа планируемой выработки тепла Фрунзенской и Зареченской районными котельными возможно оценить фактическую электрическую мощность и выработку электрической энергии при переводе указанных котельных на когенерационный цикл.

Сведения о максимальном объеме генерирующей мощности и вырабатываемой электроэнергии при заданной прогнозной тепловой нагрузке Фрунзенской и Зареченской районными котельными приведена в таблицах 3.23, 3.24.

Таблица 3.23. Эффективная средняя месячная выработка мощности Фрунзенской и Зареченской районными котельными, МВт

Котельная

Год

Январь

Февраль

Март

Апрель

Май

Июнь

Июль

Август

Сентябрь

Октябрь

Ноябрь

Декабрь

Максимум

ФРК

2016

16,2

16,1

14,3

12,2

3,4

2,3

1,9

3,0

3,4

11,2

14,2

15,2

16,2

2017

16,1

16,1

14,2

12,2

3,4

2,3

1,9

3,0

3,4

11,2

14,1

15,1

16,1

2018

16,1

16,0

14,2

12,2

3,4

2,3

1,9

3,0

3,4

11,2

14,1

15,1

16,1

2019

16,0

15,9

14,1

12,1

3,4

2,3

1,9

3,0

3,3

11,1

14,0

15,0

16,0

2020

16,0

15,9

14,1

12,1

3,4

2,3

1,9

3,0

3,3

11,1

14,0

15,0

16,0

2021

15,9

15,9

14,0

12,1

3,4

2,3

1,9

3,0

3,3

11,1

13,9

14,9

15,9

ЗРК

2016

22,2

21,2

18,0

16,0

2,6

3,6

4,5

4,5

5,2

15,4

18,4

19,4

22,2

2017

22,1

21,2

17,9

15,9

2,6

3,6

4,5

4,5

5,2

15,4

18,4

19,4

22,1

2018

22,0

21,1

17,9

15,9

2,6

3,6

4,5

4,5

5,2

15,3

18,3

19,3

22,0

2019

21,9

21,0

17,8

15,8

2,6

3,6

4,5

4,5

5,2

15,3

18,3

19,3

21,9

2020

21,9

20,9

17,8

15,8

2,6

3,5

4,5

4,4

5,1

15,2

18,2

19,2

21,9

2021

21,8

20,9

17,7

15,7

2,6

3,5

4,4

4,4

5,1

15,2

18,1

19,1

21,8

Таблица 3.24. Эффективная средняя месячная выработка электроэнергии Фрунзенской и Зареченской районными котельными, тыс. кВт.ч

Котельная

Год

Январь

Февраль

Март

Апрель

Май

Июнь

Июль

Август

Сентябрь

Октябрь

Ноябрь

Декабрь

ФРК

2016

12040

10821

10608

8818

2548

1649

1419

2258

2434

8366

10194

11288

2017

12006

10790

10578

8794

2541

1644

1415

2251

2427

8342

10165

11256

2018

11972

10759

10548

8768

2534

1639

1411

2245

2420

8318

10136

11224

2019

11926

10718

10507

8735

2524

1633

1405

2236

2410

8286

10097

11181

2020

11882

10679

10469

8703

2515

1627

1400

2228

2402

8256

10060

11140

2021

11854

10654

10444

8682

2509

1623

1397

2223

2396

8237

10037

11114

ЗРК

2016

16484

14257

13393

11501

1931

2587

3358

3353

3752

11459

13271

14470

2017

16437

14217

13355

11468

1926

2579

3348

3344

3742

11427

13233

14429

2018

16390

14176

13317

11435

1920

2572

3339

3334

3731

11394

13195

14388

2019

16327

14122

13266

11392

1913

2562

3326

3321

3717

11351

13145

14333

2020

16273

14074

13221

11353

1906

2553

3315

3310

3704

11313

13101

14285

2021

16230

14037

13186

11323

1901

2547

3306

3301

3694

11283

13066

14247

Выработка электрической энергии и мощности ФРК и ЗРК на 2016-2021 годы представлена в таблице 3.25.

Таблица 3.25. Планируемая выработка электроэнергии и мощности Фрунзенской и Зареченской районных котельных на 2016–2021 годы

Котельная

Ед. изм.

2016

2017

2018

2019

2020

2021

ФРК

МВт

16,2

16,1

16,1

16,0

16,0

15,9

тыс. кВт.ч/год

82443

82209

81974

81660

81361

81171

ЗРК

МВт

22,2

22,1

22,0

21,9

21,9

21,8

тыс. кВт.ч/год

109816

109505

109192

108773

108409

108122

Результаты расчетов показали, что перевод Фрунзенской и Зареченской районных котельных на когенерационный цикл позволяет обеспечить выработку 192259 тыс. кВт.ч в год при мощности от 5,8 МВт до 38,4 МВт.

Энергетические установки, предлагаемые на Фрунзенской и Зареченской котельных, могут осуществлять электроснабжение промышленных потребителей в изолированной от энергосистемы схеме или работать параллельно с энергосистемой, выдавая мощность через существующие электрические сети. Схемы выдачи мощности когенерационных установок должны определяться при конкретном проектировании.

Схема развития электроэнергетики Тульской области

Схема развития электроэнергетики Тульской включает в себя:

а)              карту-схему размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 110 кВ и выше и электростанций Тульской области в соответствии с базовым прогнозом потребления электрической энергии и мощности (приложение № 6);

б) карту-схему размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 110 кВ и выше и электростанций Тульской области в соответствии с региональным прогнозом потребления электрической энергии и мощности (приложение № 7);

в)              нормальную схему электрических соединений 35 кВ и выше на 01.01.2016 и на период до 2021 года в соответствии с базовым прогнозом потребления электрической энергии и мощности (приложение № 8);

г) нормальную схему электрических соединений 35 кВ и выше на 01.01.2016 и на период до 2021 года в соответствии с региональным прогнозом потребления электрической энергии и мощности (приложение № 9);

д)              вводы электросетевых объектов напряжением 220 кВ и ниже энергосистемы Тульской области на 2016-2021 годы. Сводные данные по развитию электрических сетей (приложение № 5).

Список сокращений, используемых в тексте

АИИС КУЭ

Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учёта электроэнергии

АО

Акционерное общество

АТ

Автотрансформатор

БСК

Батарея статических конденсаторов

ВЛ

Воздушная линия электропередачи

В

Выключатель

Вт

Ватт

Вт.ч

Ватт-час

Гц

Герц

Гкал/ч

Гигакалория в час

ДПМ

Договор о предоставлении мощности

ЕЭС

Единая энергетическая система

ЕНЭС

Единая национальная (общероссийская) электрическая сеть

Iдоп.

Длительно допустимый ток

КВЛ

Кабельно-воздушная линия электропередачи

КЛ

Кабельная линия электропередачи

КРУ

Комплектное распределительное устройство

КРУН

Комплектное распределительное устройство наружной установки

КТП

Комплектная трансформаторная подстанция

КЭС

Конденсационная электростанция

кВт

Киловатт

кВ

Киловольт

кВА

Киловольт-ампер

квар (кВА Р)

Мвар (МВА Р)

Киловар (киловольт-ампер реактивный)

Мегавар (мегавольт-ампер реактивный)

кВт.ч

Киловатт-час

ЛЭП

Линия электропередачи

МЭС

Межсистемные электрические сети

МВт

Мегаватт

МВА

Мегавольт-ампер (тысяча киловольт-ампер)

МВР

Генерирующий объект, мощность которого поставляется в вынужденном режиме

МВт.ч

Мегаватт-час

млн

Миллион

млрд

Миллиард

МВ

Масляный выключатель

ОАО

Открытое акционерное общество

ООО

Общество с ограниченной ответственностью

ОЭС

Объединенная энергетическая система

ОРУ

Открытое распределительное устройство

ОРЭМ

Оптовый рынок электрической энергии и мощности

отп.

Отпайка

ПА

Противоаварийная автоматика

ПАО

Публичное акционерное общество

ПГУ

Парогазовая установка

ПО «ЕЭС»

производственное отделение «Ефремовские электрические сети» филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

ПО «НЭС»

производственное отделение «Новомосковские электрические сети» филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

ПС

Электрическая подстанция

РУ

Распределительное устройство

РДУ

Региональное диспетчерское управление

РЗА

Релейная защита и электроавтоматика

РПН

Переключатель регулирования напряжения трансформатора под нагрузкой

РП

Распределительный пункт

СВ

Секционный выключатель

СВМ

Схема выдачи мощности

СКРМ

Средство компенсации реактивной мощности

СН

Собственные нужды

СШ

Система шин

ТП

Трансформаторная подстанция

ТСО

Территориальная сетевая организация

ТЭС

Тепловая электростанция

ТЭЦ

Теплоэлектроцентраль (теплофикационная электростанция)

ТЭЦ-ПВС

Теплоэлектроцентраль – паровоздуходувная станция

ТСН

Трансформатор собственных нужд

ТТ

Трансформатор тока

тут

Тонна условного топлива

ТЭ

Тепловая энергия

т/ч

Тонна в час

Приложение № 1

к Схеме и Программе развития

электроэнергетики Тульской области

на 2017-2021 годы

ПЕРЕЧЕНЬ

существующих, планируемых к строительству и выводу из эксплуатации электрических станций, установленная мощность которых превышает 5 МВт, на период до 2021 года в соответствии с базовым и региональным прогнозами потребления электрической энергии и мощности по энергосистеме Тульской области

Объекты

Вид топлива

2016 год

2017 год

2018 год

2019 год

2020 год

2021 год

количество блоков

тип блока

установ-ленная мощ-ность, МВТ

количество блоков

тип блока

установ-ленная мощ-ность, МВТ

количество блоков

тип блока

установ-ленная мощ-ность, МВТ

количество блоков

тип блока

установ-ленная мощ-ность, МВТ

количество блоков

тип блока

установ-ленная мощ-ность, МВТ

количество блоков

тип блока

установ-ленная мощ-ность, МВТ

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

В соответствии с базовым прогнозом потребления электрической энергии и мощности

Черепетская ГРЭС,             Тульская область,      г. Суворов, филиал "Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина" АО "Интер РАО - Электрогенерация"

уголь

2

К-300-240

300

2

К-300-240

300

2

К-300-240

300

2

К-300-240

300

2

К-300-240

300

2

К-300-240

300

1

К-265-240

265

1

К-265-240

265

1

К-265-240

265

1

К-265-240

265

1

К-265-240

265

1

К-265-240

265

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

Итого по станции

5

1315

5

1315

5

1315

5

1315

5

1315

5

1315

Щекинская ГРЭС, Тульская область,      г. Советск, ООО "Щекинская ГРЭС"

газ

2

К-200-130

200

2

К-200-130

200

2

К-200-130

200

2

К-200-130

200

2

К-200-130

200

2

К-200-130

200

Итого по станции

2

400

2

400

2

400

2

400

2

400

2

400

Алексинская ТЭЦ, Тульская область,                   г. Алексин,  филиал ПАО "Квадра" - "Центральная генерация"

газ

1

ПР-12-90/15

12

1

ПР-12-90/15

12

1

ПР-12-90/15

12

1

ПР-12-90/15

12

1

ПР-12-90/15

12

1

ПР-12-90/15

12

1

Т-50-90/1,5

50

1

Т-50-90/1,5

50

1

Т-50-90/1,5

50

1

Т-50-90/1,5

50

1

Т-50-90/1,5

50

1

Т-50-90/1,5

50

1

5 (ПГУ)Т

115

1

5 (ПГУ)Т

115

1

5 (ПГУ)Т

115

1

5 (ПГУ)Т

115

1

5 (ПГУ)Т

115

1

5 (ПГУ)Т

115

Итого по станции

3

177

3

177

3

177

3

177

3

177

3

177

Ефремовская ТЭЦ, Тульская область,                  г. Ефремов, филиал ПАО "Квадра" - "Центральная генерация"

газ

2

ПР-25-90/10

25

2

ПР-25-90/10

25

2

ПР-25-90/10

25

2

ПР-25-90/10

25

2

ПР-25-90/10

25

2

ПР-25-90/10

25

1

ПТ-60-90/13

60

1

ПТ-60-90/13

60

1

ПТ-60-90/13

60

1

ПТ-60-90/13

60

1

ПТ-60-90/13

60

1

ПТ-60-90/13

60

1

Р-50-130/13

50

1

Р-50-130/13

50

1

Р-50-130/13

50

1

Р-50-130/13

50

1

Р-50-130/13

50

1

Р-50-130/13

50

Итого по станции

4

160

4

160

4

160

4

160

4

160

4

160

Новомосковская ГРЭС, Тульская область,                       г. Новомосковск, филиал ПАО "Квадра" - "Центральная генерация"

газ

1

Т-90-90/2,5

90

1

Т-90-90/2,5

90

1

Т-90-90/2,5

90

1

Т-90-90/2,5

90

1

Т-90-90/2,5

90

1

Т-90-90/2,5

90

1

Р-14-90/31

14

1

Р-14-90/31

14

1

Р-14-90/31

14

1

Р-14-90/31

14

1

Р-14-90/31

14

1

Р-14-90/31

14

1

Р-32-90/13

32

1

Р-32-90/13

32

1

Р-32-90/13

32

1

Р-32-90/13

32

1

Р-32-90/13

32

1

Р-32-90/13

32

1

PG9171E

131,75

1

PG9171E

131,75

1

PG9171E

131,75

1

PG9171E

131,75

1

PG9171E

131,75

1

PG9171E

131,75

1

SST РАС 600

55,9

1

SST РАС 600

55,9

1

SST РАС 600

55,9

1

SST РАС 600

55,9

1

SST РАС 600

55,9

1

SST РАС 600

55,9

Итого по станции

5

323,65

5

323,65

5

323,65

5

323,65

5

323,65

5

323,65

Всего по филиалу ПАО "Квадра" - "Центральная генерация"

12

660,65

12

660,65

12

660,65

12

660,65

12

660,65

12

660,65

ТЭЦ-ПВС ПАО "Тулачермет", Тульская область,      г. Тула

газ

1

ПТ-25-90/10М

25

1

ПТ-25-90/10М

25

1

ПТ-25-90/10М

25

1

ПТ-25-90/10М

25

1

ПТ-25-90/10М

25

1

ПТ-25-90/10М

25

1

Р-6-35/10

6

1

Р-6-35/10

6

1

Р-6-35/10

6

1

Р-6-35/10

6

1

Р-6-35/10

6

1

Р-6-35/10

6

1

Р-10,5-90/31

10,5

1

Р-10,5-90/31

10,5

1

Р-10,5-90/31

10,5

1

Р-10,5-90/31

10,5

1

Р-10,5-90/31

10,5

1

Р-10,5-90/31

10,5

1

ПТ-60-90/13

60

1

ПТ-60-90/13

60

1

ПТ-60-90/13

60

1

ПТ-60-90/13

60

1

ПТ-60-90/13

60

1

ПТ-60-90/13

60

Итого по станции

4

101,5

4

101,5

4

101,5

4

101,5

4

101,5

4

101,5

ТЭЦ-ПВС ПАО "Косогорский металлургический завод", Тульская область, г. Тула

газ

1

ПТ-12-35/10

12

1

ПТ-12-35/10

12

1

ПТ-12-35/10

12

1

ПТ-12-35/10

12

1

ПТ-12-35/10

12

1

ПТ-12-35/10

12

1

ПТ-12-35/10м

12

1

ПТ-12-35/10м

12

1

ПТ-12-35/10м

12

1

ПТ-12-35/10м

12

1

ПТ-12-35/10м

12

1

ПТ-12-35/10м

12

Итого по станции

2

24

2

24

2

24

2

24

2

24

2

24

Первомайская ТЭЦ ОАО "Щекиноазот", Тульская область,                       г. Щекино

газ

2

П-25-29/13

25

2

П-25-29/13

25

2

П-25-29/13

25

2

П-25-29/13

25

2

П-25-29/13

25

2

П-25-29/13

25

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

ПР-25-90/10

25

1

ПР-25-90/10

25

1

ПР-25-90/10

25

1

ПР-25-90/10

25

1

ПР-25-90/10

25

1

ПР-25-90/10

25

Итого по станции

5

105

5

105

5

105

5

105

5

105

5

105

ТЭЦ Ефремовского филиала ОАО "Щекиноазот", Тульская область,                         г. Ефремов

газ

1

П-6-35/5М

6

1

П-6-35/5М

6

1

П-6-35/5М

6

1

П-6-35/5М

6

1

П-6-35/5М

6

1

П-6-35/5М

6

Итого по станции

1

6

1

6

1

6

1

6

1

6

1

6

Итого по станциям ОАО "Щекиноазот"

6

111

6

111

6

111

6

111

6

111

6

111

Всего по станциям промышленных предприятий

12

236,5

12

236,5

12

236,5

12

236,5

12

236,5

12

236,5

ВСЕГО

31

0

2612,15

31

0

2612,15

31

0

2612,15

31

0

2612,15

31

0

2612,15

31

0

2612,15

В соответствии с региональным прогнозом потребления электрической энергии и мощности

Черепетская ГРЭС,             Тульская область,      г. Суворов, филиал "Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина" АО "Интер РАО - Электрогенерация"

уголь

2

К-300-240

300

2

К-300-240

300

2

К-300-240

300

2

К-300-240

300

2

К-300-240

300

2

К-300-240

300

1

К-265-240

265

1

К-265-240

265

1

К-265-240

265

1

К-265-240

265

1

К-265-240

265

1

К-265-240

265

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

Итого по станции

5

1315

5

1315

5

1315

5

1315

5

1315

5

1315

Щекинская ГРЭС, Тульская область,      г. Советск, ООО "Щекинская ГРЭС"

газ

2

К-200-130

200

2

К-200-130

200

2

К-200-130

200

2

К-200-130

200

2

К-200-130

200

2

К-200-130

200

Итого по станции

2

400

2

400

2

400

2

400

2

400

2

400

Алексинская ТЭЦ, Тульская область,                   г. Алексин,  филиал ПАО "Квадра" - "Центральная генерация"

газ

1

ПР-12-90/15

12

1

ПР-12-90/15

12

1

ПР-12-90/15

12

1

ПР-12-90/15

12

1

ПР-12-90/15

12

1

ПР-12-90/15

12

1

Т-50-90/1,5

50

1

5 (ПГУ)Т

115

1

5 (ПГУ)Т

115

1

5 (ПГУ)Т

115

1

5 (ПГУ)Т

115

1

5 (ПГУ)Т

115

Итого по станции

2

62

2

127

2

127

2

127

2

127

2

127

Ефремовская ТЭЦ, Тульская область,                  г. Ефремов, филиал ПАО "Квадра" - "Центральная генерация"

газ

2

ПР-25-90/10

25

2

ПР-25-90/10

25

2

ПР-25-90/10

25

2

ПР-25-90/10

25

2

ПР-25-90/10

25

2

ПР-25-90/10

25

1

ПТ-60-90/13

60

1

ПТ-60-90/13

60

1

ПТ-60-90/13

60

1

ПТ-60-90/13

60

1

ПТ-60-90/13

60

1

ПТ-60-90/13

60

1

Р-50-130/13

50

1

Р-50-130/13

50

1

Р-50-130/13

50

1

Р-50-130/13

50

1

Р-50-130/13

50

1

Р-50-130/13

50

Итого по станции

4

160

4

160

4

160

4

160

4

160

4

160

Новомосковская ГРЭС, Тульская область,                       г. Новомосковск, филиал ПАО "Квадра" - "Центральная генерация"

газ

1

Т-90-90/2,5

90

1

Р-14-90/31

14

1

Р-14-90/31

14

1

Р-14-90/31

14

1

Р-14-90/31

14

1

Р-14-90/31

14

1

Р-14-90/31

14

1

Р-32-90/13

32

1

Р-32-90/13

32

1

Р-32-90/13

32

1

Р-32-90/13

32

1

Р-32-90/13

32

1

Р-32-90/13

32

1

PG9171E

131,75

1

PG9171E

131,75

1

PG9171E

131,75

1

PG9171E

131,75

1

PG9171E

131,75

1

PG9171E

131,75

1

SST РАС 600

55,9

1

SST РАС 600

55,9

1

SST РАС 600

55,9

1

SST РАС 600

55,9

1

SST РАС 600

55,9

1

SST РАС 600

55,9

Итого по станции

5

323,65

4

233,65

4

233,65

4

233,65

4

233,65

4

233,65

Всего по филиалу ПАО "Квадра" - "Центральная генерация"

11

545,65

10

520,65

10

520,65

10

520,65

10

520,65

10

520,65

ТЭЦ-ПВС ПАО "Тулачермет", Тульская область,      г. Тула

газ

1

ПТ-25-90/10М

25

1

ПТ-25-90/10М

25

1

ПТ-25-90/10М

25

1

ПТ-25-90/10М

25

1

ПТ-25-90/10М

25

1

ПТ-25-90/10М

25

1

Р-6-35/10

6

1

Р-6-35/10

6

1

Р-6-35/10

6

1

Р-6-35/10

6

1

Р-6-35/10

6

1

Р-6-35/10

6

1

Р-10,5-90/31

10,5

1

Р-10,5-90/31

10,5

1

Р-10,5-90/31

10,5

1

Р-10,5-90/31

10,5

1

Р-10,5-90/31

10,5

1

Р-10,5-90/31

10,5

1

ПТ-60-90/13

60

1

ПТ-60-90/13

60

1

ПТ-60-90/13

60

1

ПТ-60-90/13

60

1

ПТ-60-90/13

60

1

ПТ-60-90/13

60

Итого по станции

4

101,5

4

101,5

4

101,5

4

101,5

4

101,5

4

101,5

ТЭЦ-ПВС ПАО "Косогорский металлургический завод", Тульская область, г. Тула

газ

1

ПТ-12-35/10

12

1

ПТ-12-35/10

12

1

ПТ-12-35/10

12

1

ПТ-12-35/10

12

1

ПТ-12-35/10

12

1

ПТ-12-35/10

12

1

ПТ-12-35/10м

12

1

ПТ-12-35/10м

12

1

ПТ-12-35/10м

12

1

ПТ-12-35/10м

12

1

ПТ-12-35/10м

12

1

ПТ-12-35/10м

12

Итого по станции

2

24

2

24

2

24

2

24

2

24

2

24

Первомайская ТЭЦ ОАО "Щекиноазот", Тульская область,                       г. Щекино

газ

2

П-25-29/13

25

2

П-25-29/13

25

2

П-25-29/13

25

2

П-25-29/13

25

2

П-25-29/13

25

2

П-25-29/13

25

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

ПР-25-90/10

25

1

ПР-25-90/10

25

1

ПР-25-90/10

25

1

ПР-25-90/10

25

1

ПР-25-90/10

25

1

ПР-25-90/10

25

Итого по станции

5

105

5

105

5

105

5

105

5

105

5

105

ТЭЦ Ефремовского филиала ОАО "Щекиноазот", Тульская область,                         г. Ефремов

газ

1

П-6-35/5М

6

1

П-6-35/5М

6

1

П-6-35/5М

6

1

П-6-35/5М

6

1

П-6-35/5М

6

1

П-6-35/5М

6

Итого по станции

1

6

1

6

1

6

1

6

1

6

1

6

Итого по станциям ОАО "Щекиноазот"

6

111

6

111

6

111

6

111

6

111

6

111

Всего по станциям промышленных предприятий

12

236,5

12

236,5

12

236,5

12

236,5

12

236,5

12

236,5

ВСЕГО

30

0

2497,15

29

0

2472,15

29

0

2472,15

29

0

2472,15

29

0

2472,15

29

0

2472,15

Приложение № 2

к Схеме и Программе развития

электроэнергетики Тульской области

на 2017-2021 годы

ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ      

линий электропередачи классом напряжения 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области

№ п/п

Диспетчерское наименование линии электропередачи

Участок ВЛ/ВЛ

Марка провода

Год ввода

Год рекон-струкции

Протяженность общая по цепям, км

Допустимый ток, А

Нагрузка зимняя (по замерному дню), А

1

ВЛ 500 кВ Смоленская АЭС-Михайловская

Участок ВЛ

5хАС 400/51

1987 / 1988

217,71

2 475,00

497

2

ВЛ 500 кВ Михайлов-Чагино с отпайкой

Участок ВЛ

5хАС 300/66

1 959,00

59,50

1 960,00

90

ИТОГО ВЛ 500 кВ ПАО "ФСК ЕЭС"

277,21

1

ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС-Михайловская

ВЛ

АС 400/64

1959

2007

37,04

860

573

2

ВЛ 220 кВ Алексинская ТЭЦ - Ока

Участок ВЛ

АС 400/93

1949

9,7

860

195

3

ВЛ 220 кВ Алексинская ТЭЦ - Ленинская

Участок ВЛ

АС 400/93

1951

1973

38,1

825

381

АС 400/51

4

ВЛ 220 кВ Тула - Ленинская

ВЛ

АС 400/51

1951

1973

30,4

825

88

АС 400/93

5

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Тула

ВЛ

АС 400/51

1964

78,3

825

322

6

ВЛ 220 кВ Тула - Приокская

ВЛ

АС 400/51

1951/2012

1992

55,4

825

194

7

ВЛ 220 кВ Приокская-Бугры

Участок ВЛ

АС 400/51

1951/2012

29,56

825

268

АС 400/93

8

ВЛ 220 кВ Бегичево - Звезда

ВЛ

АС 300/39

1982

73,92

710

64

9

ВЛ 220 кВ Бегичево - Люторичи

ВЛ

АС 400/51

1965

24,89

825

321

10

ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Люторичи

ВЛ

АС 400/51

1965

28,15

825

235

11

ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Каширская ГРЭС

Участок ВЛ

АС 400/51

1938

56,17

825

225

АС 400/93, маллард

12

ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Химическая

ВЛ

АС 400/51

1991

14,9

825

683

13

ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая

Участок ВЛ

АС 400/51

1946

60,28

825

225

АС 400/93, маллард

14

ВЛ 220 кВ Северная - Химическая

ВЛ

АС 500/64

1973

5,48

945

646

15

ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Северная № 1 с отпайкой на ПС Металлургическая

ВЛ

АС 500/64

1966

59,3

945

180

АС 500/51

16

ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Северная № 2 с отпайкой на блок 2

ВЛ

АС 400/93

1951

40,2

825

103

АС 400/64

17

ВЛ 220 кВ Тула - Металлургическая

ВЛ

АС 500/51

1981

12,4

945

88

18

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Алексинская ТЭЦ

ВЛ

АС 400/51

1954

57,45

825

175

АС 400/93

19

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Станы

ВЛ

АСО 400/51

1954/1964/2013

2013

27,68

825

139

АС 400/51

АС 400/64

АС 400/93

20

ВЛ 220 кВ Станы-Шипово

ВЛ

АС 400/51

1954/1964/2013

2013

18,45

825

52

АС 400/93

АС 400/64

21

ВЛ 220 кВ Шипово - Ока

Участок ВЛ

АС 400/64

1954

5,9

825

97

АС 400/93

22

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Литейная

ВЛ

АС 400/51

1959

28,85

825

132

23

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Мценск

Участок ВЛ

АС 500/64

1958

50

945

38

24

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Орбита

ВЛ

АС 400/51

2010

10,47

825

109

25

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Спутник

ВЛ

АС 400/51

1974/2013

10,47

825

75

26

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Цементная

ВЛ

АС 400/51

1957

30,75

825

58

27

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Электрон

ВЛ

АС 400/51

1957/1964

13,2

825

133

28

ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1

ВЛ

АС 400/64

1964

49,16

825

90

29

ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Тула №1 с отпайкой на ПС Яснополянская

ВЛ

АС 400/93

1951

24,79

825

120

АС 400/51

30

ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Тула №2 с отпайкой на ПС Яснополянская

ВЛ

АС 400/51

1951

24,73

825

30

АС 400/93

ИТОГО ВЛ 220 кВ ПАО "ФСК ЕЭС"

1006,09

1

ВЛ 110 кВ Грызлово - Венев с отпайкой Нефтяная

ВЛ

АС-150

1993

31,9

445

95

2

ВЛ 110 кВ Новомосковск - Грызлово с отпайкой Фенольная

ВЛ

АС-150

1933

17,82

445

117

3

ВЛ 110 кВ Новомосковск - Керамик с отпайкой СМС

ВЛ

АС-185

1963

14,57

510

192

4

ВЛ 110 кВ Новомосковск - Угольная  с отпайкой Залесная

ВЛ

АС-185

1963

17,911

510

159

ВЛ 110 кВ Новомосковск - Угольная  с отпайкой Залесная

Отпайка ВЛ

АС-185

1971

4,24

380

5

ВЛ 110 кВ Ушаково - Бегичево

ВЛ

АС-120

1954

21,8

380

175

6

ВЛ 110 кВ Ушаково - Люторичи

ВЛ

АС-120

1954

15,8

380

202

7

ВЛ 110 кВ Новомосковск - Урванка I с отпайкой Гипсовая

ВЛ

АС-150

1961

6,32

445

14

8

ВЛ 110 кВ Новомосковск - Урванка II с отпайкой Гипсовая

ВЛ

АС-150

1961

6,32

445

102

9

ВЛ 110 кВ Донская - Угольная

ВЛ

АС-120

1940

7,66

380

168

10

ВЛ 110 кВ Донская - Люторичи

ВЛ

АС-120

1940

7,4

380

151

11

ВЛ 110 кВ Узловая - Партизан

ВЛ

АС-150

1948

14,98

445

86

12

ВЛ 110 кВ Бегичево - Партизан

ВЛ

АС-150

1948

21,83

445

120

13

ВЛ 110 кВ Бегичево - Труново

Участок ВЛ

АС-150

1956

25,85

380

87

ВЛ 110 кВ Бегичево - Труново

Участок ВЛ

АС-150

1956

1989

5,7

445

87

14

ВЛ 110 кВ Гремячее - Савино

ВЛ

АС-120

1998

9,33

380

72

15

ВЛ 110 кВ Савино - Сокольники

ВЛ

АС-120

1963

18,2

380

63

16

ВЛ 110 кВ Виленки- Гремячее

Участок ВЛ

АС-120

1956

12,33

380

93

17

ВЛ 110 кВ Кашира- Мордвес

Участок ВЛ

АС-150

1933

3,4

445

122

18

ВЛ 110 кВ Мордвес - Венев с отпайкой Нефтяная

ВЛ

АС-150

1933

26,77

445

93

19

ВЛ 110 кВ Новомосковск- Кислородная

ВЛ

АС-150

1961

2,3

445

13

20

ВЛ 110 кВ Звезда - Бегичево с отпайками Богородицк, Турдей

Участок ВЛ

АС-120

1960

26,09

380

50

ВЛ 110 кВ Звезда - Бегичево с отпайками Богородицк, Турдей

Участок ВЛ

АС-120

1960

1979;2012

50,03

380

ВЛ 110 кВ Звезда - Бегичево с отпайками Богородицк, Турдей

Отпайка ВЛ

АС-120

1967

3,4

380

ВЛ 110 кВ Звезда - Бегичево с отпайками Богородицк, Турдей

Отпайка ВЛ

АС-120

2012

2012

3,9

445

21

ВЛ 110 кВ Волово - Бегичево с отпайкой Богородицк

Участок ВЛ

АС-120

1960

26,09

380

72

ВЛ 110 кВ Волово - Бегичево с отпайкой Богородицк

Участок ВЛ

АС-120

1960

6,78

380

ВЛ 110 кВ Волово - Бегичево с отпайкой Богородицк

Отпайка ВЛ

АС-120

1967

3,4

380

22

ВЛ 110 кВ Узловая - Северная

ВЛ

АС-150

1948

14,59

445

130

23

ВЛ 110 кВ Новомосковск - Сокольники с отпайкой Фенольная

ВЛ

АС-120

1956

26,28

380

48

24

ВЛ 110 кВ Узловая- Машзавод I

ВЛ

АС-95

1962

7,73

330

6

25

ВЛ 110 кВ Узловая - Машзавод  II

ВЛ

АС-95

1962

7,73

330

0

26

ВЛ 110 кВ Оболенская - Северная

ВЛ

АС-120

1962

11,59

380

76

27

ВЛ 110 кВ Оболенская - Красный Яр с отпайкой Шатск 1

Участок ВЛ

АС-120

1962

4,1

380

68

ВЛ 110 кВ Оболенская - Красный Яр с отпайкой Шатск 1

ВЛ

АС-150

1938

2010

8,7

445

68

ВЛ 110 кВ Оболенская - Красный Яр с отпайкой Шатск 1

Отпайка ВЛ

АС-120

1957

1993

2,2

380

70

28

ВЛ 110 кВ Новомосковск - Задонье с отпайками Залесная, СМС

ВЛ

АС-120

1954

15,314

380

149

ВЛ 110 кВ Новомосковск - Задонье с отпайками Залесная, СМС

Отпайка ВЛ

АС-120

1954

1,831

380

29

ВЛ 110 кВ Люторичи - Задонье

ВЛ

АС-120

1971

20,25

380

95

30

ВЛ 110 кВ Люторичи - Зубово

ВЛ

АС-120

1971

31,69

380

91

31

ВЛ 110 кВ Зубово - Горлово

ВЛ

АС-120

1953

24,69

380

108

32

ВЛ 110 кВ Северная - Метаноловская

ВЛ

АС-240

1963

2010

8,2

610

33

ВЛ 110 кВ Бегичево - Арматурная I

ВЛ

АС-150

1976

15,1

445

25

34

ВЛ 110 кВ Бегичево - Арматурная II

ВЛ

АС-150

1976

15,1

445

136

35

ВЛ 110 кВ Химическая - Грызлово

ВЛ

АС-120

1959

2,6

380

25

36

ВЛ 110 кВ Химическая - Кислородная

ВЛ

АС-150

1959

10,79

445

11

37

ВЛ 110 кВ Новомосковск - Метаноловская

ВЛ

АС-240

1963

2010

2,2

610

13

38

ВЛ 110 кВ Новомосковск - Северная

ВЛ

АС-240

1963

2010

9,2

610

0

39

ВЛ 110 кВ Люторичи - Епифань

ВЛ

АС-95

1990

16,6

330

3

40

ВЛ 110 кВ Ушаково - Епифань с отпайкой Казановка

ВЛ

АС-95

1990

10,98

330

28

ВЛ 110 кВ Ушаково - Епифань с отпайкой Казановка

Отпайка ВЛ

АС-95

1996

8,73

380

41

ВЛ 110 кВ Керамик - Угольная

ВЛ

АС-185

1963

3,34

510

136

42

ВЛ 110 кВ КПД I

ВЛ

АС-120

1979

6,3

380

16

43

ВЛ 110 кВ КПД  II

ВЛ

АС-120

1979

6,3

380

16

44

ВЛ 110 кВ Технологическая I

ВЛ

АС-95

1981

6,01

330

0

45

ВЛ 110 кВ Технологическая II

ВЛ

АС-95

1981

6,01

330

4

46

ВЛ 110 кВ Ушатово – Дубна

ВЛ

АС-150

1992

36,2

445

114

47

ВЛ 110 кВ Черепеть – Суворов

ВЛ

АС-185

1955

1,6

510

126

48

ВЛ 110 кВ Черепеть – Агеево

ВЛ

АС-150

1956

2000

20,7

445

54

49

ВЛ 110 кВ Чрепеть – Шепелево «С» с отпайками Чекалин, Краинка

ВЛ

АС-185

1974

35,3

510

66

ВЛ 110 кВ Чрепеть – Шепелево «С» с отпайками Чекалин, Краинка

Отпайка ВЛ

АС-70

1974

2,2

265

ВЛ 110 кВ Чрепеть – Шепелево «С» с отпайками Чекалин, Краинка

Отпайка ВЛ

АС-120

1974

5,2

380

50

ВЛ 110 кВ Чрепеть – Шепелево «Ю» с отпайками Чекалин, Краинка

ВЛ

АС-185

1974

35,3

510

66

ВЛ 110 кВ Чрепеть – Шепелево «Ю» с отпайками Чекалин, Краинка

Отпайка ВЛ

АС-70

1974

2,2

265

ВЛ 110 кВ Чрепеть – Шепелево «Ю» с отпайками Чекалин, Краинка

Отпайка ВЛ

АС-185

1974

5,2

380

51

ВЛ 110 кВ Шепелево – Белев 1 с отпайками Трансмаш, Давыдово 1

ВЛ

АС-120

1957

28,9

380

35

ВЛ 110 кВ Шепелево – Белев 1 с отпайками Трансмаш, Давыдово 1

Отпайка ВЛ

АС-95

1957

3,4

330

ВЛ 110 кВ Шепелево – Белев 1 с отпайками Трансмаш, Давыдово 1

Отпайка ВЛ

АС-120

1957

3,4

380

52

ВЛ 110 кВ Шепелево – Белев 2 с отпайками Трансмаш, Давыдово 2

ВЛ

АС-120

1977

28,9

380

18

ВЛ 110 кВ Шепелево – Белев 2 с отпайками Трансмаш, Давыдово 2

Отпайка ВЛ

АС-95

1977

3,4

380

ВЛ 110 кВ Шепелево – Белев 2 с отпайками Трансмаш, Давыдово 2

Отпайка ВЛ

АС-120

1977

3,3

330

53

ВЛ 110 кВ Чернь – Клен 1 с отпайкой Кальна, Тургеневская 1

ВЛ

АС-120

1963

20,1

380

39

ВЛ 110 кВ Чернь – Клен 1 с отпайкой Кальна, Тургеневская 1

Отпайка ВЛ

АС-95

1963

8,3

330

ВЛ 110 кВ Чернь – Клен 1 с отпайками Кальна, Тургеневская 1

Отпайка ВЛ

АС-95

1963

8

330

54

ВЛ 110 кВ Чернь – Клен 2 с отпайками Кальна, Тургеневская 2

ВЛ

АС-120

1963

20,1

380

40

ВЛ 110 кВ Чернь – Клен 2 с отпайками Кальна, Тургеневская 2

Отпайка ВЛ

АС-95

1963

8,3

330

ВЛ 110 кВ Чернь – Клен 2 с отпайками Кальна, Тургеневская 2

Отпайка ВЛ

АС-95

1963

8

330

55

ВЛ 110 кВ Суворов – Безово

ВЛ

АС-120

1977

8,3

380

2

56

ВЛ 110 кВ Дубна – Лужное

ВЛ

АС-150

1986

2014

16,633

445

90

57

ВЛ 110 кВ Лужное - Малахово с отпайкой Селиваново

ВЛ

АС-150

1986

4,7

445

69

ВЛ 110 кВ Лужное - Малахово с отпайкой Селиваново

Участок ВЛ

АС-185

2010

24,6

510

69

ВЛ 110 кВ Лужное - Малахово с отпайкой Селиваново

Отпайка ВЛ

АС-150

1982

2010

3,7

445

58

ВЛ 110 кВ Волово – Доробино

Участок ВЛ

АС-95

1978

27,8

330

5

59

ВЛ 110 кВ Смычка – Доробино

ВЛ

АС-120

1993

42,3

380

9

60

ВЛ 110 кВ Ушатово – Даргомыжская 1 с отпайками Говоренки, Одоев

ВЛ

АС-120

1981

55,8

380

14

ВЛ 110 кВ Ушатово – Даргомыжская 1 с отпайками Говоренки, Одоев

Отпайка ВЛ

АС-120

1981

2,4

380

ВЛ 110 кВ Ушатово – Даргомыжская 1 с отпайками Говоренки, Одоев

Отпайка ВЛ

АС-120

1981

2,7

380

61

ВЛ 110 кВ Ушатово – Даргомыжская 2 с отпайками Говоренки, Одоев

ВЛ

АС-120

1981

55,8

380

23

ВЛ 110 кВ Ушатово – Даргомыжская 2 с отпайками Говоренки, Одоев

Отпайка ВЛ

АС-120

1981

2,4

380

ВЛ 110 кВ Ушатово – Даргомыжская 2 с отпайками Говоренки, Одоев

Отпайка ВЛ

АС-120

1981

2,7

380

62

ВЛ 110 кВ Суворов – Ушатово

ВЛ

АС-185

1987

8,5

510

72

63

ВЛ 110 кВ Черепеть – Ушатово

ВЛ

АС-185

1987

10

510

88

64

ВЛ 110 кВ Ушатово – Точмаш 1

ВЛ

АС-120

1984

1,2

380

0

65

ВЛ 110 кВ Ушатово – Точмаш 2

ВЛ

АС-120

1984

1,2

380

3

66

ВЛ 110 кВ Звезда - Волово с отпайкой Турдей

ВЛ

АС-120

1960

1979;2012

49,21

380

16

ВЛ 110 кВ Звезда - Волово с отпайкой Турдей

Отпайка ВЛ

АС-150

2012

2012

3,9

445

67

ВЛ 110 кВ Звезда - Ефремов 1

ВЛ

АС-120

1960

1979

16,6

380

26

68

ВЛ 110 кВ Звезда - Ефремов 2

ВЛ

АС-120

1960

1979

16,6

380

25

69

ВЛ 110 кВ  Компрессорная I с отпайкой ГПК

ВЛ

АС-120

1961

3,31

380

70

ВЛ 110 кВ  Компрессорная I с отпайкой ГПК

Отпайка ВЛ

АС-150

1980

10,9

445

70

ВЛ 110 кВ Компрессорная II с отпайкой ГПК

ВЛ

АС-120

1961

3,3

380

11

ВЛ 110 кВ Компрессорная II с отпайкой ГПК

Отпайка ВЛ

АС-150

1980

10,89

445

71

ВЛ 110 кВ Ефремовская I

ВЛ

АС-150

1964

2,34

445

49

72

ВЛ 110 кВ Ефремовская III

ВЛ

АС-240

1979

1,65

610

63

73

ВЛ 110 кВ Ефремовская IV (недейств.)

ВЛ

АС-240

1979

1,47

610

74

ВЛ 110 кВ Звезда - Самарская

ВЛ

АС-120

1983

50,78

380

18

75

ВЛ 110 кВ Звезда - Черёмушки

ВЛ

АС-120

1990

27,77

380

10

76

ВЛ 110 кВ Звезда - Каменка

ВЛ

АС-120

1993

32,55

380

16

77

КВЛ 110 кВ ЕТЭЦ - Звезда с отпайкой Глюкозная

Участок КВЛ

АС-150

2013

7,13

445

57

78

ВЛ 110 кВ Ревякино - Кировская

ВЛ

АС-150

1957

1999

21,7

445

39

79

ВЛ 110 кВ Ревякино - Ясногорск

ВЛ

АС-120

1957

2001

21,8

380

54

80

КВЛ 110 кВ Тула - Кировская с отпайкой Пролетарская 2

Участок КВЛ

АС-150

1963

13,9

445

63

КВЛ 110 кВ Тула - Кировская с отпайкой Пролетарская 2

Отпайка КВЛ

АС-120

1973

0,2

380

КВЛ 110 кВ Тула - Кировская с отпайкой Пролетарская 2

Участок КВЛ

кабель

2012

1,85

81

КВЛ 110 кВ Тула - Щег ловская с отпайкой Центральная 1

КВЛ

АС-150

1963

12,5

445

61

КВЛ 110 кВ Тула - Щег ловская с отпайкой Центральная 1

Отпайка КВЛ

АС-120

1973

1,4

380

КВЛ 110 кВ Тула - Щег ловская с отпайкой Центральная 1

Участок КВЛ

кабель

2012

1,85

КВЛ 110 кВ Тула - Щег ловская с отпайкой Центральная 1

Отпайка КВЛ

кабель

2012

1,4

82

ВЛ 110 кВ Тула - Перекоп 1

ВЛ

АС-185

2010

6,1

510

168

83

ВЛ 110 кВ Тула - Перекоп 2

ВЛ

АС-185

2010

6,1

510

135

84

КВЛ 110 кВ Перекоп - Щегловская с отпайкой Центральная 2, Юбилейная 2

КВЛ

АС-120

1951

8,9

380

83

КВЛ 110 кВ Перекоп - Щегловская с отпайкой Центральная 2, Юбилейная 2

Отпайка КВЛ

АС-120

1973

1,4

380

КВЛ 110 кВ Перекоп - Щегловская с отпайкой Центральная 2, Юбилейная 2

Отпайка КВЛ

АС-120

1962

2,2

380

КВЛ 110 кВ Перекоп - Щегловская с отпайкой Центральная 2, Юбилейная 2

Участок КВЛ

кабель

2012

1,85

КВЛ 110 кВ Перекоп - Щегловская с отпайкой Центральная 2, Юбилейная 2

Отпайка КВЛ

кабель

2012

1,4

85

КВЛ 110 кВ Перекоп - Кировская с отпайками Юбилейная 1, Пролетарская 1

КВЛ

АС-120

1954

10,6

380

65

КВЛ 110 кВ Перекоп - Кировская с отпайками Юбилейная 1, Пролетарская 1

Отпайка КВЛ

АС-120

1962

2

380

КВЛ 110 кВ Перекоп - Кировская с отпайками Юбилейная 1, Пролетарская 1

Отпайка КВЛ

АС-120

1973

0,2

380

КВЛ 110 кВ Перекоп - Кировская с отпайками Юбилейная 1, Пролетарская 1

Участок  КВЛ

кабель

2012

1,85

86

ВЛ 110 кВ Щег ловская - Красный Яр с отпайками Шатск 2, Глушанки

ВЛ

АС-120

1931

1993

15,5

380

41

ВЛ 110 кВ Щег ловская - Красный Яр с отпайками Шатск 2, Глушанки

Отпайка ВЛ

АС-120

1979

1993

0,7

380

ВЛ 110 кВ Щег ловская - Красный Яр с отпайками Шатск 2, Глушанки

Отпайка ВЛ

АС-120

1974

1993

1,4

380

87

ВЛ 110 кВ Щегловская - Глушанки

ВЛ

АС-120

1974

2,4

380

4

88

ВЛ 110 кВ Щег ловская - НТМЗ с отпайкой Криволучье 1

ВЛ

АС-185

1981

2007

8,7

510

180

89

ВЛ 110 кВ Прессовая - 1

ВЛ

АС-120

1977

0,1

380

90

ВЛ 110 кВ Прессовая - 2

ВЛ

АС-120

1977

0,1

380

9

91

ВЛ 110 кВ Кировская - Металлургическая с отпайкой Криволучье 2

ВЛ

АС-120

1940

2007

12,7

380

200

92

ВЛ 110 кВ НТМЗ -  Металлургическая

ВЛ

АС-185

1940

2007

2,5

510

254

93

ВЛ 110 кВ Заречье 1

ВЛ

АС-120

1967

3,5

380

22

94

ВЛ 110 кВ Заречье 2

ВЛ

АС-120

1967

3,5

380

55

95

ВЛ 110 кВ Ленинская - Щегловская 1 с отпайками Тулица 1, Рождественская 1

ВЛ

АС-150

1960

25,6

445

64

ВЛ 110 кВ Ленинская - Щегловская 1 с отпайками Тулица 1, Рождественская 1

Отпайка ВЛ

АС-120

1984

2,6

380

ВЛ 110 кВ Ленинская - Щегловская 1 с отпайками Тулица 1, Рождественская 1

Отпайка ВЛ

АС-120

1972

5,9

380

96

ВЛ 110 кВ Ленинская - Щегловская 2 с отпайкой Баташовская 1

ВЛ

АС-150

1960

25,6

445

58

ВЛ 110 кВ Ленинская - Щегловская 2 с отпайкой Баташовская 1

Отпайка ВЛ

АС-120

1960

1

380

97

ВЛ 110 кВ Тула - Мясново 1 с отпайками Южная 1, Рассвет 1

ВЛ

АС-120

1960

16,4

380

76

ВЛ 110 кВ Тула - Мясново 1 с отпайками Южная 1, Рассвет 1

Отпайка ВЛ

АС-120

1973

0,6

380

ВЛ 110 кВ Тула - Мясново 1 с отпайками Южная 1, Рассвет 1

Отпайка ВЛ

АС-120

1979

4,5

380

98

ВЛ 110 кВ Тула - Мясново 2 с отпайкой Южная 2

ВЛ

АС-120

1960

16,4

380

92

ВЛ 110 кВ Тула - Мясново 2 с отпайкой Южная 2

Отпайка ВЛ

АС-120

1973

0,6

380

99

ВЛ 110 кВ Ленинская - Мясново с отпайками Барсуки 2, Рассвет 2

ВЛ

АС-150

1960

24,2

445

92

ВЛ 110 кВ Ленинская - Мясново с отпайками Барсуки 2, Рассвет 2

Отпайка ВЛ

АС-150

1979

0,2

445

ВЛ 110 кВ Ленинская - Мясново с отпайками Барсуки 2, Рассвет 2

Отпайка ВЛ

АС-120

1979

4,7

380

100

ВЛ 110 кВ Ленинская - Ратово с отпайкой Барсуки 1

ВЛ

АС-150

1960

18,6

445

97

ВЛ 110 кВ Ленинская - Ратово с отпайкой Барсуки 1

Отпайка ВЛ

АС-150

1979

0,2

445

101

ВЛ 110 кВ Ратово-Мясново

ВЛ

АС-120

1960

5,8

380

60

102

ВЛ 110 кВ Кировская-Октябрьская

ВЛ

АС-120

1938

2012

15,2

380

141

103

ВЛ 110 кВ Ленинская - Кировская 1 с отпайками Баташовская 2, Медвенка 1

ВЛ

АС-150

1975

24,7

445

113

ВЛ 110 кВ Ленинская - Кировская 1 с отпайками Баташовская 2, Медвенка 1

Отпайка ВЛ

АС-120

1960

1

380

ВЛ 110 кВ Ленинская - Кировская 1 с отпайками Баташовская 2, Медвенка 1

Отпайка ВЛ

АС-120

2008

0,8

380

104

ВЛ 110 кВ Ленинская - Кировская 2 с отпайками Рождественская 2, Тулица 2

ВЛ

АС-150

1975

24,5

445

113

ВЛ 110 кВ Ленинская - Кировская 2 с отпайками Рождественская 2, Тулица 2

Отпайка ВЛ

АС-120

1975

5,9

380

ВЛ 110 кВ Ленинская - Кировская 2 с отпайками Рождественская 2, Тулица 2

Отпайка ВЛ

АС-120

1984

2,6

380

105

ВЛ 110 кВ Ленинская - Ясногорск

ВЛ

АС-150

1977

39,8

445

59

106

ВЛ 110 кВ Ленинская - Никулинская

ВЛ

АС-150

1977

17,5

445

53

107

ВЛ 110 кВ Ленинская - Привокзальная с отпайками Фрунзенская, Мелиоративная

ВЛ

АС-185

1974

21,2

510

121

ВЛ 110 кВ Ленинская - Привокзальная с отпайками Фрунзенская, Мелиоративная

Отпайка ВЛ

АС-185

1974

1,7

510

ВЛ 110 кВ Ленинская - Привокзальная с отпайками Фрунзенская, Мелиоративная

Отпайка ВЛ

АС-120

1987

1,3

380

108

ВЛ 110 кВ Ленинская - Фрунзенская

ВЛ

АС-185

1974

21,2

510

37

109

ВЛ 110 кВ Ленинская - Обидимо

ВЛ

АС-150

1938

3,6

445

122

110

ВЛ 110 кВ Обидимо - Октябрьская с отпайкой Привокзальная

ВЛ

АС-120

1938

2010

14,7

380

0

ВЛ 110 кВ Обидимо - Октябрьская с отпайкой Привокзальная

Отпайка ВЛ

АС-185

1974

1,7

510

111

ВЛ 110 кВ Ленинская - Алешня 1 с отпайкой Афанасьевская 1

ВЛ

АС-150

1982

15,5

445

6

112

ВЛ 110 кВ Ленинская - Алешня 2 с отпайкой Афанасьевская 2

ВЛ

АС-150

1982

15,5

445

14

113

ВЛ 110 кВ Чернь-Плавск

ВЛ

АС-240

1994

31,2

610

151

114

ВЛ 110 кВ Капролактам-Первомайская

ВЛ

АС-185

1979

0,8

510

115

ВЛ 110 кВ Капролактам-Восточная

ВЛ

АС-185

1979

2,5

510

116

ВЛ 110 кВ Металлургическая - Болоховская 1 с отпайкой Временная

ВЛ

АС-150

1989

16,3

445

18

ВЛ 110 кВ Металлургическая - Болоховская 1 с отпайкой Временная

Отпайка ВЛ

АС-120

1989

0,4

380

117

КВЛ 110 кВ Металлургическая - Болоховская 2 с отпайкой Стечкин

КВЛ

АС-150

1989

16,3

445

31

КВЛ 110 кВ Металлургическая - Болоховская 2 с отпайкой Стечкин

КВЛ

кабель

2009

3,026

118

ВЛ 110 кВ Яснополянская - КС-2

ВЛ

АС-120

1988

30,7

380

5

119

ВЛ 110 кВ Селиваново - Малахово с отпайкой КС-2

ВЛ

АС-120

1982

11,8

380

14

ВЛ 110 кВ Селиваново - Малахово с отпайкой КС-2

Отпайка ВЛ

АС-120

1988

14,9

380

120

ВЛ 110 кВ Щекино - Кирпичная

ВЛ

АС-120

1951

1994

8,5

380

39

121

ВЛ 110 кВ Кирпичная - Яснополянская с отпайкой Ломинцево 2

ВЛ

АС-120

1965

1989

13,8

380

50

ВЛ 110 кВ Кирпичная - Яснополянская с отпайкой Ломинцево 2

Отпайка ВЛ

АС-120

1965

1989

0,3

380

122

ВЛ 110 кВ Яснополянская - КС-9

ВЛ

АС-185

1961

5,44

510

8

123

ВЛ 110 кВ Яснополянская - Западная

ВЛ

АС-185

1961

5,1

510

1

124

ВЛ 110 кВ Первомайская- КС-9

ВЛ

АС-185

1960

2,4

510

9

125

ВЛ 110 кВ Первомайская - Западная

ВЛ

АС-240

1960

2,7

610

0

126

ВЛ 110 кВ Яснополянская - Восточная 1

ВЛ

АС-185

1961

2,2

510

178

127

ВЛ 110 кВ Яснополянская - Восточная 2

ВЛ

АС-185

1961

2,2

510

0

128

ВЛ 110 кВ Щекино - Ясенки с отпайкой Ломинцево 1

ВЛ

АС-120

1951

1994

23,2

380

61

ВЛ 110 кВ Щекино - Ясенки с отпайкой Ломинцево 1

Отпайка ВЛ

АС-120

1965

1994

0,3

380

129

ВЛ 110 кВ Плавск - Щекино с отпайкой Смычка 2

ВЛ

АС-120

1957

38,3

380

151

ВЛ 110 кВ Плавск - Щекино с отпайкой Смычка 2

Отпайка ВЛ

АС_120

1975

3,2

380

33

130

ВЛ 110 кВ Плавск - Лазарево с отпайкой Смычка 1

ВЛ

АС-120

1957

22,6

380

173

ВЛ 110 кВ Плавск - Лазарево с отпайкой Смычка 1

Отпайка ВЛ

АС-120

1975

3,2

380

51

131

ВЛ 110 кВ Лазарево - Щекино

ВЛ

АС-120

1957

22

380

163

132

ВЛ 110 кВ Мценск - Плавск цепь левая

ВЛ

АС-120

1957

30,4

380

180

133

ВЛ 110 кВ Мценск - Плавск цепь правая

ВЛ

АС-120

1957

30,4

380

180

134

ВЛ 110 кВ Труново - Советская

ВЛ

АС-120

1956

21,1

380

61

135

ВЛ 110 кВ Щекино - Советская

ВЛ

АС-150

1956

0,7

445

66

136

ВЛ 110 кВ Щекино - Первомайская 1

ВЛ

АС-240

1961

14,1

610

92

137

ВЛ 110 кВ Щекино - Первомайская 2

ВЛ

АС-240

1961

14,1

610

93

138

ВЛ 110 кВ Щекино - Липки 1 с отпайкой Огаревка 1

ВЛ

АС-120

1963

8,4

380

45

ВЛ 110 кВ Щекино - Липки 1 с отпайкой Огаревка 1

Отпайка ВЛ

АС-95

1983

7,6

330

139

ВЛ 110 кВ Щекино - Липки 2 с отпайкой Огаревка 2

ВЛ

АС-120

1963

8,4

380

47

ВЛ 110 кВ Щекино - Липки 2 с отпайкой Огаревка 2

Отпайка ВЛ

АС-95

1983

7,6

330

140

ВЛ 110 кВ Труново - Олень 1

ВЛ

АС-120

1973

8,4

380

20

141

ВЛ 110 кВ Труново - Олень 2

ВЛ

АС-120

1973

8,4

380

13

142

ВЛ 110 кВ Тула - Подземгаз 1

ВЛ

АС-120

1975

2,1

380

34

143

КВЛ 110 кВ Тула - Подземгаз 2 с отпайкой Стечкин

КВЛ

АС-120

1975

2,1

380

32

КВЛ 110 кВ Тула - Подземгаз 2 с отпайкой Стечкин

Отпайка КВЛ

кабель

2010

4,875

144

ВЛ 110 кВ Первомайская - Малахово 1 с отпайкой Гагаринская 1

ВЛ

АС-120

1982

7,5

380

37

ВЛ 110 кВ Первомайская - Малахово 1 с отпайкой Гагаринская 1

Отпайка ВЛ

АС-150

1985

0,7

380

145

ВЛ 110 кВ Первомайская - Малахово 2 с отпайкой Гагаринская 2

ВЛ

АС-120

1982

7,5

380

30

ВЛ 110 кВ Первомайская - Малахово 2 с отпайкой Гагаринская 2

Отпайка ВЛ

АС-150

1985

0,7

445

146

ВЛ 110 кВ Первомайская - Восточная

ВЛ

АС-185

1951

2,5

510

177

147

ВЛ 110 кВ Тула - Восточная с отпайкой Рудаково 1

ВЛ

АС-120

1951

9,8

380

36

ВЛ 110 кВ Тула - Восточная с отпайкой Рудаково 1

Отпайка ВЛ

АС-150

1982

0,9

445

148

ВЛ 110 кВ Тула-Яснополянская с отпайкой Рудаково 2, Ясенки

ВЛ

АС-120

1951

10

380

1

ВЛ 110 кВ Тула-Яснополянская с отпайкой Рудаково 2, Ясенки

Отпайка ВЛ

АС-150

1982

0,9

445

ВЛ 110 кВ Тула-Яснополянская с отпайкой Рудаково 2, Ясенки

Отпайка ВЛ

АС-120

1965

6,1

380

149

ВЛ 110 кВ Пушкинская - Алексин с отпайкой Авангард 2

ВЛ

АС-120

1938

1969

16

380

97

ВЛ 110 кВ Пушкинская - Алексин с отпайкой Авангард 2

Отпайка ВЛ

АС-120

1979

1969

0,2

380

150

ВЛ 110 кВ Пушкинская - Ленинская с отпайкой Авангард 1

ВЛ

АС-120

1938

36,3

380

82

ВЛ 110 кВ Пушкинская - Ленинская с отпайкой Авангард 1

Отпайка ВЛ

АС-120

1979

1969

2,3

380

151

ВЛ 110 кВ Космос - Заокская с отпайкой Яковлево 2

ВЛ

АС-120

1980

1998

28,3

380

88

ВЛ 110 кВ Космос - Заокская с отпайкой Яковлево 2

Отпайка ВЛ

АС-70

1980

1998

11,7

265

152

ВЛ 110 кВ Протон - Заокская с отпайкой Яковлево 1

ВЛ

АС-120

1980

16,1

380

20

ВЛ 110 кВ Протон - Заокская с отпайкой Яковлево 1

Отпайка ВЛ

АС-70

1980

10,5

265

153

ВЛ 110 кВ Шипово - Глебово 1 с отпайками Крушма 1, Средняя 2

ВЛ

АС-150

1990

15,2

445

40

ВЛ 110 кВ Шипово - Глебово 1 с отпайками Крушма 1, Средняя 2

Отпайка ВЛ

АС-150

1990

0,1

445

ВЛ 110 кВ Шипово - Глебово 1 с отпайками Крушма 1, Средняя 2

Отпайка ВЛ

АС-120

1990

1,2

380

154

ВЛ 110 кВ Шипово - Глебово 2 с отпайкой Крушма 2

ВЛ

АС-150

1990

15,2

445

5

ВЛ 110 кВ Шипово - Глебово 2 с отпайкой Крушма 2

Отпайка ВЛ

АС-150

1990

0,2

445

155

ВЛ 110 кВ Алексин - Космос с отпайкой Айдарово

ВЛ

АС-120

1941

2011

30,5

380

154

ВЛ 110 кВ Алексин - Космос с отпайкой Айдарово

Отпайка ВЛ

АС-120

1997

3,9

380

ВЛ 110 кВ Алексин - Космос с отпайкой Айдарово

Участок ВЛ

АС-185

1997

0,9

156

ВЛ 110 кВ Алексин - Мышега

ВЛ

АС-120

1952

5,3

380

180

157

ВЛ 110 кВ Мышега - Шипово

ВЛ

АС-120

1952

1989

4,4

380

243

158

ВЛ 110 кВ Шипово - Ферзиково с отпайкой Средняя 1

ВЛ

АС-150

1952

2010

15,4

445

22

ВЛ 110 кВ Шипово - Ферзиково с отпайкой Средняя 1

Отпайка ВЛ

АС-120

1982

1,5

380

159

ВЛ 110 кВ Никулинская - Ясногорск

ВЛ

АС-150

1977

25,9

445

49

160

ВЛ 110 кВ Пятницкая - Ясногорск

ВЛ

АС-120

1929

1996

26,2

380

220

161

ВЛ 110 кВ Временная

ВЛ

АС-120

1980

11,96

2

162

ВЛ 110 кВ  Ефремовская 2

ВЛ

АС-150

1960

1979

2,28

380

45

Итого ЛЭП 110 кВ филиала "Тулэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья"

2845,19

1

ВЛ 110 кВ  Узловая – Пластик с отпайкой

ВЛ

АС-185

1 966

2 009

16,33

380

44

2

ВЛ 110 кВ  Северная- Пластмасс- 1 с отп.

ВЛ

АС-120

1 967

2 015

17,19

400

29,8

3

ВЛ 110 кВ  Северная- Пластмасс- 2

ВЛ

АС-120

1 967

2 015

9,20

400

31,9

Итого ЛЭП 110 кВ ООО "Трансэлектро"

42,72

Приложение № 3

к Схеме и Программе развития

электроэнергетики Тульской области

на 2017-2021 годы

Основные характеристики электрических подстанций напряжением 220 кВ энергосистемы

Тульской области

(по филиалу ПАО «ФСК ЕЭС» - Приокское ПМЭС)

№ п/п

Подстанция

№ Трансфор-матора

Дата максимума нагрузки

Год ввода в эксплуатацию

Тип РНТ и режим работы: автомат/

ручной/

выведен

Номинальная мощность трансформа-тора

Sтр ном, МВА

Нагрузка трансформатора за зимний режимный день 2015 года

Величина загрузки трансформатора (%)

S, МВА

Р, МВт

Q, Мвар

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1

ПС 220 кВ Тула

АТ-1

16.12.2015

1998

±6*2% РПН на стороне СН, ручной

250

110

104

35

44

АТ-2

16.12.2015

2015

±6*2% РПН на стороне СН, ручной

250

-

-

-

-

2

ПС 220 кВ Ленинская

АТ-1

16.12.2015

1972

±6*2% РПН на стороне СН, ручной

200

86,6

74

45

43

АТ-2

16.12.2015

1982

±6*2% РПН на стороне СН, ручной

200

86,6

74

44,7

43

3

ПС 220 кВ Яснополянская

АТ-1

16.12.2015

1974

±6*2% РПН на стороне СН, ручной

125

45,8

27

37

36,6

АТ-2

16.12.2015

1986

±6*2% РПН на стороне СН, ручной

125

11,2

11

2

9

4

ПС 220 кВ Металлургическая

АТ-1

16.12.2015

1981

±6*2% РПН на стороне СН, ручной

125

47

44

17,5

37

АТ-2

16.12.2015

1982

±6*2% РПН на стороне СН, ручной

125

46

43

17

37

5

ПС 220 кВ Северная

АТ-1

16.12.2015

1980

±6*2% РПН на стороне СН, ручной

200

90

82

37

45

АТ-2

16.12.2015

1966

ПБВ ±2*2,5%, ВДТ ±9*2,26%, ручной

180

59

54

24

33

6

ПС 220 кВ Химическая

АТ-1

16.12.2015

1973

±6*2% РПН на стороне СН, ручной

200

44,4

38,6

22

22

АТ-2

16.12.2015

1973

±6*2% РПН на стороне СН, ручной

200

44

37,7

22

22

7

ПС 220 кВ Бегичево

АТ-1

16.12.2015

1964

±6*2% РПН на стороне СН, ручной

120

30,6

30

6

25,5

АТ-2

16.12.2015

1964

±6*2% РПН на стороне СН, ручной

120

31,6

30

10

26

Т-1

16.12.2015

1950

ВН ПБВ ±2*2,5%, СР ПБВ ±2x2,5%, ручной

20

6,1

5,6

2,4

30

Т-2

16.12.2015

1966

ВН РПН ±4*2,5%, СР ПБВ ±2*2,5%, ручной

31,5

-

-

-

-

8

ПС 220 кВ Люторичи

АТ-2

16.12.2015

1983

±6*2% РПН на стороне СН, ручной

125

42,4

29

31

34

Т-1

16.12.2015

1982

ВН РПН ±9*1,78%, СР ПБВ ±2*2,5%, ручной

25

-

-

-

-

Т-2

16.12.2015

2014

ВН РПН ±9*1,78%, СР ПБВ ±2*2,5%, ручной

25

5,1

3,2

4

20

9

ПС 220 кВ Звезда

АТ-1

16.12.2015

1981

±6*2% РПН на стороне СН, ручной

125

26,7

26

6

21

10

ПС 220 кВ Шипово

АТ-2

16.12.2015

1989

±6*2% РПН на стороне СН, ручной

125

56,3

56

5,5

45

Приложение № 4

к Схеме и Программе развития

электроэнергетики Тульской области

на 2017-2021 годы

Основные характеристики электрических подстанций напряжением 110 кВ энергосистемы Тульской области

(по филиалу «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»)

№ п/п

Диспетчерское наименование
подстанции 110 кВ

Месторасположение подстанции (адрес)

Количество и мощность трансформаторов

Общая установленная мощность ПС

Пропускная способность ПС (N-1)

Текущий объем свободной  мощности на 01.01.2016 (- дефицит)

Присоединенная мощность потребителей за 2015 год

Объем свободной мощности с учетом присоединенных потребителей и заключенных договоров на ТП на 01.01.2016

Действующие ДТП на 01.01.2016

Мощность по действующим заявкам на ТП на 01.01.2016

Планируемый объём свободной для ТП потребителей трансформаторной мощности с учётом присоединенных потребителей, заключенных договоров и поданных заявок на ТП и исполнения ИПР по состоянию на 01.01.2016

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

шт.×МВА

МВА

МВА

МВА

МВА

МВА

МВА

МВА

МВА

ПС 110/35/6 кВ №1 Зубово

Кимовский р-н, д. Румянцево

1×10; 1×16

26

10,5

1,80

1,39

0,41

1,98

0,60

-2,18

ПС 110/35/10 кВ №3 Белев

г. Белев

1×15; 1×25

40

15,75

5,48

0,43

5,06

1,65

0,00

3,41

ПС 110/35/6 кВ №7 Угольная

г. Новомосковск

1×40,5; 1×40

80,5

42

3,19

1,17

2,02

3,92

0,00

-1,90

ПС 110/35/10 кВ №10 Одоев

пос. Одоев

2×16

32

16,8

1,85

0,72

1,13

1,56

0,38

-0,81

ПС 110/35/6 кВ №11 Дубна

пос. Дубна

1×16; 1×10

26

10,5

2,63

8,21

-5,58

10,19

0,43

-16,20

ПС 110/6 кВ №13 Суворов

г. Суворов

1×25; 2×15

55

26,25

14,09

1,52

12,57

1,09

0,00

11,49

ПС 110/35/6 кВ №17 Щегловская

г. Тула

2×40

80

42

8,29

0,48

7,80

19,78

0,00

-11,98

ПС 110/35/6 кВ №20 Барсуки

Ленинский р-н, пос. Барсуки

2×25

50

26,25

12,83

4,84

7,99

19,00

0,15

-11,16

ПС 110/6 кВ №21 Подземгаз

г. Тула

2×16

32

16,8

5,27

1,04

4,23

5,52

2,97

-4,26

ПС 110/6 кВ №22 Задонье

Новомосковский р-н, г. Северо-Задонск

2×25

50

26,25

18,66

0,22

18,44

0,50

0,00

17,94

ПС 110/35/6 кВ №24 Рудаково

г. Тула

2×25

50

26,25

-1,35

2,72

-4,07

13,38

0,54

-17,99

ПС 110/35/6 кВ №26 Липки

Киреевский р-н, пос. Гвардейский

2×20

40

21

10,75

1,05

9,70

1,95

0,00

7,75

ПС 110/35/6 кВ №28 Ушатово

Суворовский р-н, пос. Центральный

1×7,5; 1×20

27,5

7,86

3,78

0,66

3,12

0,76

0,00

2,36

ПС 110/35/6 кВ №31 Ломинцево

Щекинский р-н, д. Косое

2×16

32

16,8

14,02

0,11

13,91

1,09

0,00

12,83

ПС 110/35/10 кВ №37 Грызлово

Веневский р-н,

пос. Грицовский

1×20; 1×25

45

13,13

6,86

0,37

6,48

3,19

0,00

3,29

ПС 110/35/10 кВ № 38 Венев

г. Венев

2×40

80

42

24,96

4,85

20,11

10,15

0,00

9,96

ПС 110/10/6 кВ №41 Перекоп

г. Тула

1×60; 1×63

123

63

20,21

2,87

17,33

16,01

0,24

1,08

ПС 110/35/10 кВ №44 Казановка

Кимовский р-н, пос. Казановка

2×10

20

10,5

6,01

0,46

5,55

1,43

0,00

4,12

ПС 110/35/10 кВ №46 Труново

Киреевский р-н, д. Стойлово

1×20; 1×25

45

21

6,99

1,72

5,27

4,30

1,30

-0,32

ПС 110/6 кВ №49 Криволучье

г. Тула

2×16

32

16,8

3,05

4,04

-1,00

11,50

0,84

-13,34

ПС 110/6 кВ №51 Оболенская

Киреевский р-н, пос. Шварц

2×16

32

16,8

14,32

0,21

14,11

8,81

0,00

5,30

ПС 110/35/6 кВ №52 Медвенка

Ленинский р-н,

д. Медвенка

2×16

32

16,8

1,97

4,24

-2,27

40,77

0,69

-43,73

ПС 110/35/10 кВ №56 Мордвес

Веневский р-н,

с. Дьяково

2×10

20

10,5

2,89

5,25

-2,35

13,01

0,00

-15,37

ПС 110/35/10 кВ №58 Клен

Арсеньевский р-н, д. Гремячка

1×10; 1х16

26

10,5

5,47

0,02

5,44

0,17

0,00

5,28

ПС 110/6 кВ №60 Ушаково

Узловский р-н,

д. Ушаково

1×20; 1×16

36

16,8

15,90

0,02

15,88

5,19

0,00

10,68

ПС 110/35/6 кВ №62 Ефремов

г. Ефремов

3×40

120

84

59,76

2,41

57,35

7,83

0,00

49,52

ПС 110/6 кВ №64 Кировская

г. Тула

2×40

80

42

22,04

0,00

22,04

4,04

0,40

17,60

ПС 110/35/6 кВ №68 Богородицк

г. Богородицк

2×25

50

26,25

12,39

0,80

11,59

1,97

0,87

8,74

ПС 110/35/6 кВ №75 Ясногорск

г. Ясногорск

2×63

126

66,15

29,77

18,61

11,17

75,14

1,04

-65,02

ПС 110/35/6 кВ №76 Сокольники

г. Новомосковск, мкр. Сокольники

1×20; 1×16

36

16,8

8,02

0,05

7,97

1,55

0,00

6,42

ПС 110/35/6 кВ №77 Болоховская

Киреевский р-н, г. Болохово

1×10; 1×25

35

10,5

1,96

1,13

0,83

3,37

0,00

-2,55

ПС 110/35/6 кВ №79 Узловая

г. Узловая

2×40

80

42

12,27

1,58

10,69

2,91

0,00

7,78

ПС 110/35/6 кВ №86 Малахово

Щёкинский р-н, д. Малахово

2×20

40

21

9,02

1,09

7,93

4,52

0,00

3,41

ПС 110/6 кВ №88 Ясенки

г. Щекино

2×25

50

26,25

9,44

0,19

9,25

3,14

0,00

6,11

ПС 110/35/6 кВ №89 Огаревка

Щекинский р-н, пос. Новоогаревский

1×25; 1×16

41

16,8

5,50

0,39

5,11

25,93

0,00

-20,82

ПС 110/10 кВ №102 Турдей

Воловский р-н,

д. Булычевка

2×10

20

10,5

5,09

0,12

4,97

1,28

0,00

3,69

ПС 110/35/10 кВ №137 Доробино

Тепло-Огаревский р-н, с. Доробино

2×16

32

16,8

5,62

0,07

5,55

2,40

0,00

3,15

ПС 110/10/6 кВ №145 Октябрьская

г. Тула

2х40

80

42

11,80

0,75

11,05

8,57

0,24

2,24

ПС 110/6 кВ №146 Гремячее

Новомосковский р-н, с. Гремячее

1×16; 1×10

26

10,5

5,17

0,46

4,71

0,52

0,00

4,19

ПС 110/10/6 кВ №149 Мясново

г. Тула

3×25

75

52,5

22,01

5,19

16,82

52,72

1,92

-37,82

ПС 110/35/10 кВ №163 Волово

Воловский р-н, пос. Волово

2×16

32

16,8

11,82

0,29

11,54

11,18

0,00

0,36

ПС 110/10 кВ №183 Пушкинская

г. Алексин

1×25; 1×16

41

13,12

0,75

0,21

0,54

1,61

0,00

-1,07

ПС 110/35/10 кВ №193 Чекалин

Суворовский р-н, г. Чекалин

1×7,5; 1×6,3

13,8

6,62

4,48

0,37

4,11

0,31

5,33

-1,53

ПС 110/10 кВ №199 Залесная

г. Новомосковск

2×25

50

26,25

11,22

0,07

11,15

1,19

0,00

9,95

ПС 110/35/10 кВ №200 Тургеневская

Чернский р-н,

пос. Чернь

2×16

32

16,8

7,44

1,16

6,28

2,44

0,00

3,84

ПС 110/10/6 кВ №202 Пролетарская

г. Тула

2×25

50

26,25

-1,18

0,00

-1,18

4,58

0,39

-6,15

ПС 110/6 кВ №213 Рождественская

Ленинский р-н, пос. Рождественский

2×16

32

16,8

10,75

1,36

9,40

20,98

0,00

-11,58

ПС 110/10/6 кВ №218 Южная

г. Тула

3×25

75

52,5

25,23

3,10

22,13

48,51

1,24

-27,62

ПС 110/10/6 кВ №219 Центральная

г. Тула

2×25

50

26,25

2,94

7,11

-4,17

4,70

0,00

-8,87

ПС 110/10 кВ №240 Красный Яр

Киреевский р-н, пос. Красный Яр

2×6,3

12,6

6,62

2,49

0,11

2,38

3,94

0,00

-1,56

ПС 110/10/6 кВ №243 Привокзальная

г. Тула

2×40

80

42

8,29

2,37

5,92

4,92

0,24

0,76

ПС 110/35/10 кВ №245 Смычка

г. Плавск

2×25

50

26,25

10,34

1,39

8,96

4,30

0,90

3,76

ПС 110/35/6 кВ №246 Безово

Суворовский р-н, д. Безово

1×10

10

10,5

9,16

0,01

9,15

0,09

0,00

9,07

ПС 110/6 кВ №254 Шатск

Ленинский р-н, пос. Шатск

2×10

20

10,5

9,24

0,00

9,24

5,31

0,00

3,93

ПС 110/10 кВ №278 Алешня

Ленинский р-н,

д. Медведки

2×16

32

16,8

11,87

2,71

9,16

15,31

0,00

-6,15

ПС 110/35/10 кВ №302 Рассвет

Ленинский р-н, пос. Рассвет

2×16

32

16,8

8,09

4,69

3,40

25,02

0,00

-21,61

ПС 110/35/10 кВ № 303 Авангард

Алексинский р-н, пос. Авангард

2×10

20

10,5

8,44

0,70

7,74

5,04

0,00

2,70

ПС 110/10 кВ №304 Глушанки

Ленинский р-н,

с. Глухие Поляны

1×16; 1×10

26

10,5

3,62

0,00

3,62

3,34

1,70

-1,42

ПС 110/6 кВ №310 Партизан

Узловский р-н, пос. Дубовка

2×16

32

16,8

8,72

0,71

8,01

14,29

0,00

-6,28

ПС 110/6 кВ №319 КПД

г. Донской,

пос. Шахты 13

2×10

20

10,5

3,76

1,82

1,94

3,90

0,00

-1,96

ПС 110/35/10 кВ №321 Заокская

Заокский р-н, пос. Заокский

2×16

32

16,8

-1,53

22,20

-23,73

70,20

0,00

-93,93

ПС 110/10 кВ №322 Яковлево

Заокский р-н, д. Верхнее Романово

2×10

20

10,5

6,01

6,59

-0,58

21,16

0,00

-21,74

ПС 110/10/6 кВ №326 Краинка

Суворовский р-н, с. Рождественно

1×16; 1×10

26

10,5

7,07

0,19

6,88

1,73

0,00

5,15

ПС 110/35/6 кВ №334 Селиваново

Щекинский р-н, с. Селиваново

2×16

32

16,8

11,72

2,99

8,73

2,91

0,88

4,94

ПС 110/10 кВ №338 Говоренки

Одоевский р-н,

с. Говоренки

1×6.3

6,3

6,62

5,83

0,08

5,74

0,05

0,00

5,69

ПС 110/10 кВ №339 Кальна

Чернский р-н,

д. Русино

1×6,3; 1×5,6

11,9

5,88

4,28

0,03

4,24

0,34

0,00

3,90

ПС 110/6 кВ №344 Средняя

Алексинский р-н, ст. Средняя

1×16; 1×10

26

10,5

-0,92

0,50

-1,42

3,37

0,00

-4,79

ПС 110/35/6 кВ №351 Самарская

Куркинский р-н,

пос. Куркино

2×16

32

16,8

11,39

0,28

11,11

4,46

0,00

6,65

ПС 110/35/10 кВ №358 Арматурная

Богородицкий р-н, пос. Товарково

2×25

50

26,25

15,72

3,79

11,93

1,06

0,00

10,87

ПС 110/6 кВ №363 Временная

Киреевский р-н, д. Присады

1×6,3

6,3

6,62

5,10

0,68

4,42

1,27

0,00

3,15

ПС 110/10 кВ №367 Технологическая

г. Богородицк

2×16

32

16,8

15,63

0,00

15,63

4,29

0,00

11,34

ПС 110/10/6 кВ №370 Тулица

г. Тула

2×25

50

26,25

12,93

1,56

11,37

2,97

0,34

8,06

ПС 110/10/6 кВ № 371 Никулинская

Алексинский р-н, вблизи пос. Новогуровский

2×25

50

26,25

19,00

1,08

17,93

3,23

0,00

14,69

ПС 110/6 кВ №378 Гагаринская

Щекинский р-н, д. Ясенки

1×25; 1×16

41

13,13

5,55

0,00

5,55

0,01

0,00

5,54

ПС 110/6 кВ №384 Советская

Щекинский р-н, г. Советск

1×16; 1×10

26

10,5

6,90

0,18

6,72

0,50

0,00

6,22

ПС 110/35/6 кВ №385 Обидимо

Ленинский р-н, пос. Ленинский

1×16; 1×7,5

23,5

7,88

0,41

1,14

-0,73

9,33

0,00

-10,07

ПС 110/35/6 кВ №386 Мелиоративная

Ленинский р-н, пос. Ленинский

1×10

10

10,5

3,02

0,60

2,42

3,16

0,00

-0,73

ПС 110/35/6 кВ №390 Лужное

Дубенский р-н, пос. Воскресенский

1×16

16

16,8

13,34

5,36

7,98

5,57

0,00

2,41

ПС 110/6 кВ №404 Ратово

Ленинский р-н,

д. Ратово

2×10

20

10,5

8,89

0,07

8,82

7,54

0,00

1,28

ПС 110/10 кВ №406 Крушма

Алексинский р-н, вблизи д. Слободка

1×6.3

6,3

6,62

6,24

0,00

6,24

0,00

0,00

6,24

ПС 110/10 кВ №407 Глебово

Калужская обл., Ферзиковский

р-н, д. Глебово

1×6.3

6,3

6,62

5,76

0,00

5,76

0,00

0,00

5,76

ПС 110/10 кВ №408 Епифань

Узловский р-н, д. Мельгуново

1×10; 1×6,3

16,3

6,62

4,77

0,08

4,69

0,03

0,00

4,66

ПС 110/35/10 №409 Черемушки

Ефремовский

р-н, с. Шилово

1×10

10

10,5

7,88

0,66

7,21

2,03

0,00

5,19

ПС 110/10 кВ №410 Давыдово

Белевский р-н,

д. Давыдово

1×6.3

6,3

6,62

5,88

0,01

5,87

0,57

0,00

5,29

ПС 110/35/10 кВ №415 Савино

Новомосковский р-н, д. Савино

2×10

20

10,5

8,95

0,31

8,64

1,15

0,00

7,49

ПС 110/35/10 кВ №421 Каменка

Каменский р-н,

с. Архангельское

1×16; 1×10

26

8,4

1,39

0,43

0,96

0,36

0,00

0,60

ПС 110/35/10 кВ №423 Даргомыжская

Арсеньевский

р-н, пос. Арсеньево

1×16

16

16,8

14,74

0,15

14,58

0,22

0,00

14,36

ПС 110/6 кВ №427 Айдарово

Алексинский р-н, д. Айдарово

1×25

25

13,13

11,82

1,03

10,79

2,19

0,00

8,60

ПС 110/10 кВ №430 Точмаш

Суворовский р-н, пос. Центральный

2×16

32

16,8

16,12

0,05

16,06

0,13

0,00

15,93

ПС 110/10/10 кВ №433 Стечкин

Ленинский р-н,

с. Осиновая гора

2×40

80

42

37,37

5,21

32,16

49,87

7,50

-25,21

_____________________________________

Приложение № 5

к Схеме и Программе развития

электроэнергетики Тульской области

на 2017-2021 годы

Вводы электросетевых объектов напряжением 220 кВ и ниже энергосистемы Тульской области на 2016-2021 годы.
Сводные данные по развитию электрических сетей.                                                                               

№ п/п

ПЕРЕЧЕНЬ ОБЪЕКТОВ

ВЛ, км; ПС, МВА

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

2021 г.

2016-2021 гг.

км

МВА

км

МВА

км

МВА

км

МВА

км

МВА

км

МВА

км

МВА

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

Перечень электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу в соответствии с базовым прогнозом потребления электроэнергии и мощности

220 кВ

0

0

6

200

0

0

0

0

0

0

0

0

6

200

1

Сооружение ПС 220 кВ Сталь и ЛЭП 220 кВ Металлургическая – Сталь 1,2 (2х3 км)

1х40, 2х80 МВА, 2х3 км

6

200

6

200

2

Техническое перевооружение ПС 220 кВ Металлургическая. Сооружение двух новых ячеек в ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ Металлургическая

2 ячейки 220 кВ

2 ячейки 220 кВ

110 кВ

33,3

290,0

27,4

0,0

0,0

0,0

12,4

0,0

9,5

25,0

48,0

0,0

130,6

347,0

3

Строительство ПС 110 кВ Индустриальная и cооружение ВЛ 110 кВ Северная – Индустриальная 1,2

2х125 МВА                                                                   2х7,6 км

15,2

250

15,2

250

4

Реконструкция ВЛ 110 кВ Обидимо – Октябрьская с отпайкой на ПС Привокзальная

3,0 км

3

3

0

5

Реконструкция ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС – Первомайская ТЭЦ №1 и №2

14,1 км

14,1

14,1

0

6

Реконструкция ВЛ 110 кВ Пятницкая-Ясногорск

0,8 км

0,8

0,8

0

7

Реконструкция ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС – Плавск с отпайкой на ПС Смычка ВЛ 110 кВ Плавск – Лазарево с отпайкой на ПС Смычка ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС – Лазарево

31,4 км

18,1

13,33

31,4

0

8

Реконструкция ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС – Плавск с отпайкой на ПС Смычка ВЛ 110 кВ Плавск – Лазарево с отпайкой на ПС Смычка ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС – Лазарево (2-я очередь)

12 км

12

12

0

9

Реконструкция ВЛ 110 кВ Звезда – Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Звезда – Волово с отпайкой на ПС Турдей (ЕЭС)

28,7 км

8,7

20

28,7

0

10

Реконструкция ВЛ 110 кВ Звезда – Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Звезда – Волово с отпайкой на ПС Турдей (НЭС)

9,4 км, 16,6 км, 3,4 км (2022 г.)

9,4

16

25,4

0

11

Реконструкция ВЛ 110 кВ Труново – Советская

3,06 км (2022 г.)

12

Реконструкция ПС 110 кВ Ушатово с заменой силовых трансформаторов ТДТН-20000/110, ТМТГ-7500/110 на ТДТН-16000/110, реконструкция ОРУ 35 кВ, строительство маслоотводов, маслоприемников, маслосборника

32 МВА (2022 г.)

13

Реконструкция ПС 110 кВ Партизан с заменой силовых трансформаторов Т-1, Т-2 16000 кВА на трансформаторы 16000 кВА – 2 шт., ТН 110 кВ – 6 шт., выключателя МКП 110 кВ – 1 шт.;  ОД-КЗ 110 кВ Т-1,2 – 2 шт.; разъединителей 110 кВ – 12 шт.; МВ-6 кВ – 3 шт. и монтажом КРУН 6кВ с дополнительными ячейками

32 МВА (2022 г.)

32

14

Реконструкция ПС 110 кВ Центральная с заменой силового трансформатора №1 25000 кВА на трансформатор 40000 кВА с заменой отделителей и короткозамыкателей 110 кВ на элегазовые выключатели 110 кВ

40 МВА

40

0

40

15

Реконструкция ПС 110 кВ Рудаково с установкой силового трансформатора Т-3 110/10/6 мощностью 25000 кВА, монтажом КРУН 10 кВ и реконструкцией РУ 110 кВ

25 МВА

25

0

25

35 кВ

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

6-10 кВ

51,3

51,6

116,9

44,8

128,9

40,3

155,3

42,8

115,5

43,8

142,5

44,0

710,2

267,2

16

Ф-л "Тулэнерго": Реконструкция ВЛЭП 1-20 кВ

461,4 км, 0,86 МВА

5,4

0,9

58,1

98,9

119,4

70,8

108,8

461,4

0,9

17

Реконструкция, строительство сетей 6-10 кВ ОАО "ТГЭС"

146,2 км 241,3 МВА

22,2

38,8

21,4

38,0

23,5

39,3

24,8

40,7

26,3

41,5

28,0

43,0

146,2

241,3

18

Реконструкция, строительство сетей 6-10 кВ ЗАО "АЭСК"

17,7 км,  11,1 МВА

0,0

1,6

3,1

5,5

2,5

0,3

1,3

1,5

9,2

1,7

1,6

0,4

17,7

11,0

19

Реконструкция, строительство сетей 6-10 кВ ОАО "ЩГЭС"

23,4 км 4,6 МВА

1,2

0,8

6,2

1,3

4,0

0,6

4,0

0,6

4,0

0,6

4,0

0,6

23,4

4,6

20

Реконструкция, строительство сетей 6-10 кВ ООО "ПромЭнергоСбыт"

61,6 км  4,9 МВА

22,6

4,9

28,0

0,0

0,0

0,0

5,8

0,0

5,2

0,0

0,0

0,0

61,6

4,9

21

Реконструкция, строительство сетей 6-10 кВ ООО "Трансэлектро"

4,6 МВА

0,0

4,6

0,0

4,6

22

0,4 кВ

526,5

44,4

599,0

31,2

626,6

36,9

562,1

31,1

503,4

29,4

588,0

18,9

3253,5

191,8

23

Ф-л "Тулэнерго": Реконструкция ВЛЭП 0,4 кВ

661 км

40,2

76,5

173,5

120,5

102,3

148,1

661,0

0,0

24

Ф-л "Тулэнерго": Мероприятия по присоединению льготных групп потребителей для заявителей от 15 до 100 кВт

93,6 км

21,1

17,2

11,6

10,5

16,7

16,6

93,6

0,0

25

Ф-л "Тулэнерго": Мероприятия по присоединению льготных групп потребителей для заявителей от 15 до 100 кВт (замена оборудования)

4,4 МВА

0,0

1,0

0,0

0,0

0,0

1,0

0,0

1,0

0,0

0,7

0,0

0,7

0,0

4,4

26

Ф-л "Тулэнерго": Мероприятия по присоединению льготных групп потребителей для заявителей до 15 кВт

2347,0 МВА

406,4

454,9

382,5

381,7

338,4

383,0

2347,0

0,0

27

Ф-л "Тулэнерго": Мероприятия по присоединению льготных групп потребителей для заявителей до 15 кВт (замена оборудования)

118,2 МВА

32,8

19,6

17,0

17,0

14,9

17,1

0,0

118,2

28

Ф-л "Тулэнерго": Строительство ВЛ 0,4 кВ

21,2 км

2,3

33,1

42,8

34,7

30,1

30,1

21,2

0,0

29

Реконструкция, строительство сетей 0,4 кВ АО "ТГЭС"

55 МВА

10,6

10,6

10,8

11,3

11,7

0,0

55,0

30

Реконструкция, строительство сетей 0,4 кВ АО "АЭСК"

11 км

8,8

1,0

0,2

0,2

0,6

0,3

11,0

0,0

31

Реконструкция, строительство сетей 0,4 кВ ОАО "ЩГЭС"

52,9 км

10,4

8,5

8,5

8,5

8,5

8,5

52,9

0,0

32

Реконструкция, строительство сетей 0,4 кВ ООО "ПромЭнергоСбыт"

58,6 км 14,2 МВА

29,1

7,8

1,0

7,5

8,1

6,0

1,9

6,8

2,1

1,4

1,1

58,6

14,2

33

Реконструкция, строительство сетей 0,4 кВ ООО "Трансэлектро"

8,1 км

8,1

8,1

0,0

Всего по 220 кВ

0,0

0,0

6,0

200,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

6,0

200,0

Всего по 110 кВ

33,3

290,0

27,4

0,0

0,0

0,0

12,4

0,0

9,5

25,0

48,0

0,0

130,6

347,0

Всего по 35 кВ

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Всего по 10-6 кВ

51,3

51,6

116,9

44,8

128,9

40,3

155,3

42,8

115,5

43,8

142,5

44,0

710,2

267,2

Всего по 0,4 кВ

526,5

44,4

599,0

31,2

626,6

36,9

562,1

31,1

503,4

29,4

588,0

18,9

3253,5

191,8

Итого

611,1

386,0

749,3

276,0

755,5

77,1

729,8

73,9

628,4

98,2

778,4

62,9

4100,3

1006,1

Перечень электросетевых объектов, связанные с выводом из эксплуатации электрооборудования
филиала «Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина» АО «Интер РАО - Электрогенерация»

34

Сооружение РУ 110 кВ по аналогичной схеме существующего ОРУ 110 кВ Черепетской ГРЭС с подключением ЛЭП, отходящих от ОРУ Черепетской ГРЭС

6 выключателей 110 кВ

0,0

0,0

Всего по 220 кВ

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Всего по 110 кВ

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Перечень электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу в соответствии с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности

35

Сооружение ПС 110 кВ Ямны

2х63 МВА

126

0,0

126,0

36

Сооружение ЛЭП 110 кВ Новая Тула – Ямны 1,2

2х5 км
АС-150

10

10,0

0,0

37

Сооружение ПС 110 кВ Заокский рекреационный парк 2х25 МВА

2х25 МВА

50

0,0

50,0

38

Сооружение отпаек от ВЛ 110 кВ Космос-Заокская и ВЛ 110 кВ Протон-Заокская

2 x 1 км
АС-120

2

2,0

0,0

39

Сооружение ПС 220 кВ Веневская

2х63 МВА

126

0,0

126,0

40

Сооружение заходов ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС – Новомосковская ГРЭС на ПС 220 кВ Веневская

2х5 км
АС-400/51

10

10,0

0,0

41

Сооружение ПС 220 кВ Алексинская

2х125 МВА

250

0,0

250,0

42

Сооружение ВЛ 220 кВ Алексинская ТЭЦ – Алексинская

31 км
АС-400/51

31

31,0

0,0

43

Сооружение ВЛ 220 кВ Ленинская – Алексинская

26 км
АС-400/51

26

26,0

0,0

44

Сооружение ПС 110 кВ Лобановская

2х40 МВА

80

0,0

80,0

45

Сооружение ЛЭП 110 кВ Ефремов – Лобановская 1, 2

2х21 км
АС-150

42

42,0

0,0

46

Сооружение ПС 110 кВ Ревякинский металлопрокат

110/6 кВ 2х25 МВА + 110/35 кВ 80 МВА

130

0,0

130,0

47

Сооружение ЛЭП 110 кВ Ленинская - Ревякинский металлопрокат 1,2

2 x 19 км
АС-150

38

38,0

0,0

48

Сооружение ПС 220 кВ Тепличный комплекс

2х200 МВА

400

0,0

400,0

49

Сооружение заходов от ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС - Тула 1,2 на ПС 220 кВ Тепличный комплекс

2х2 км
2х2 км
АС-400/51

8

8,0

0,0

50

Сооружение ПС 110 кВ КБП

2х32 МВА

64

64,0

51

Сооружение отпаек от ВЛ 110 кВ Щегловская – Глушанки и ВЛ 110 кВ Кировская – Металлургическая с отпайкой на ПС Криволучье

2 x 4 км
АС-150

8

8,0

0,0

52

Сооружение ПС 220 кВ Сталь и ЛЭП 220 кВ Металлургическая – Сталь 1,2 (2х3 км)

1х40, 2х80 МВА, 2х3 км

6

200

6,0

200,0

53

Техническое перевооружение ПС 220 кВ Металлургическая. Сооружение двух новых ячеек в ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ Металлургическая

2 ячейки 220 кВ

2 ячейки 220 кВ

54

Сооружение ВЛ 110 кВ Северная – Индустриальная 1,2

7,2 км

7,2

55

Реконструкция ПС 220 кВ Северная с установкой третьего АТ 220/110/10 кВ мощностью 200 МВА. Расширение РУ 110 кВ ПС 220 кВ Северная с сооружением новых ячеек

АТ-3 200 МВА; 4 ячейки - 110 кВ; 2 ячейки - 220 кВ

200

0,0

200,0

56

Сооружение ПС 110 кВ Индустриальная

2х125 МВА

250

57

Сооружение ПС 110 кВ Индустриальный парк Узловая

2х80 МВА

160

58

Сооружение ЛЭП 110 кВ Химическая – Индустриальный парк Узловая 1,2

2х12 км

24

59

Сооружение ПС 110 кВ Горелки с установкой двух трансформаторов по 25 МВА

2х25 МВА

50

0,0

50,0

60

Сооружение заходов на ПС 110 кВ Горелки от ВЛ 110 кВ Кировская-Октябрьская

2х2 км
АС-120

4

4,0

0,0

61

Реконструкция ПС 110 кВ Партизан с заменой силовых трансформаторов Т-1, Т-2 16000 кВА на трансформаторы 25000 кВА – 2 шт., ТН 110 кВ – 6 шт., выключателя МКП 110 кВ – 1 шт.; ОД-КЗ 110 кВ Т-1,2 – 2 шт.; разъединителей 110 кВ – 12 шт.; МВ-6 кВ – 3 шт. и монтажом КРУН 6кВ с дополнительными ячейками

50 МВА (2022 г.)

0,0

50,0

62

Реконструкция ПС 35 кВ Ненашево с переводом питания на 110 кВ

2х25 МВА

50

0,0

50,0

63

Реконструкция ВЛ 110 кВ Никулинская – Ясногорск (сечение провода должно быть уточнено при проектировании)

25,9 км

25,9

25,9

0,0

64

Строительство ВЛ 110 кВ Ненашево - Ясногорск, ВЛ 110 кВ Ненашево - Никулинская

2х10,5 км  АС-150

21

21,0

0,0

65

Сооружение ПС 220 кВ Ненашево с установкой двух АТ 220/110 кВ по 125 МВА с заходами ВЛ 220 кВ Приокская - Бугры

2х125 МВА, 2х1 км (АС-400)

2

250

2,0

250,0

66

Реконструкция ВЛ 35 кВ Хрипково-Ненашево, ВЛ 35 кВ Заокская-Хрипково с подвесом второй цепи и образованием ВЛ 110 кВ Ненашево-Заокская 1

32 кмАС-120

32

32,0

0,0

67

Строительство ЛЭП 110 кВ Ненашево – Заокская 2

32 км
АС-120

32

32,0

0,0

68

Реконструкция ПС 110 кВ Заокская с заменой силовых трансформаторов и реконструкцией ОРУ 110 кВ

2х25 МВА

50

0,0

50,0

69

Реконструкция ВЛ 110 кВ Протон – Заокская с отпайками для увеличения пропускной способности. Замена оборудования, ограничивающего пропускную способность ВЛ

23,03 км
АС-185

23,03

23,0

0,0

70

Реконструкция ОРУ 220 кВ Щекинской ГРЭС с заменой выключателей с трансформаторами тока ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1 и ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Северная №2 отпайкой на блок 2 на оборудование с номинальным током не менее 1000 А

3 выключателя 220 кВ 1000А

0

0

0,0

0,0

71

Сооружение ПС 220 кВ Новая Тула с установкой двух АТ 220/110 кВ с заходами ВЛ 220 кВ Тула-Ленинская, ВЛ 220 кВ Тула-Приокская

2 АТ 200 МВА 220/110 кВ, 2х1 км (АС-400); 2х1 км (АС-400)

4

400

4,0

400,0

72

Сооружение заходов ВЛ 110 кВ Тула – Мясново №1 с отпайками

2 x 1 км (АС-120)

2

2,0

0,0

73

Сооружение заходов ВЛ 110 кВ Тула – Мясново №2 с отпайкой на ПС 110 кВ Южная

2 x 1 км (АС-120)

2

2,0

0,0

74

Реконструкция ПС 220 кВ Новая Тула с переводом на напряжение 500 кВ. Сооружение заходов от ВЛ 500 кВ Смоленская АЭС – Михайловская

1х3х267 + 1х267 МВА, 2х10 км

20

1068

20,0

1068,0

Всего по 500 кВ

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

20,0

1068,0

0,0

0,0

0,0

0,0

20,0

1068,0

Всего по 220 кВ

0,0

0,0

77,0

1176,0

0,0

0,0

28,0

1468,0

2,0

250,0

0,0

0,0

107,0

2894,0

Всего по 110 кВ

7,2

250,0

64,0

270,0

64,0

340,0

46,9

50,0

91,0

100,0

0,0

0,0

241,9

650,0

Итого

7,2

250,0

141,0

1446,0

64,0

340,0

94,9

2586,0

93,0

350,0

0,0

0,0

368,9

4612,0

Приложение № 6

к Схеме и Программе развития

электроэнергетики Тульской области

на 2017-2021 годы

Схема развития электроэнергетики Тульской области на 2017-2021 годы

Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 110 кв и выше и электростанций Тульской области

в соответствии с базовым прогнозом потребления электрической энергии и мощности

(См. на бумажном носителе)

Приложение № 7

к Схеме и Программе развития

электроэнергетики Тульской области

на 2017-2021 годы

Схема развития электроэнергетики Тульской области на 2017-2021 годы

Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 110 кв и выше и электростанций Тульской области

в соответствии с региональным прогнозом потребления электрической энергии и мощности

(См. на бумажном носителе)

Приложение № 8

к Схеме и Программе развития

электроэнергетики Тульской области

на 2017-2021 годы

Схема развития электроэнергетики Тульской области на 2017-2021 годы

Нормальная схема электрических соединений 35 кВ и выше на 01.01.2016 и на период до 2021 года в соответствии

с базовым прогнозом потребления электрической энергии и мощности

(См. на бумажном носителе)

Приложение № 9

к Схеме и Программе развития

электроэнергетики Тульской области

на 2017-2021 годы

Схема развития электроэнергетики Тульской области на 2017-2021 годы

Нормальная схема электрических соединений 35 кВ и выше на 01.01.2016 и на период до 2021 года в соответствии

с региональным прогнозом потребления электрической энергии и мощности

(См. на бумажном носителе)