ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ТУЛЬСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2016-2020 ГОДЫ



1

(УТРАТИЛ СИЛУ:

Постановление правительства Тульской области от 28.04.2017 № 172)

ПРАВИТЕЛЬСТВО ТУЛЬСКОЙ ОБЛАСТИ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

от 29 апреля 2015 года № 207

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ТУЛЬСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2016-2020 ГОДЫ

В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики», на основании статьи 34 Устава (Основного Закона) Тульской области правительство Тульской области ПОСТАНОВЛЯЕТ:

1. Утвердить Схему и Программу развития электроэнергетики Тульской области на 2016-2020 годы (приложение).

2. Постановление вступает в силу с 1 января 2016 года.

Первый заместитель губернатора Тульской области – председатель правительства Тульской области

Ю.М. Андрианов

1

Приложение

к постановлению правительства

Тульской области

от 29.04.2015 № 207

Схема и Программа развития электроэнергетики Тульской области на 2016–2020 годы

1

Содержание

Введение              4

1.              Общая характеристика Тульской области              5

2.              Анализ существующего состояния электроэнергетики Тульской области…              ..11

2.1.              Характеристика энергосистемы Тульской области              11

2.1.1.              Филиал «Черепетская  ГРЭС имени Д.Г. Жимерина»  ОАО «Интер РАО - Электрогенерация»              12

2.1.2.              Филиал ОАО «Квадра» - «Центральная генерация»              12

2.1.3.              ООО «Щекинская ГРЭС»              13

2.1.4.              Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» – Приокское предприятие магистральных электрических сетей              13

2.1.5.              Филиал «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья»              14

2.1.6.              Территориальные сетевые организации Тульской области              17

2.1.7.              Плановые значения показателя надежности оказываемых услуг по передаче электрической энергии в отношении территориальных сетевых организаций Тульской области              18

2.1.8.              Энергосбытовые организации Тульской области              18

2.2.              Динамика изменения уровней электропотребления и максимума/минимума зимних и летних нагрузок энергосистемы Тульской области за 2010−2014 годы              18

2.2.1.              Структура электропотребления за 2010−2014 годы              20

2.2.2.              Перечень основных крупных потребителей электроэнергии и мощности              21

2.3.              Анализ балансов мощности и электроэнергии энергосистемы Тульской области за 2010−2014 годы              23

2.3.1.              Структура выработки электроэнергии по видам собственности и видам генерирующего оборудования за 2014 год              27

2.4.              Основные характеристики электросетевого хозяйства Тульской области              29

2.5.              Анализ произведенных в 2014 году вводов, реконструкций электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше на территории Тульской области              31

2.6.              Основные внешние электрические связи энергосистемы Тульской области              32

2.6.1.              Анализ отчетного потокораспределения электрических сетей напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области на зимний/летний максимум нагрузок за 2014 год              33

2.7.               Анализ основных проблем функционирования энергосистемы Тульской области              37

2.8.              Анализ загрузки питающих центров напряжением 110-220 кВ              38

2.9.              Анализ уровней напряжения и состояние степени компенсации реактивной мощности в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше Тульской области              44

2.10.              Оценка существующих уровней токов короткого замыкания на шинах 110 кВ и выше объектов энергосистемы Тульской области              45

2.11.              Анализ развития генерирующих мощностей и режимов работы электростанций энергосистемы Тульской области за 2010−2014 годы              45

2.12.              Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения в Тульской области за 2010−2014 годы              53

2.13.              Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за 2010−2014 годы              54

2.14.              Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных генерирующих компаний на территории Тульской области в 2014 году              55

2.15.              Единый топливно-энергетический баланс Тульской области за 2009-2013 годы              57

3.              Основные направления развития электроэнергетики Тульской области на 2016−2020 годы              60

3.1.              Исходные данные и принятые допущения              60

3.2.              Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность по Тульской области на 2016−2020 годы              66

3.3.              Перспективные балансы производства и потребления электрической энергии и мощности энергосистемы Тульской области на 2016–2020 годы              76

3.4.              Расчеты электрических режимов сети напряжением 110 кВ и выше Тульской области на 2016-2020 годы              77

3.5.              Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ и выше на территории Тульской области на период до 2020 года              87

3.5.1.              Анализ развития электрических сетей напряжением 110 кВ и выше на территории Тульской области на период до 2020 года в соответствии с базовым прогнозом потребления электроэнергии и мощности              87

3.5.2.              Анализ развития электрических сетей напряжением 110 кВ и выше на период до 2020 года в соответствии с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности              98

3.6.              Перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию энергосистемы Тульской области              105

3.7.              Сводные данные по развитию электрических сетей напряжением 220 кВ и ниже на период до 2020 года              117

3.8.              Расчеты токов короткого замыкания в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше Тульской области на период до 2020 года              117

3.9.              Анализ баланса реактивной мощности в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше Тульской области на период до 2020 года              118

3.10.              Развитие источников генерации Тульской области на 2015–2020 годы………..              119

3.10.1.              Оценка балансовой ситуации и наличия «узких мест», связанных с возможным остановом генерирующего оборудования с длительным сроком эксплуатации              120

3.10.2.              Предложения по вводу новых генерирующих мощностей              124

3.10.3.              Предложения по переводу на парогазовый цикл с увеличением мощности действующих КЭС и ТЭЦ и производства на них электроэнергии и тепла с высокой эффективностью топливоиспользования              124

3.11.              Прогноз потребления тепловой энергии на 2016−2020 годы с выделением крупных потребителей              125

3.12.              Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе на период до 2020 года              127

3.13.              Определение территорий перспективного развития когенерации на базе новых ПГУ-ТЭЦ в Тульской области              128

4.              Схема развития электроэнергетики Тульской области              132

5.              Список сокращений, используемых в тексте              132

Приложения к Схеме и Программе развития электроэнергетики Тульской области на 2016−2020  годы:

Приложение № 1. Перечень существующих, планируемых к строительству и выводу из эксплуатации электрических станций, установленная мощность которых превышает 5 МВт, на период до 2020 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 ОАО «ФСК ЕЭС» - Приокское ПМЭС).

Приложение № 4. Основные характеристики электрических подстанций напряжением 35-110 кВ энергосистемы Тульской области (по филиалу «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья»).

Приложение № 5. Вводы электросетевых объектов напряжением 220 кВ и ниже энергосистемы Тульской области на 2016−2020 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 01.01.2015 и на период до 2020 года в соответствии с базовым прогнозом потребления электрической энергии и мощности.

Приложение № 9. Нормальная схема электрических соединений 35 кВ и выше на 01.01.2015 и на период до 2020 года в соответствии с региональным прогнозом потребления электрической энергии и мощности.

Введение

Схема и Программа развития электроэнергетики Тульской области на 2016−2020 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 № 01-2015/892-03-10-15 от 12.01.2015 на выполнение научно-исследовательской работы по теме «Схема и программа развития электроэнергетики Тульской области на 2016−2020 годы», заключенного между правительством Тульской области и ОАО «НТЦ ЕЭС».

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.

Маршрутная сеть общественного транспорта области включает в себя 84 городских, 320 пригородных и межмуниципальных маршрутов с общим количеством автомобильного и городского наземного электрического транспорта более 4 тыс. единиц.

Протяженность автомобильных дорог составляет 13412,9 км, в том числе регионального и межмуниципального значения – 4554,8 км, местного значения – 8126,5 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.

За 2014 год всего по Тульской области автобусами перевозчиков  перевезено более 75 млн. пассажиров, пассажирооборот составил 997,8 млн. пассажиро-километров.

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 01.01.2015, тыс. человек

Всего

в том числе

городское

сельское

1513,6

1131,0

382,6

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 2015 года.

Таблица 1.2. Наиболее крупные населенные пункты Тульской области

Наименование

Численность населения,

тыс. человек

Наименование

Численность населения,

тыс. человек

г. Тула

552,4

г. Кимовск

26,6

г. Новомосковск

127,2

г. Киреевск

24,9

г. Донской

64,4

г. Суворов

17,8

г. Алексин

58,7

г. Ясногорск

15,9

г. Щекино

58,3

г. Плавск

16,0

г. Узловая

52,8

г. Венев

14,2

г. Ефремов

36,8

г. Белев

13,4

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  2014 году по Тульской области сложился на уровне 105,4 % (в целом по Российской Федерации – 101,7 %, в Центральном федеральном округе – 101,3 %).

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 расположено 25 действующих предприятий оборонной промышленности, на которых занято 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 2014 году объём гособоронзаказа сохранился на уровне не ниже 2013 года.

В целом успешное развитие индустрии региона  в 2010−2014 годах 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 2014 года в сфере гражданского машиностроения – ввод в эксплуатацию  крупного машиностроительного  предприятия – Суходольского завода специального тяжелого машиностроения в Алексинском районе. Комплекс современного высокоэффективного оборудования позволяет полностью обеспечивать штампосварной заготовкой производство запорной арматуры в ЗАО «Тяжпромарматура», а также выпускать широкую гамму поковок и штамповок для других отраслей: нефтехимии, энергетики, транспорта.

В химической промышленности региона в 2014 году индекс производства составил 102,1 % по сравнению с 2013 годом. Положительная  динамика обусловлена ростом производства аммиака (на 3,7 %), метанола (на 10,2 %), минеральных удобрений (на 1,4 %), каучука синтетического (на 12,9 %), аминоформальдегидных смол (на 27,9 %), пластмасс (на 17,6 %). При этом отмечается снижение выпуска соды каустической  (на 3,7 %), серной кислоты (на 0,9 %) по причине ухудшения конъюнктуры рынка.

В металлургической промышленности, второй отрасли по объему промышленного выпуска, индекс производства за 2014 год составил 118,9 % по отношению к 2013 году. Положительная динамика металлургического производства обусловлена увеличением выпуска чугуна на 6,3 %, феррованадия – на 6,4 %, сортового проката черных металлов – на 27,8 %. Крупнейшим экспортером региона является ОАО «Тулачермет».

В последние годы в структуре регионального промышленного выпуска увеличивается доля целлюлозно-бумажного производства. В 2014 году производство детских подгузников возросло на 8,7 % 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 15,3 % за счет ввода в эксплуатацию второй бумагоделательной машины, новых конвертинговых линий и международного логистического центра ООО «ЭсСиЭй Хайджин Продактс Раша» в г. Советске Щекинского района.

В строительный комплекс области входят 2463 организаций, в том числе 1912 строительных организаций, 116 предприятий по добыче полезных ископаемых, кроме топливо-энергетических, 307 предприятий промышленности строительных материалов и стройиндустрии, 128 проектно-изыскательских организаций.

Среднесписочная численность работников, занятых в строительном комплексе, составляет более 30 тыс. человек.

Объем работ и услуг, выполненных по виду деятельности «Строительство», в 2014 году составил 26,68 млрд. руб., что составляет 100,2 % к 2013 году.

В целях комплексного решения проблем развития жилищного строительства, обеспечивающего доступность жилья широким слоям населения Тульской области, постановлением правительства Тульской области от 19.11.2013 № 660 утверждена подпрограмма «Развитие жилищного строительства в Тульской области на 2014-2020 годы» в рамках государственной программы Тульской области «Обеспечение качественным жильем и услугами ЖКХ населения Тульской области».

Наиболее крупные проекты комплексного освоения территорий в целях жилищного строительства, в том числе строительства жилья экономического класса: в районе «Красных ворот» г. Тулы с предполагаемым вводом – 840 тыс. кв. метров; микрорайон «Новая Тула» в д. Нижняя Китаевка  Ленинского района – 800 тыс. кв. метров; северная часть Зареченского района г. Тулы – 723 тыс. кв. метров; I-й Юго-Восточный микрорайон г. Тулы – 235 тыс. кв. метров; микрорайон «Зеленстрой-2» г. Тулы – 200 тыс. кв. метров; микрорайон по ул. Коммунистической г. Кимовска – 65 тыс. кв. метров; пос. Скуратово г. Тулы – 67 тыс. кв. метров.

В 2014 году в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 05.05.2014 № 404 «О некоторых вопросах реализации программы «Жилье для российской семьи» в рамках государственной программы Российской Федерации «Обеспечение доступным и комфортным жильем и коммунальными услугами граждан Российской Федерации», начата реализация программы «Жилье для российской семьи». Постановлением правительства Тульской области от 08.07.2014 № 320 утвержден перечень категорий граждан, имеющих право на приобретение жилья экономического класса, и порядок формирования списков таких граждан в рамках реализации программы «Жилье для российской семьи».

Для реализации программы в августе 2014 года осуществлен отбор двух проектов комплексного освоения и развития  территорий с общей площадью предполагаемого ввода жилья экономического класса в рамках программы в размере – 530 тыс. кв. метров, в том числе проект «Новая Тула» – 480 тыс. кв. метров и проект «Красные ворота» – 50 тыс. кв. метров. Ввод указанного жилья предполагается осуществить в 2017 году. Первые два дома на площадке «Новая Тула» будут введены в 2015 году.

В 2014 году на территории Тульской области осуществлен ввод жилья в объеме 580,0 тыс. кв. метров, что на 15,3 % больше, чем в прошлом году; доля ввода жилья по стандартам экономического класса – 53,9 % (312,9 тыс. кв. метров), доля ввода малоэтажного жилья – 63,7 % (369,5 тыс. кв. метров).

За 2014 год объем отгруженной продукции предприятиями промышленности строительных материалов и стройиндустрии области составил 24,6 млрд. руб., что на 20,1 % больше, чем в 2013 году.

В области проводятся мероприятия по модернизации и совершенствованию технологического производства заводов стройиндустрии, созданию производств малоэтажного домостроения, обеспечению местного рынка высококачественными строительными материалами, изделиями и конструкциями, способными конкурировать с продукцией соседних областей с учетом требований к энергоэффективности и ресурсосбережению.

В 2014 году увеличены мощности крупнопанельного домостроения, в том числе ОАО «Тульский домостроительный комбинат» за счет создания новых технологических линий по немецким технологиям увеличил мощность производства  более чем в 1,5 раза.

В 2014 году цементным заводом в посёлке Новогуровский Алексинского района произведено 1,64 млн. тонн цемента, что составляет 82 % от проектной мощности завода, введенного в эксплуатацию в конце 2012 года с применением современных энергосберегающих технологий.

В области в рамках развития строительного комплекса работают крупные инвесторы: «Кнауф», «Хесс», «ХайдельбергЦемент», «Хольцим» и другие компании.

Малый и средний бизнес представляет собой важный сегмент региональной экономики. Его потенциал позволяет получить быструю отдачу при относительно небольших финансовых вложениях.

По состоянию на 1 октября 2014 года в Тульской области насчитывалось 2281 малых предприятия. Оборот малых предприятий составил 83375,4 млн. рублей, увеличившись по сравнению с соответствующим периодом 2013 года на 4,1 %.

В настоящее время на территории Тульской области реализуется государственная программа «Развития малого и среднего предпринимательства в Тульской области», утвержденная постановлением правительства Тульской области от 30.10.2013 № 602.

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 ОАО «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»

В 2013 году началось строительство индустриального парка «Узловая». Территория индустриального парка составляет более 2,5 тысяч га и принадлежит на праве собственности ОАО «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, к 2017 году планируется выпускать 80 тысяч автомобилей.

В мае 2014 года на территории индустриального парка введена в эксплуатацию подстанция мощностью 1 МВт. В настоящее время ОАО «Корпорации развития Тульской области» реализует проект строительства 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 ОАО «ФСК ЕЭС», заключенному в мае 2013 года. Планируемый срок завершения строительства – декабрь 2015 года.

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, выполняются подготовительные работы по водоснабжению и водоотведению.

В 2014 году филиалом «Тулэнерго» ОАО «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 Тульской энергосистемы 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» ОАО «Интер РАО – Электрогенерация»;

2) филиал ОАО «Квадра» - «Центральная генерация»;

3) ООО «Щекинская ГРЭС»;

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

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

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

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

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

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

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

Кроме этого, деятельность в сфере оказания услуг по передаче электрической энергии осуществляют 63 организации – владельца объектов электросетевого хозяйства.

На территории Тульской области располагаются электростанции промышленных предприятий:

1) ТЭЦ−ПВС ОАО «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» ОАО «Интер РАО - Электрогенерация»

Филиал «Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина» ОАО «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 семью энергоблоками общей установленной мощностью 1510 МВт. Основное оборудование Черепетской ГРЭС включает три группы: I очередь – оборудование 160 кгс/см2, II очередь – оборудование 240 кгс/см2, III очередь – оборудование 130 кгс/см2.

На I очереди электростанции установлены 3 дубль-блока мощностью по 140 МВт в составе турбоагрегатов К-140-160 и котлов ТП-240 номинальной паропроизводительностью 240 т/ч.

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 запланированы два энергоблока по 225 МВт, из которых один (ст. № 8) введен в эксплуатацию в 2014 году, второй (ст. № 9) планируется ввести в эксплуатацию в 2015 году.

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

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

С мая 2014 года в состав филиала ОАО «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 ОАО «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

2013

2014

НГРЭС

323,65/412,4

82,6

15,6

1934

271,0

181,0

АТЭЦ

62/150

74,7

74,2

1941

590,1

170,6

ЕТЭЦ

160/520

92,5

97,9

1933

546,7

144,8

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»

С мая 2014 года владельцем Щекинской ГРЭС (ЩГРЭС) является дочернее зависимое общество ОАО «Квадра» − ООО «Щекинская ГРЭС». Щекинская ГРЭС – это блочная конденсационная электростанция с двумя энергоблоками 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

2013

2014

ЩГРЭС

400/не нормируется

2,2

1,13

1950

410,9

174,8

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

Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» – Приокское предприятие магистральных электрических сетей (Приокское ПМЭС) – одно из восьми предприятий Магистральных электрических сетей Центра, входящих в состав ОАО «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 2886,5 МВА (на 01.01.2014 – 2881,5 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 Тульской энергосистемы с Московской, Калужской, Брянской, Орловской, Рязанской энергосистемами, а также обеспечивают выдачу мощности с Черепетской, Щекинской и Новомосковской ГРЭС, Алексинской и Ефремовской ТЭЦ.

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

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

Филиал «Тулэнерго» является основным поставщиком услуг по передаче электроэнергии и технологическому присоединению к электросетям ОАО «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
0,4-10 кВ.

Общая протяженность ЛЭП 0,4-110 кВ в одноцепном исполнении составляет 32 757,96 км (на 01.01.2014 - 32 596,73 км).

Источниками электроснабжения сетей филиала «Тулэнерго» служат электростанции: Щекинская ГРЭС, Новомосковская ГРЭС, Ефремовская ТЭЦ, Алексинская ТЭЦ, Черепетская ГРЭС, ТЭЦ-ПВС ОАО «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» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» в 2013−2014 годах представлена в таблице 2.3.

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

Классификация основных средств

2013

2014

МВА

км

шт.

МВА

км

шт.

Электрические подстанции, всего:

5579,06

7590

5618,28

7901

ПС 110 кВ

3469,10

90

3464,1

90

ПС 35 кВ

716,60

81

716,60

81

КТП

1393,36

7419

1440,58

7730

Линии электропередачи, всего:

32596,73

19691

32758,33

19889

Воздушные линии – всего:

31368,68

17244

31516,16

17454

ВЛ 110 кВ

2875,89

161

2894,56

161

ВЛ 35 кВ

2150,38

134

2150,38

134

ВЛ 6-10 кВ

13717,52

1125

13708,8

1125

ВЛ 0,4 кВ

12624,89

15824

12780,59

16034

Кабельные линии, всего:

1228,05

2447

1241,73

2435

КВЛ 110 кВ

18,1

0

18,1

КЛ 35 кВ

КЛ 6-10 кВ  

691,41

607

701,49

598

КЛ 0,4 кВ

518,54

1840

522,14

1837

На балансе филиала «Тулэнерго» находится мобильная модульная подстанция классом напряжения 110(6) кВ мощностью 25 МВА, а также 123 резервных источника снабжения электрической энергией суммарной мощностью 6538,5 кВт.

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

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

Показатель

Количество подстанций

ПС 110 кВ

Всего 90 ед.

ПС 35 кВ

Всего 81 ед.

Единица измерения

штук

%

штук

%

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.

Технический уровень сети 35 кВ является средним: 12 % ПС 35 кВ не имеют резервного питания по высокой стороне, 21 % однотрансформаторных ПС 35 кВ и у 12 % ПС 35 кВ первичная схема РУ выполнена на отделителях и короткозамыкателях.

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

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

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

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) ОАО «Тульские городские электрические сети» (ОАО «ТГЭС») - в границах муниципального образования город Тула;

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 Новомосковского района Тульской области;

3) ОАО «Щекинская городская электросеть» (ОАО «ЩГРЭС») - 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, участок ВЛ-110 кВ «Северная - Пластмасс-I с отпайками», «Северная - Пластмасс-II» от ПС 220 кВ Северная по Новомосковскому району;

5) ЗАО «Алексинская электросетевая компания» (ЗАО «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

ВЛ

110 кВ

ВЛ

6-10 кВ, км

ВЛ

0,4 кВ, км

КЛ

6-10 кВ, км

КЛ

0,4 кВ, км

ОАО «ТГЭС»

940

-

70,4

623,8

983,3

737,2

ООО «ПромЭнергоСбыт»

333

-

167,9

427,0

350,4

394,2

ОАО «ЩГЭС»

197

-

116

389

135

110

ООО «Трансэлектро»

162

42,7

102,8

333,0

167,8

159,8

ЗАО «АЭСК»

180

-

36,1

217,5

190,6

128,3

2.1.7. Плановые значения показателя надежности оказываемых услуг по передаче электрической энергии в отношении территориальных сетевых организаций 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 (ред. от 31.10.2013), от 14.05.2012 № 8/9.

В отношении филиала «Тулэнерго» ОАО «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.

2.1.8. Энергосбытовые организации Тульской области

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

ОАО «Тульская энергосбытовая компания»;

ООО «Новомосковская энергосбытовая компания»;

ООО «Алексинэнергосбыт»;

ОАО «Оборонэнергосбыт» − филиал «Центральный».

Кроме этого, в Тульской области действуют 15 энергосбытовых организаций, являющихся субъектами ОРЭМ.

2.2. Динамика изменения уровней электропотребления и максимума/минимума зимних и летних нагрузок энергосистемы Тульской области за 2010−2014 годы

В 2011 году имело место незначительное снижение электропотребления – на 0,7 % по отношению к 2010 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.

Динамика потребления электроэнергии по Тульской энергосистеме с 2010 года представлена в таблице 2.6.

Таблица 2.6. Динамика потребления электроэнергии по Тульской энергосистеме за 2010−2014 годы

Показатель

2010

2011

2012

2013

2014

Электропотребление,

млн. кВтч

10008

9936

9939

9882,6

9869

Среднегодовые темпы прироста, %

-

-0,7

0,03

-0,57

-0,14

За период 2010−2014 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 Тульской энергосистемы за 2010−2014 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

2010

1682

27.01.2010 10-00

-24,0

1104

03.01.2010 05-00

-11,5

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

Таблица 2.8. Динамика изменения максимума/минимума летних нагрузок Тульской энергосистемы за 2010−2014 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

2010

1159

29.07.2010 10-00

31,0

776

26.06.2010 05-00

25,5

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

2.2.1. Структура электропотребления за 2010−2014 годы

Данные по электропотреблению Тульской области с разделением по группам потребителей в 2010−2014 годах представлены в таблице 2.9.

Таблица 2.9. Структура электропотребления Тульской области в 2010−2014 годах

Группа потребителей

Потребление, млн. кВт.ч

2010

2011

2012

2013

2014

Промышленное производство

5652,5

5744,2

5794,7

5189,7

5141,7

Производственные сельскохозяйственные потребители и лесное хозяйство

157,0

131,6

136,6

187,6

128,5

Транспорт и связь

325,3

205,1

88,9

323,8

117,2

Строительство

64,7

70,0

67,5

57,0

60,1

Жилищно-коммунальное хозяйство

216,6

503,9

388,2

437,8

403,6

Население

1266,3

1280,3

1345,6

1377,8

1372,7

Бюджетные потребители

259,7

258,9

265,1

312,7

309,3

Прочие виды экономической деятельности

751,9

620,0

793,4

987,8

1264,6

Потери электрической энергии в распределительных сетях

1203,3

1024,1

952,5

893,2

938,4

Потери в сетях ЕНЭС

110,3

98,1

106,3

115,1

132,7

ИТОГО электропотребление

10007,7

9936,1

9938,7

9882,6

9868,6

Основную долю в структуре электропотребления в 2014 году занимают промышленные потребители − 5141,7 млн. кВт.ч или  52,1 % от общей величины электропотребления, потребители группы «Население» − 1372,7 млн. кВт.ч или 13,9 %, потребители сферы жилищно-коммунального хозяйства − 4,1 %.

Кроме этого, в структуре электропотребления 1071,1 млн. кВт.ч или  10,9 % в совокупности составляют потери электрической энергии в распределительных сетях и в сетях ЕНЭС.

Структура электропотребления Тульской области за 2014 год представлена на рисунке 1.

По отношению к 2010 году самый динамичный прирост электропотребления зафиксирован по группе «Население» и составляет 108,4 %.

Рисунок 1. Структура электропотребления Тульской области за 2014 г., %

2.2.2. Перечень основных крупных потребителей электроэнергии и мощности

В Тульской области наиболее крупными потребителями электрической энергии являются ОАО «Новомосковская акционерная компания «Азот» и  ОАО «Щекиноазот», являющиеся одними из крупнейших химических предприятий России. Объемы их электропотребления в совокупном объеме электропотребления Тульской области составляют 11,7 % и 5,6 % 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

2010

2011

2012

2013

2014

Потребление электроэнергии всего,

в том числе по наиболее крупным потребителям:

10007,66

9936,12

9938,67

9882,62

9868,57

ОАО «НАК «Азот»

1336,00

1238,28

1241,75

1197,80

1156,80

ОАО «Щекиноазот»

1010,08

944,60

663,58

612,60

551,89

ОАО «Тулачермет»

367,02

441,13

438,19

445,00

471,00

ООО «Каргилл»

173,34

169,99

182,69

181,30

213,75

ОАО «РЖД» (по Тульскому региону)

188,05

184,20

186,84

183,10

162,69

ПАО «Косогорский металлургический завод»

137,43

145,80

149,25

163,84

156,97

ОАО «Тулагорводоканал»

110,50

108,47

107,90

103,48

ООО «Проктер энд Гэмбл – Новомосковск»

104,73

102,42

103,60

108,10

108,71

ОАО «Ефремовский завод синтетического каучука»

91,34

101,90

95,19

88,03

87,54

ЗАО «Тулатеплосеть»

72,20

73,10

74,12

76,80

81,25

ЗАО «Тяжпромарматура»

67,43

72,60

75,25

67,10

66,90

ОАО «Пластик»

83,90

69,50

69,47

61,70

60,35

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

62,65

61,74

58,91

ОАО «Полема»

57,24

55,90

42,40

50,58

ОАО АК «Туламашзавод»

50,30

46,00

47,44

46,80

49,59

ОАО «Тульский патронный завод»

46,70

44,40

40,60

40,10

38,63

ООО «КНАУФ ГИПС Новомосковск»

44,40

45,33

43,70

47,79

ОАО «ЕВРАЗ Ванадий Тула»

45,80

44,10

43,91

43,47

44,73

ООО «Новомосковский городской водоканал»

37,00

35,25

34,37

30,77

ЗАО «Алексинская бумажно-картонная фабрика»

31,60

30,20

31,86

31,93

35,67

ОАО «Конструкторское бюро приборостроения»

20,56

20,30

21,13

ОАО «Ревякинский металлопрокатный завод»

30,20

35,19

35,59

39,22

Таблица 2.11. Объем потребления мощности крупными потребителями в Тульской области

Наименование потребителя электрической мощности

Потребление мощности (зимний максимум), МВт

2012

2013

2014

Максимум (зимний) нагрузки энергосистемы

1696

1556

1660

ОАО «НАК «Азот»

151,9

137,0

170,0

ОАО «Щекиноазот»

86,0

69,9

80,0

ОАО «Тулачермет»

57,2

51,0

70,0

ООО «Тулацемент»

-

-

32,0

ООО «Каргилл»

25,0

25,0

30,0

ПАО «Косогорский металлургический завод»

21,0

18,7

21,0

ООО «Проктер энд Гэмбл – Новомосковск»

13,4

16,5

18,0

ОАО «Ефремовский завод синтетического каучука»

18,0

18,0

13,0

ЗАО «Тулатеплосеть»

25,5

30,0

30,0

ЗАО «Тяжпромарматура»

14,5

14,2

12,5

ОАО «Пластик»

9,4

9,7

12,0

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

11,6

9,3

9,0

ОАО «Полема»

10,0

8,0

8,3

ОАО АК «Туламашзавод»

9,0

14,5

14,5

ОАО «Тульский патронный завод»

12,0

7,8

12,0

ООО «КНАУФ ГИПС Новомосковск»

8,5

9,0

9,5

ОАО «ЕВРАЗ Ванадий Тула»

5,6

6,5

6,5

ЗАО «Алексинская бумажно-картонная фабрика»

5,0

5,0

5,0

ЗАО «Стеклозаводы»

5,4

5,3

5,7

ОАО «Ревякинский металлопрокатный завод»

5,1

5,4

5,5

ОАО «Конструкторское бюро приборостроения»

5,0

5,2

4,4

2.3. Анализ балансов мощности и электроэнергии энергосистемы Тульской области за 2010−2014 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 Тульской энергосистемы за 2010−2014 годы представлен в таблице 2.12.

Таблица 2.12. Баланс мощности на час прохождения совмещенного с ЕЭС России максимума потребления электрической мощности по территории Тульской энергосистемы за 2010−2014 годы (МВт)

Показатель

2010 г.

20 декабря 17-00

2011 г.

14 декабря  18-00

2012 г.

21 декабря  10-00

2013 г.

12 декабря 10-00

2014 г.

3 декабря 17-00

1. Установленная мощность, всего,

в том числе:

2444,5

2429,5

2409,5

2597,15

2597,15

ТЭС филиала ОАО «Квадра» - «Центральная генерация», всего

1028,0

908,0

888,0

1075,65

675,65

Черепетская ГРЭС 

ОАО «Интер РАО-Электрогенерация»

1285,0

1285,0

1285,0

1285,0

1285,00

ООО «Щекинская ГРЭС»

-

-

-

-

400,00

Электростанции промышленных предприятий

131,5

236,5

236,5

236,5

236,50

2. Ограничения, всего,

в том числе:

95,6

88,6

177,66

171,94

159,99

ТЭС филиала ОАО «Квадра» -«Центральная генерация», всего

90,6

88,6

111,6

108,6

72,76

Черепетская ГРЭС 

ОАО «Интер РАО-Электрогенерация»

5,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ООО «Щекинская ГРЭС»

-

-

-

-

0,00

Электростанции промышленных предприятий

0,00

0,00

66,06

63,34

87,23

3. Располагаемая мощность, всего,

в том числе:

2348,9

2340,9

2231,84

2425,21

2437,16

ТЭС филиала ОАО «Квадра» -«Центральная генерация», всего

937,4

819,4

776,4

967,05

602,89

Черепетская ГРЭС 

ОАО «Интер РАО-Электрогенерация»

1280,0

1285,0

1285,0

1285,0

1285,00

ООО «Щекинская ГРЭС»

-

-

-

-

400,00

Электростанции промышленных предприятий

131,5

236,5

170,44

173,16

149,27

4. Ремонты, всего,

в том числе:

625,0

40,0

825,0

300,0

0,0

ТЭС филиала ОАО «Квадра» «Центральная генерация», всего

0

0

200,0

0

0,0

Черепетская ГРЭС 

ОАО «Интер РАО-Электрогенерация»

600,0

0

600,0

300,0

0,0

ООО «Щекинская ГРЭС»

-

-

-

-

0,00

Электростанции промышленных предприятий

25,0

40,0

25

0

0,0

из них:  капитальный ремонт

25,0

25,0

25,0

0

0,0

средний ремонт

0

0

0

0

0,0

текущий ремонт

0

15,0

0

0

0,0

аварийный ремонт

600,0

0,0

800,0

300,0

0,0

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

0,0

0,0

0,0

0,0

20,87

ТЭС филиала ОАО «Квадра» - «Центральная генерация», всего

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Черепетская ГРЭС 

ОАО «Интер РАО-Электрогенерация»

0,0

0,0

0,0

0,0

20,87

ООО «Щекинская ГРЭС»

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Электростанции промышленных предприятий

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

6. Консервация, всего,

в том числе:

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ТЭС филиала ОАО «Квадра» - «Центральная генерация», всего

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Черепетская ГРЭС 

ОАО «Интер РАО-Электрогенерация»

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ООО «Щекинская ГРЭС»

-

-

-

-

0,0

Электростанции промышленных предприятий

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

7. Резерв, всего,

в том числе:

854,9

1189,56

395,19

1026,13

1032,1

ТЭС филиала ОАО «Квадра»  -«Центральная генерация», всего

450,4

473,69

173,45

437,75

307,25

Черепетская ГРЭС 

ОАО «Интер РАО-Электрогенерация»

375,0

666,81

216,91

588,38

519,27

ООО «Щекинская ГРЭС»

-

-

-

-

203,69

Электростанции промышленных предприятий

29,5

49,06

4,83

0,0

1,89

8. Нагрузки, всего,

в том числе:

869,0

1111,34

1012,52

1104,48

1547,99

ТЭС филиала ОАО «Квадра» - «Центральная генерация», всего

487,0

345,71

403,82

639,71

295,64

Черепетская ГРЭС 

ОАО «Интер РАО-Электрогенерация»

305,0

618,19

468,09

396,61

897,64

ООО «Щекинская ГРЭС»

-

-

-

-

196,31

Электростанции промышленных предприятий

77,0

147,44

140,61

68,16

158,4

9. Собственное потребление

1520,0

1420,29

1600,0

1486,0

1515,64

10. Сальдо перетоков

(+ прием; - отдача) (п. 8-п. 7)

651,0

308,95

587,48

381,55

-32,35

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 1012,5 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 2014 году (в 17-00 03.12.2014) максимум потребления энергосистемы составил 1515,6 МВт при нагрузке электростанций 1548 МВт.

Баланс электрической энергии по территории Тульской энергосистемы за 2010−2014 годы приведен в таблице 2.13.

Таблица 2.13. Баланс электрической энергии по территории Тульской энергосистемы за 2010−2014 годы, млн. кВт.ч

Показатель

2010

2011

2012

2013

2014

1. Выработка электроэнергии, всего,

в том числе:

6991

6655

6394,3

6143,7

6174,2

Филиал ОАО «Квадра» - «Центральная генерация»

2887

2172,3

1897,9

1964,8

1725,2

Черепетская ГРЭС  ОАО «Интер РАО - Электрогенерация»

3549,7

3353,5

3480,2

3145,9

3238,2

ООО «Щекинская ГРЭС»

-

-

-

-

126,2

Электростанции промышленных предприятий

554,3

1129,2

1016,2

1033,0

1084,6

2. Электропотребление

10008

9936

9938,7

9882,6

9868,6

3. Сальдо перетоков электроэнергии

«+» - прием, «-» - отдача

3017

3281

3544,4

3738,9

3694,4

Максимум электропотребления Тульской энергосистемы за период 2010−2014 годов отмечен в 2010 году и составил 10008 млн. кВт.ч при выработке электроэнергии в объеме 6991 млн. кВт.ч. Среднегодовой прирост электропотребления в 2010 году по отношению к 2009 году составил 5,4 %. Начиная с 2011 года наблюдается снижение потребления электроэнергии в Тульской энергосистеме. За 2014 год электропотребление составило 9868,6 млн. кВт.ч, что на 1,39 % ниже уровня 2010 года.

2.3.1. Структура выработки электроэнергии по видам собственности и видам генерирующего оборудования за 2014 год

Выработка электроэнергии электростанциями Тульской энергосистемы, включая производство электроэнергии электростанциями промышленных предприятий, в 2014 году составила 6174,2 млн. кВт.ч (100,5% от факта 2013 года), в том числе:

электростанция ОАО «Интер РАО - Электрогенерация» – 3238,2 млн. кВт.ч (102,9% от факта 2013 года);

электростанция ООО «Щекинская ГРЭС» − 126,2 млн. кВт.ч;

электростанции ОАО «Квадра» − 1725,2 млн. кВт.ч;

электростанции промышленных предприятий – 1084,6 млн. кВт.ч. (105% от факта 2013 года).

Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности за 2014 год приведена в таблице 2.14.

Таблица 2.14. Структура выработки электроэнергии в Тульской энергосистеме по типам электростанций и видам собственности за 2014 год

Электростанция

Собственник

Выработка за 2014 год, млн. кВт.ч

% от общей выработки

Черепетская ГРЭС

ОАО «Интер РАО - Электрогенерация»

3238

52,4

Щекинская ГРЭС

ООО «Щекинская ГРЭС»

126

2,0

Алексинская ТЭЦ

ОАО «Квадра»

156

2,5

Ефремовская ТЭЦ

ОАО «Квадра»

260

4,2

Новомосковская ГРЭС

ОАО «Квадра»

1309

21,2

Первомайская ТЭЦ

ОАО «Щекиноазот»

498

8,1

ТЭЦ

Ефремовский филиал ОАО «Щекиноазот»

43

0,7

ТЭЦ-ПВС

ОАО «Тулачермет»

424

7,0

ТЭЦ-ПВС

ПАО «Косогорский металлургический завод»

120

1,9

Доля выработки электроэнергии электростанций по видам собственности от общей выработки Тульской энергосистемы за 2014 год приведена на рисунке 2.

Рисунок 2. Доля выработки электроэнергии, %

Структура выработки электроэнергии электростанций Тульской энергосистемы за 2014 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 Тульской энергосистемы за 2014 год приведены в таблице 2.15.

Таблица 2.15. Коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) электростанций Тульской энергосистемы за 2014 год

Наименование

Установленная мощность электростанции на 31.12.2014, МВт

КИУМ,

%

Черепетская ГРЭС

1510

28,48

Щекинская ГРЭС

400

3,60

Новомосковская ГРЭС

413,65

36,13

Алексинская ТЭЦ

102

17,45

Ефремовская ТЭЦ

160

18,58

Первомайская ТЭЦ

105

54,10

2.4. Основные характеристики электросетевого хозяйства Тульской области

Основу сетевого хозяйства Тульской энергосистемы 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 – 164 линии.

Общая протяженность линий электропередачи напряжением
110-220-500 кВ составляет 4220,58 км, в том числе:

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

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

протяженность ЛЭП 110 кВ филиала «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» – 2894,56 км;

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 2886,5 МВА. Основные характеристики подстанций следующие (загрузка трансформаторов указана по данным контрольного замера 17.12.2014):

ПС 220 кВ Тула расположена в Центральном районе города Тулы
(пос. Скуратово), установленная мощность – 490 МВА. Автотрансформаторы: АТ-1 типа АТДЦТН 250000/220/110-У1 мощностью 250 МВА введен в эксплуатацию в 1998 г., загрузка составляет 27,5%; АТ-2 типа АТДЦТН 240000/220/110-У1 мощностью 240 МВА введен в эксплуатацию в 1965 г., загрузка составляет 26,5%.

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 36,7% и 36,3 % соответственно.

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 31,8%.

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 32,6% и 32,3 % соответственно.

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 53%, АТ-2 – 17,3%.

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 21,9% и 21,5% соответственно.

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 41,8%, АТ-2 – 30,6%.

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 19,6%.

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 – 9,3%, АТ-2 – 10,7%.

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 – 17,8%, АТ-2  – 19,2%,  Т-1 – 26,2%, Т-2 – 0% (находится в резерве по нормальной схеме).

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

Общая установленная мощность электрических подстанций классом напряжения 110 кВ составляет 6544,7 МВА, в том числе:

установленная мощность подстанций классом напряжения 110 кВ филиала «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» − 3469,1 МВА (90 подстанций);

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

Основные характеристики электрических подстанции напряжением 35-110 кВ энергосистемы Тульской области (по филиалу «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья») приведены в приложении № 4.

2.5. Анализ произведенных в 2014 году вводов, реконструкций электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше на территории Тульской области

Информация по выполненным в 2014 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 2014 году

N

п/п

Наименование

объекта

Наименование элемента

Мероприятие

По филиалу ОАО «ФСК ЕЭС» - Приокское ПМЭС

1

ПС 220 кВ Люторичи, Т-2

Установлен Т-2 мощностью 25 МВА марки ТДТН 25000/110У1, тип  РПН: V III 200Y-76-10191W: ±9х1,78% взамен   Т-2 мощностью 20 МВА 1954 года ввода

Заменённое сетевое оборудование

2

ПС 220 кВ Химическая, ТН 110 кВ I CШ, ТН 110 кВ II СШ

Установлены: трансформатор напряжения емкостной напряжением 110 кВ типа  СРВ123 (6 фаз) по титулу: «Технологическое присоединение электроустановок   ЗАО «Металлокомплект-М»

Расширение ПС 220 кВ Химическая по титулу: «Технологическое присоединение электроустановок   ЗАО «Металлокомплект-М»

3

ПС 220 кВ Химическая

Смонтированы 2 ячейки 110 кВ в ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Химическая с оборудованием:

выключатель трехполюсной, элегазовый, баковый 110 кВ  типа 145 РМ (2шт);

разъединители 110 кВ типа  SGF123nll*-100УХЛ1

4

ПС 220 кВ Люторичи, МВ 110 кВ БСК

Установлен элегазовый выключатель типа ЭВ – ВЭБ-110II-40/2500

Заменённое сетевое оборудование

5

ПС 220 кВ Люторичи, ТТ небаланса БСК

Установлен ТТ небаланса БСК типа ТГФМ-110II

Заменённое сетевое оборудование

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

6

ВЛ 110 кВ Дубна − Лужное

Реконструкция с заменой опор (У110-1+9 – 1 шт., У110-1+5– 2 шт., У110-1-1– 1 шт., ПБ 10-15 – 3 шт.), провода на  сталеалюминевый марки АС 150/24 протяженностью 2,29 км

Техническое перевооружение и реконструкция

7

ПС 110 кВ Шатск

Реконструкция ОРУ 110 кВ (установка 2-х ЭВ-110 кВ, замена порталов и металлоконструкций), монтаж здания ОПУ, панелей управления и релейной защиты, монтаж КРУН6-кВ

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:

по ВЛ 220 кВ:

Алексинская ТЭЦ – Ока;

Новомосковская ГРЭС – Каширская ГРЭС;

Каширская ГРЭС – Химическая;

Приокская – Бугры;

Шипово – Ока;

по ВЛ 110 кВ:

Каширская ГРЭС – Мордвес;

Пятницкая – Ясногорск.

С энергосистемой Калужской области:

по ВЛ 220 кВ:

Черепетская ГРЭС – Орбита;

Черепетская ГРЭС – Спутник;

Черепетская ГРЭС – Электрон;

Черепетская ГРЭС – Литейная;

Черепетская ГРЭС – Станы;

Станы – Шипово;

по ВЛ 110 кВ:

Черепетская ГРЭС – Агеево;

Черепетская ГРЭС – Шепелево Северная с отпайками;

Черепетская ГРЭС – Шепелево Южная с отпайками;

Шипово – Ферзиково с отпайкой на ПС Средняя;

Алексинская ТЭЦ – Космос с отпайками.

С энергосистемой Рязанской области:

по ВЛ 220 кВ:

Новомосковская ГРЭС – Михайловская;

по ВЛ 110 кВ:

Виленки – Гремячее;

Зубово – Горлово.

С энергосистемой Орловской области:

по ВЛ 220 кВ:

Черепетская ГРЭС – Мценск;

по ВЛ 110 кВ:

Чернь – Плавск с отпайкой на ПС Скуратово;

Мценск – Плавск с отпайками.

С энергосистемой Брянской области:

по 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 2014 год

В исходном установившемся режиме, соответствующем уровню зимних максимальных нагрузок 2014 года:

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

токовая загрузка линий 220 кВ не превышает 56%×Iдоп;

токовая загрузка линий 110 кВ не превышает 74%×Iдоп;

загрузка автотрансформаторов 220/110 кВ не превышает 70%×Iдоп.

Анализ результатов расчетов послеаварийных режимов, возникающих в нормальной схеме сети в режиме зимних максимальных нагрузок 2014 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 Тульской энергосистемы для зимних нагрузок, МВт

Наименование

Часы

максимум

31.01.2014

(10-00)

минимум

02.01.2014 (05-00)

Температура воздуха, оС

-23,3

-4,1

Потребление, МВт

1660

976

в т.ч. ОАО «НАК Азот»

160

153

Генерация, МВт, в т.ч.:

1703

630

Черепетская ГРЭС

764

180

Щекинская ГРЭС

354

0

Новомосковская ГРЭС

305

249

Алексинская ТЭЦ

61

32

Ефремовская ТЭЦ

75

51

Электростанции промышленных предприятий: Первомайская ТЭЦ (ОАО «Щекиноазот»), ТЭЦ-ПВС ОАО «Тулачермет», ТЭЦ-ПВС ПАО «Косогорский металлургический завод», ТЭЦ ОАО «Щекиноазот» (Ефремовский филиал)

144

118

Сальдо перетоков мощности, МВт (+ прием; - отдача), в т.ч.:

-43

346

с Калужской энергосистемой

-343

12

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС-Спутник

-53

13

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС-Орбита

-106

-13

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС-Электрон

-43

10

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС-Литейная

-49

29

ВЛ 220 кВ Станы-Шипово

59

34

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС-Станы

-59

-34

ВЛ 110 кВ Протон-Заокская с отпайками

12

9

ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС-Агеево

-35

-14

ВЛ 110 Черепетская ГРЭС-Шепелево Северная с отпайками

ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС-Шепелево Южная с отпайками

-53

-21

ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ – Космос с отпайками

-27

-17

ВЛ 110 кВ Шипово-Ферзиково с отпайкой на ПС Средняя

-14

1

ВЛ 110 кВ Космос-Заокская с отп.

14

9

ВЛ 110 кВ Шепелево- Белев 1 с отп.

ВЛ 110 кВ Шепелево-Белев 2 с отп.

12

7

ВЛ 35 кВ Белев-Ульяново с отп.

-1р

-1р

с Московской энергосистемой

239

131

ВЛ 220 кВ Шипово-Ока

-12

-13

ВЛ 220 кВ Алексинская ТЭЦ-Ока

22

10

ВЛ 220 кВ Приокская-Бугры

41

36

ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС-Мордвес

20

14

ВЛ 110 кВ Пятницкая-Ясногорск

39

17

ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС-Каширская ГРЭС

56

12

ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС-Химическая

69

51

ВЛ 110 кВ Пущино-Таруса I

ВЛ 110 кВ Пущино-Таруса II

4

4

с Рязанской энергосистемой

161

80

ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС-Михайловская

143

84

ВЛ 110 кВ Виленки-Гремячее

6

-6

ВЛ 110 кВ Зубово-Горлово

12

2

с Орловской энергосистемой

-61

74

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС-Мценск

-89

28

ВЛ 110 кВ Мценск-Чернь с отп. на ПС Коммаш

21

26

ВЛ 110 кВ Мценск-Плавск с отп.

11

24

ПС 110 кВ Коммаш Т-1, Т-2

ПС 110 кВ Чернь Т-1, Т-2

-4р

-4р

с Брянской энергосистемой

-39

49

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС-Цементная

-39

49

Режим зимнего максимума нагрузки 2014 года характерен избыточностью генерации Тульской энергосистемы. Генерация превышает потребление мощности на 43 МВт. Идет прием электрической мощности со стороны Московской и Рязанской энергосистем и выдача мощности в Калужскую, Орловскую и Брянскую энергосистемы.

В режиме зимнего минимума наблюдается дефицит генерации в Тульской энергосистеме в объеме 346 МВт, который покрывается за счет перетоков из соседних энергосистем.

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

Наименование

Часы

максимум

13.08.2014

(14-00)

минимум

01.06.2014 (05-00)

Температура воздуха, оС

22,8

20,0

Потребление, МВт

1174

784

в т.ч. ОАО «НАК Азот»

170

152

Генерация, МВт, в т.ч.:

910

370

Черепетская ГРЭС

610

176

Щекинская ГРЭС

0

0

Новомосковская ГРЭС

149

105

Алексинская ТЭЦ

4

7

Ефремовская ТЭЦ

10

9

Электростанции промышленных предприятий: Первомайская ТЭЦ (ОАО «Щекиноазот»), ТЭЦ-ПВС ОАО «Тулачермет», ТЭЦ-ПВС ПАО «Косогорский металлургический завод», ТЭЦ ОАО «Щекиноазот» (Ефремовский филиал)

137

73

Сальдо перетоков мощности, МВт (+ прием; - отдача), в т.ч.:

264

414

с Калужской энергосистемой

-127

32

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС-Спутник

-4

9

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС-Орбита

-37

-13

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС-Электрон

0

17

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС-Литейная

-55

35

ВЛ 220 кВ Станы-Шипово

17

41

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС-Станы

-38

-49

ВЛ 110 кВ Протон-Заокская с отпайками

6

6

ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС-Агеево

-11

-9

ВЛ 110 Черепетская ГРЭС-Шепелево Северная с отпайками

ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС-Шепелево Южная с отпайками

-33

-15

ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ – Космос с отпайками

21

-9

ВЛ 110 кВ Шипово-Ферзиково с отпайкой на ПС Средняя

-5

13

ВЛ 110 кВ Космос-Заокская с отп.

6

4

ВЛ 110 кВ Шепелево- Белев 1 с отп.

ВЛ 110 кВ Шепелево-Белев 2 с отп.

7

3

ВЛ 35 кВ Белев-Ульяново с отп.

-1р

-1р

с Московской энергосистемой

257

111

ВЛ 220 кВ Шипово-Ока

23

-23

ВЛ 220 кВ Алексинская ТЭЦ-Ока

0

-1

ВЛ 220 кВ Приокская-Бугры

55

28

ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС-Мордвес

33

12

ВЛ 110 кВ Пятницкая-Ясногорск

33

10

ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС-Каширская ГРЭС

0

26

ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС-Химическая

112

58

ВЛ 110 кВ Пущино-Таруса I

ВЛ 110 кВ Пущино-Таруса II

1

1

с Рязанской энергосистемой

141

112

ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС-Михайловская

131

106

ВЛ 110 кВ Виленки-Гремячее

2

4

ВЛ 110 кВ Зубово-Горлово

8

2

с Орловской энергосистемой

20

99

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС-Мценск

-22

48

ВЛ 110 кВ Мценск-Чернь с отпайкой на ПС Коммаш

23

27

ВЛ 110 кВ Мценск-Плавск с отпайками

23

28

ПС 110 кВ Коммаш Т-1, Т-2

ПС 110 кВ Чернь Т-1, Т-2

-4р

-4р

с Брянской энергосистемой

-27

60

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС-Цементная

-27

60

Дефицит активной мощности в режиме летнего максимума нагрузки 2014 года составил 264 МВт. В данном режиме электроэнергия транзитом из Московской и Рязанской энергосистем передается в Калужскую и Брянскую энергосистемы.

В режиме летнего минимума наблюдается дефицит генерации в Тульской энергосистеме в объеме 414 МВт, который покрывается за счет перетоков из соседних энергосистем.

2.7. Анализ основных проблем функционирования энергосистемы Тульской области

Электросетевой комплекс Тульской области характеризуется следующими проблемами:

значительное количество электросетевых объектов имеют высокий физический износ и требуют реконструкции;

большинство генерирующего оборудования исчерпало свой парковый ресурс и требует проведения капитальных ремонтов или замены;

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

отсутствие технологической связи 220-110 кВ узла энергопотребления в Ефремовском районе с электросетевым комплексом Липецкой области;

требуется реконструкция и модернизация общесистемных средств управления (РЗА, ПА, АИИС КУЭ);

в эксплуатации остается значительное количество морально устаревшего маслонаполненного коммутационного оборудования, что снижает надежность и является негативным экологическим фактором;

необходимость реконструкции сети низкого уровня напряжения для увеличения показателей энергосбережения и повышения энергетической эффективности электросетевого комплекса Тульской области.

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 Тульской энергосистемы. Дополнительно выделены резервы мощности по энергорайонам Тульской области.

Максимальное потребление мощности Тульской энергосистемы в зимний период 2014 года составило 1660 МВт, что на 104 МВт больше чем 2013 году (1556 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 N-1 и для летнего максимума нагрузок при наложении аварийного отключения элемента на ремонтную схему N-2. Оценка резервов мощности произведена прямыми расчетами с использованием аттестованного программного комплекса RastrWin.

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

1

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

Энергорайон, ПС, АТ

Потребление по энергорайону без учета техприсоеди-нений (на максимум 2014 г.), МВт

Потребление по энергорайону с учетом техприсое-динений на 2016 г. (прогноз), МВт

Загрузка автотрансформаторов

за 19.12.2014 (режимный день)

с учетом техприсое-динений 2016 г. (прогноз)

резервы мощности по ПС на 2016 г., МВт

МВА/МВт

%

МВА

%

N-1

(зимой)

N-2

(летом)

Тульский

489

576

40*

ПС Тула АТ-1

68,63/66,9

26,8

90,7

40

50

60

ПС Тула АТ-2

63,7/63,5

26,5

96,9

44

ПС Ленинская АТ-1

73,31/63,8

31,9

106,5

32

40

60

ПС Ленинская АТ-2

72,66/63,4

31,7

106,5

32

ПС Металлургическая АТ-1

40,74/34,6

27,7

45,6

40

50

50

ПС Металлургическая АТ-2

40,4/34,2

27,4

45,6

40

Новомосковский

365

392

70*

ПС Северная АТ-1

83,58/74,6

37,3

97,1

53

0

30

ПС Северная АТ-2

55,1/49,3

27,4

85,2

52

ПС Химическая АТ-1

43,8/36,9

18,5

62,8

34

70

35

ПС Химическая АТ-2

43/36,2

18,1

62,8

34

Люторичи и Бегичево

71

65

60*

ПС Бегичево АТ-1

21,37/20,6

17,2

36,2

32

60

55

ПС Бегичево АТ-2

22,99/20,8

17,3

37,1

33

ПС Люторичи АТ-2

13,37/2,1

1,7

27,2

23

90

60

Щекинский

123

128

40*

ПС Яснополянская АТ-1

66,26/33,1

26,5

19,7

18

40

50

ПС Яснополянская АТ-2

21,63/18,5

14,8

24,2

21

Ефремовский

98

130

0

ПС Звезда АТ-1

24,5/23,8

19,0

49,5

54

0

0

Суворовский

251

253

15*

Черепетская ГРЭС АТ-1

-

-

74,3

64

15

35

Черепетская ГРЭС АТ-2

-

-

74,3

64

Заокский

101

124

50*

ПС Шипово АТ-2

39,8/39,8

31,8

49,4

43

50

35

* Суммарный резерв мощности по энергоузлу определяется исходя из близости присоединения потребителя к центру питания 220 кВ и может варьироваться. Указанный резерв мощности по каждому центру питания не обуславливает возможности единовременной подачи заявок к каждому центру питания в энергоузле.

N-1 – с учетом одного аварийного отключения в период зимнего максимума нагрузок.

N-2 – с учетом наложения на ремонтную схему одного аварийного отключения в период летнего максимума нагрузок.

1

Тульский энергорайон

Загрузка автотрансформаторов ПС 220 кВ Тула в нормальной схеме составляет 26,8 %. Резерв мощности центра питания определяется с учетом пропускной способности оборудования 110 кВ в послеаварийных режимах. Суммарная величина резерва ПС 220 кВ Тула оценивается в 50 МВт для зимнего максимума нагрузок с учетом отключения одного элемента сети N-1.

Загрузка автотрансформаторов ПС 220 кВ Ленинская в нормальной схеме составляет 31,9 %. Резерв мощности центра питания определяется с учетом пропускной способности оборудования 110 кВ в послеаварийных режимах. Суммарная величина резерва оценивается 40 МВт для зимнего максимума нагрузок с учетом отключения одного элемента сети N-1.

Загрузка автотрансформаторов ПС 220 кВ Металлургическая в нормальной схеме составляет 27,7 %. Резерв мощности центра питания определяется с учетом пропускной способности оборудования 110 кВ в послеаварийных режимах. Суммарная величина резерва оценивается в 50 МВт для зимнего максимума нагрузок с учетом отключения одного элемента сети N-1.

Новомосковский энергорайон

Загрузка автотрансформаторов ПС 220 кВ Северная в нормальной схеме составляет 37,3 %. Резерв мощности центра питания определяется с учетом пропускной способности оборудования 110 кВ в послеаварийных режимах. С учетом действующих заявок на технологическое присоединение к ПС 220 кВ Северная резервы мощности на данном энергообъекте исчерпаны.

Резерв мощности по ПС 220 кВ Химическая на рассматриваемый период оценивается в 70 МВт. В настоящее время заключены договоры на технологическое присоединение с ЗАО «Металлокомплект-М» (45,9 МВт), ЗАО «Тульский цементный завод» (49,5 МВт).

Резерв мощности трансформаторов 220/110 кВ Новомосковской ГРЭС составляет порядка 80 МВт.

Энергорайон Бегичево и Люторичи

Загрузка автотрансформаторов ПС 220 кВ Бегичево в нормальной схеме составляет 37,1 %, на ПС 220 кВ Люторичи – 27,2 %. Суммарный резерв мощности по энергоузлу составляет 60 МВт.

Щекинский энергорайон

Загрузка АТ 1,2 ПС 220 кВ Яснополянская в нормальной схеме составляет 19,7 % и 24,2 % соответственно. Резерв мощности центра питания определяется уровнями напряжения в сети 110 кВ в послеаварийных режимах. Суммарная величина резерва оценивается в 40 МВт.

Резерв мощности трансформаторов 220/110 кВ Щекинской ГРЭС составляет около 80 МВт.

Ефремовский энергорайон

Загрузка АТ на ПС 220 кВ Звезда составляет 19 %. Ввиду того, что на ПС 220 кВ Звезда установлен один АТ 220/110 кВ, а также учитывая наличие единственной питающей ЛЭП 220 кВ, резервы мощности данной подстанции в существенной мере зависят от пропускной способности прилегающей сети 110 кВ, а также уровня генерации Ефремовской ТЭЦ.

С учетом действующих заявок на технологическое присоединение резервы мощности по ПС 220 кВ Звезда на рассматриваемый период исчерпаны.

Суворовский энергорайон

Проведена оценка загрузки автотрансформаторов 220/110 кВ, предполагаемых к установке на Черепетской ГРЭС в 2016 году. Расчеты показали, что загрузка АТ на Черепетской ГРЭС составит 64 %. Суммарный резерв мощности по данным автотрансформаторам в режиме отключения одного элемента сети N-1 для зимнего максимума нагрузок составит не более 15 МВт.

Заокский энергорайон

Центром питания данного района со стороны Тульской энергосистемы является ПС 220 кВ Шипово. На ПС 220 кВ Шипово установлен один автотрансформатор 220/110 кВ. Загрузка АТ-1 ПС 220 кВ Шипово составляет 31,8 %. Резерв мощности центра питания определяется с учетом пропускной способности оборудования и ЛЭП 110 кВ в послеаварийных режимах. Суммарная величина резерва ПС 220 кВ Шипово оценивается в 50 МВт для зимнего максимума нагрузок с учетом отключения одного элемента сети N-1. Для летних ремонтных схем резерв мощности составит 35 МВт.

Питающим центром данного энергорайона со стороны Калужской энергосистемы является ПС 220 кВ Протон, принадлежащая ФГБУ «Государственный научный центр Российской Федерации - Институт физики высоких энергий». Анализ схемы сети 110 кВ энергорайона показал, что ПС 220 кВ Протон является основным центром питания для ПС 110 кВ Яковлево и ПС 110 кВ Заокская.

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 Октябрьская (г. Тула) – -3,95 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» ОАО «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 35-110 кВ филиала «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» по г. Туле, Ленинскому, Заокскому и Ясногорскому районам Тульской области, МВА

Диспетчерское наименование подстанции 110-35 кВ

Количество и мощность трансформаторов

Текущий объем свободной мощности (- дефицит)

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

Действующие  договоры на  ТП на 01.01.2015

Мощность по действующим заявкам на ТП на 01.01.2015

1

2

3

4

5

6

Ленинский район и г. Тула

ПС 110 кВ Щегловская

2×40

8,29

-4,43

12,72

0,60

ПС 110 кВ Барсуки

2×25

12,83

-2,11

14,94

0,76

ПС 110 кВ Подземгаз

2×16

5,27

0,70

4,57

0,00

ПС 110 кВ Рудаково

2×25

-1,35

-14,73

13,39

0,57

ПС 110 кВ Перекоп

1×60; 1×63

20,21

7,79

12,41

0,36

ПС 110 кВ Криволучье

2×16

3,05

-8,26

11,30

0,00

ПС 110 кВ Медвенка

2×16

1,97

-27,10

29,07

6,77

ПС 110 кВ Кировская

2×40

15,43

11,39

4,04

0,27

ПС 110 кВ Октябрьская

1х25;1х40 

-3,95

-12,75

8,80

0,93

ПС 110 кВ Мясново

3×25

22,01

-22,18

44,19

15,14

ПС 110 кВ Пролетарская

2×25

-1,18

-6,47

5,29

0,51

ПС 110 кВ Рождественская

2×16

10,75

-3,13

13,89

8,87

ПС 110 кВ Южная

3×25

25,23

-12,23

37,46

1,51

ПС 110 кВ Центральная

2×25

2,94

-6,28

9,22

2,09

ПС 110 кВ Привокзальная

2×40

8,29

1,01

7,28

11,70

ПС 110 кВ Шатск

1×15; 1×10

9,24

3,93

5,31

0,00

ПС 110 кВ Алешня

2×16

11,87

-3,34

15,20

0,00

ПС 110 кВ Рассвет

2×16

8,09

-12,59

20,67

2,55

ПС 110 кВ Глушанки

1×16; 1×10

3,62

-0,43

4,05

1,99

ПС 110 кВ Тулица

2×25

12,93

10,99

1,94

1,23

ПС 110 кВ Обидимо

1×16; 1×7,5

0,41

-6,87

7,28

0,00

ПС 110 кВ Мелиоративная

1×10

3,02

0,57

2,45

0,00

ПС 110 кВ Ратово

2×10

8,95

1,76

7,19

2,18

ПС 110 кВ Стечкин

2×40

39,39

-4,66

44,05

15,22

ПС 35 кВ Синетулица

1×4; 1×3,2

1,47

-1,21

2,68

0,00

ПС 35 кВ Маслово

1×5,6;1×10

1,53

-9,04

10,56

0,00

ПС 35 кВ  Электропривод

2×6,3

2,81

2,38

0,43

0,00

ПС 35 кВ Малиновская

2×6,3

4,96

4,86

0,10

0,00

ПС 35 кВ Мыза

2×6,3

2,79

-3,79

6,58

0,00

ПС 35 кВ Варфоломеево

1×4; 1×2,5

0,44

-1,37

1,81

0,00

ПС 35 кВ Тесницкая

1×6,3; 1×4

1,33

-5,46

6,79

0,00

ПС 35 кВ Непрейка

2×4

0,30

-10,18

10,48

0,34

Заокский район

ПС 110 кВ Заокская

2×16

-1,53

-70,81

69,28

0,38

ПС 110 кВ Яковлево

2×10

6,01

-19,80

25,80

0,00

ПС 35 кВ Хрипково

2×2,5

0,48

-7,84

8,31

0,00

ПС 35 кВ Дмитриевская

2×4

0,24

-6,70

6,93

0,00

ПС 35 кВ Ненашево

1×4; 1×10

0,48

-18,54

19,01

0,00

Ясногорский район

ПС 110 кВ Ясногорск

2×63

25,06

-45,21

70,26

0,71

ПС 35 кВ Иваньково

2×6,3

1,57

-36,00

37,57

0,22

ПС 35 кВ Сухотино

1×10; 1×16

2,46

-0,71

3,18

0,27

ПС 35 кВ Зыбино

2×4

1,41

-7,85

9,25

0,00

ПС 35 кВ Санталово

2×6.3

2,91

1,01

1,90

0,00

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 2020 года.

В соответствии с инвестиционной программой филиала «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» на 2015−2019 годы предполагается установка БСК мощностью 20 Мвар на шины 110 кВ ПС 110 кВ Узловая в 2017 году и установка комплекса БСК на шины 10 кВ ПС 110 кВ  Октябрьская мощностью 1,5 Мвар и 4,5 Мвар в 2018 году.

Данные мероприятия необходимы для стабилизации уровней напряжения по транзиту 110 кВ Северная−Узловая−Партизан−Бегичево, снижения нагрузочных потерь, увеличения уровня напряжения на шинах ПС 110 кВ Узловая, ПС 110 кВ Партизан, ПС 110 кВ Октябрьская.

Анализ баланса реактивной мощности и существующих уровней напряжения на шинах 110 кВ и выше объектов энергосистемы Тульской области показал отсутствие необходимости в установке дополнительных устройств компенсации реактивной мощности.

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

На этапе 2016 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 2015 года требуется замена:

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

на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Бегичево 2 выключателей на выключатели с отключающей способностью не менее 20 кА;

на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Тула 5 выключателей на выключатели с отключающей способностью не менее 31,5 кА;

на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Северная 2 выключателей на выключатели с отключающей способностью не менее 40 кА.

2.11. Анализ развития генерирующих мощностей и режимов работы электростанций энергосистемы Тульской области за 2010−2014 годы

Существующая установленная электрическая и тепловая мощность электростанций Тульской энергосистемы по состоянию на 31.12.2014 представлены в таблице 2.21.

Таблица 2.21. Установленные мощности электростанций Тульской энергосистемы по состоянию на 31.12.2014

Электростанция,

установленная

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

Тип котла

Станци-онный номер

Тип турбины

Установленная мощность, МВт

Станци-онный номер

ОАО «Интер РАО - Электрогенерация»

Черепетская ГРЭС

1510/0

ТП−240-1

1-6

К-140-160

3х140

1-3

ТП-51

8

ТПП

9-10

К-300−240-1

2х300

5,6

П-50

11

К−265−240-1

265

7

Еп-630-13,8 565КТ

К−225-12,8-4р

225

8

ООО «Щекинская ГРЭС»

Щекинская ГРЭС

400/0

67 СП

14-15

К−200-130

2х200

11,12

ПК-33-1

16-17

ОАО «Квадра»

Алексинская ТЭЦ

102/215

ТП-230-1

3-4

ПР-12-90/15/7

12

2

ТП-230-2

5

Т-50-90/1,8

50

3

БКЗ-220-100

6

П-40-90/7

40

4

Ефремовская ТЭЦ

160/520

БКЗ-160-100

8-12

ПР−25-90/10/0,9

2х25

4,5

БКЗ-320-140

13-14

ПТ-60-90/10/0,9

60

6

Р-50-130/13

50

7

Новомосковская ГРЭС

413,65/522,4

Т-90-90/2,5

2х90

1,5

Шихау

2-5

Р-14-90/31

14

4

БКЗ−220-100

13-15

Р-32-90/13

32

7

ПГУ Е-186/39-7,5/0,5-515/29 (П-142)

1

PG9171E

131,75

8

SST - 600

55,9

9

ОАО «Щекиноазот»

Первомайская ТЭЦ

филиала ОАО «Щекиноазот»

105/674

ТП−230−2

1-5

Р-15-90/30

15

2

БКЗ−220-100Ф

6

ВРТ-15-1

15

4

АП−25−2М

25

1,3

ПР−25-90/10/0,9

25

5

Электростанции промышленных предприятий

ТЭЦ Ефремовского филиала ОАО «Щекиноазот»

6/0

ОУ-70

1

П-6-35/5М

6

1

ТЭЦ-ПВС ОАО «Тулачермет»

101,5/492

КТО

3

ПТ−25-90/10

25

2

ПК-8

4

Р-6-35

6

3

ПК-14−2

5-7

Р-12-90/31

10,5

4

Е−220-9,8-540Г

8

ПТ-60-90/13

60

5

ТЭЦ-ПВС ПАО «Косогорский металлургический завод»

24/307

БКЗ-75-39

1-5

ПТ-12-35

2x12

1,2

В таблице 2.22 приведены данные о динамике изменения установленной мощности электростанций Тульской области за прошедший пятилетний период. По отношению к 2010 году суммарная установленная мощность увеличилась на 247,65 МВт.

Таблица 2.22. Установленная мощность электростанций энергосистемы Тульской области, МВт

Наименование

На 01.01.10

На 01.01.11

На 01.01.12

На 01.01.13

На 01.01.14

На 01.01.15

Черепетская ГРЭС

1285

1285

1285

1285

1285

1510

Щекинская ГРЭС

400

400

400

400

400

400

Алексинская ТЭЦ

102

102

102

102

102

62

Ефремовская ТЭЦ

160

160

160

160

160

160

Новомосковская ГРЭС

261

246

226

226

413,65

323,65

ТЭЦ-ПВС ОАО «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

2444,5

2429,5

2409,5

2409,5

2597,15

2692,15

За период с 2010 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 по 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).

За период с 2010 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-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 и котла Еп-630-13,8 565КТ 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 2015−2020 годы, МВт

Электростанция (станционный номер, тип турбины)

Генерирующая компания

Вид топлива

Тип ввода/вывода

2015

2016

2017

2018

2019

2020

ВВОДЫ С ВЫСОКОЙ ВЕРОЯТНОСТЬЮ

ГРЭС Черепетская

ОАО «Интер РАО – Электро-генерация»

9 К-225-130

Уголь Кузнецкий

новое строительство

225

Алексинская ТЭЦ

ОАО «Квадра»

5 ПГУ (Т)

Газ природный

новое строительство

115*

ДЕМОНТАЖ

ГРЭС Черепетская

ОАО «Интер РАО – Электро-генерация»

1 К-140-160

Уголь Кузнецкий

окончательный

140

2 К-140-160

Уголь Кузнецкий

окончательный

140

3 К-140-160

Уголь Кузнецкий

окончательный

140

5 К-300-240

Уголь Кузнецкий

окончательный

300

6 К-300-240

Уголь Кузнецкий

окончательный

300

Всего по станции

420

600

ГРЭС Новомосковская

ОАО «Квадра»

1 Т-90-90

Газ природный

окончательный

90

4 Р-14-29

Газ природный

окончательный

14

7 Р-32-90

Газ природный

окончательный

32

Всего по станции

136

Ефремовская ТЭЦ

ОАО «Квадра»

4 ПР-25-90

Газ природный

окончательный

25

5 ПР-25-90

Газ природный

окончательный

25

6 ПТ-60-90

Газ природный

окончательный

60

7 Р-50-130

Газ природный

окончательный

50

Всего по станции

160

Алексинская ТЭЦ

ОАО «Квадра»

2 ПР-12-90

Газ природный

окончательный

12

3 Т-50-90

Газ природный

окончательный

50

Всего по станции

62

*Мощность ПГУ Алексинской ТЭЦ принята в соответствии с данными  проекта схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2015−2021 годы.

По информации филиала ОАО «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 июля 2015 г.;

Турбоагрегат Р-14-90/30(7) ст.№ 4 - с декабря 2015 г.;

Турбоагрегат Р-32-90/13 ст.№ 7 - с декабря 2015 г.

2) Производственное подразделение «Алексинская ТЭЦ»:

Турбоагрегат ПР-12-90/15/7 ст.№ 2 - с декабря 2015 г.;

Турбоагрегат Т-50-90/2 ст.№ 3 - с июля 2015 г.;

3) Производственное подразделение «Ефремовская ТЭЦ»:

Турбоагрегат ПР-25-90/10 ст.№ 4 - с апреля 2016 г.;

Турбоагрегат ПР-25-90/10 ст.№ 5 - с апреля 2016 г.;

Турбоагрегат ПТ-60-90/13 ст. № 6 - с апреля 2016 г.;

Турбоагрегат Р-50-130/13 ст. № 7 - с апреля 2016 г.

Перечень существующих, планируемых к строительству и выводу из эксплуатации электрических станций, установленная мощность которых превышает 5 МВт, на период до 2020 года в соответствии с базовым и региональным прогнозами потребления электрической энергии и мощности по энергосистеме Тульской области представлен в приложении № 1.

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 01.01.2015 (ч)

Парковый

ресурс/ индивиду-альный ресурс (год достижения индивидуального ресурса) (ч)

1. ООО «Щекинская ГРЭС»

Турбина К-200-130-1

11

1964

200

299035

2015

Турбина К-200-130-1

12

1965

200

59878

2035

Котел 67-ЗСП

14

1956

220

282649

Котел 67-ЗСП

15

1957

220

285605

Котел ПК-33-1

16

1964

640

299035

2015

Котел ПК-33-1

17

1965

640

293232

2017

2. Новомосковская ГРЭС ОАО «Квадра»

Турбина Т-90-90/2,5

1

1947

90

440688

270000/-

Турбина Р-14-90/31

4

1976

14

225430

270000/-

Турбина Т-90-90/2,5

5

1946

90

404718

270000/-

Турбина Р-32-90/13

7

1969

32

343526

270000/

368526

Турбина газовая PG9171E

8

2013

131,75

9933

15 лет

Турбина паровая SST-600

9

2013

55,9

9778

30 лет

Котел Шихау

2

1947

220

395786

350000/

420000

-/-

3

1947

220

415641

350000/

451732

-/-

4

1946

220

417179

350000/

440000

-/-

5

1946

220

449268

350000/

465150

Котел БКЗ-220-100

13

1968

220

260913

250000/

274000

-/-

14

1969

220

269741

250000/

295282

-/-

15

1973

220

140879

300000/-

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

1

2013

92

9933

220000/-

3. Алексинская ТЭЦ ОАО «Квадра»

Турбина Р-12-90/17/7

2

1995

12

112527

270000/-

Турбина Т-50-90/1,2

3

1948

50

451100

270000/-

Турбина П-40-90/7

4

1949

40

423124

270000/-

Котел ТП-230-1

3

1948

230

368753

250000/

393753

-/-

4

1949

230

371103

250000/

394753

-/-

5

1949

230

350722

250000/

365263

Котел БКЗ-220-100

6

1972

220

186896

300000/-

4. Ефремовская ТЭЦ ОАО «Квадра»

Турбина ПР-25-0/10/0,9

4

1964

25

240661

270000/-

-/-

5

1965

25

250356

270000/-

Турбина ПТ-60-90/10/0,9

6

1975

60

258253

270000/-

Турбина Р-50-130/13

7

1979

50

135036

220000/-

Котел БКЗ-160-100

8

1964

160

282688

300000/-

-/-

9

1964

160

313448

300000/

361212

-/-

10

1965

160

293356

300000/

343356

-/-

11

1976

160

222864

300000/-

-/-

12

1976

160

231228

300000/-

Котел БКЗ-320-100

13

1980

320

95600

300000/-

-/-

14

1983

320

91393

300000/-

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

К-140-160

1

1953 / 2010

140

406572

220000/

405000

К-140-160

2

1954/

2000

140

79832

220000/-

К-140-160

3

1956 / 2012

140

408142

220000/

407652

К-300−240-1

5

1963

300

223567

220000/

254263

К-300−240-1

6

1964 / 2005

300

236189

220000/

259000

К−265−240-1

7

1966

265

220112

220000/

239359

К−225-12,8-4р

8

2014

225

2.12. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения в Тульской области за 2010−2014 годы

Динамика производства, потребления и структура отпуска тепловой энергии по Тульской энергосистеме с 2010 года представлена в таблице 2.25.

Таблица 2.25. Динамика производства, потребления тепловой энергии по Тульской энергосистеме за 2010−2014 годы, тыс. Гкал

Наименование источника

тепловой энергии

2010

2011

2012

2013

2014

1. Филиал ОАО «Квадра» – «Центральная генерация» выработка, всего, в т.ч.:

5165,5

3033,3

3052,1

2827,7

2745,1

Первомайская ТЭЦ

1982,1

0,0

0,0

0,0

0,0

Ефремовская ТЭЦ

1387,9

1368,2

1323,6

1234,1

1249,0

Алексинская ТЭЦ

487,2

481,6

515,4

471,5

484,5

Щёкинская ГРЭС

173,3

160,1

161,2

154,3

73,8

Новомосковская ГРЭС

913,6

1015,9

1051,9

955,9

899,1

Новомосковские тепловые сети

223,4

0,0

0,0

0,0

0,0

Котельные производственные

7,5

0,0

11,9

38,7

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

-

-

-

-

171,0

Потребление ТЭ на собственные нужды

1,8

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

63,9

Отпуск «ЖКХ»

45,7

Отпуск «Прочие потребители, потери»

59,6

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

148,0

153,4

143,5

141,6

160,2

Отпуск ОАО «Энергия – 1»

136,9

143,2

129,7

126,0

120,5

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

11,1

10,2

13,8

15,6

39,7

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

844,5

833,4

828,0

816,3

857,1

Цеха ОАО «Тулачермет» (потребление)

286,2

295,9

281,2

297,1

330,2

Отпуск ЗАО «ТТС» (население)

339,6

320,3

317,3

304,8

316,3

Отпуск «Промышленные потребители, потери»

218,7

217,2

229,6

214,3

210,7

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

1068,4

1246,2

1031,9

1000,2

1220,4

Производственные нужды ПАО «Косогорский металлургический завод» (потребление)

890,4

1002,3

768,6

768,9

941,8

Отпуск «Население»

121,7

176,2

112,5

113,1

117,1

Отпуск «Прочие потребители, потери»

56,3

67,8

150,8

118,2

161,6

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

2329,7

1614,8

1463,6

1391,2

Производственные нужды ОАО «Щекиноазот» (потребление)

2089,1

1380,2

1246,7

1158,3

Отпуск «Население»

215,0

184,8

177,1

187,9

Отпуск «Прочие потребители, потери»

25,6

49,8

39,8

45,1

7. Котельные

9087,3

8246,1

9156,6

10164,9

8358,2

Всего объем производства тепловой энергии по Тульскому региону

17256,2

15842,1

15826,9

16414,3

14903,2

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

ОАО «НАК «Азот»

1 537,1

1 814,0

1 714,0

ОАО «Щекиноазот»

1 361,0

911,2

1 158,3

ПАО «Косогорский металлургический завод»

788,0

768,9

941,8

ООО «Каргилл»

473,0

432,0

515,0

ОАО «Пластик»

438,0

443,0

ОАО «Ефремовский завод синтетического каучука»

294,3

238,1

226,9

ОАО «Тулачермет»

281,2

297,1

330,2

ОАО «Тульский патронный завод»

251,0

232,0

221,0

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

189,2

204,4

218,7

ОАО «ЕВРАЗ Ванадий Тула»

122,0

106,0

97,1

ОАО АК «Туламашзавод»

118,1

110,9

81,4

ООО «Проктер энд Гэмбл – Новомосковск»

104,0

101,0

87,7

ЗАО «Алексинская бумажно-картонная фабрика»

104,0

96,7

110,3

ЗАО «Тяжпромарматура»

43,8

39,9

41,7

ОАО «Конструкторское бюро приборостроения»

42,8

41,6

45,6

ОАО «Полема»

41,4

26,7

18,3

2.13. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за 2010−2014 годы

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

Основные показатели энерго- и электроэффективности Тульской области за 2010−2014 годы в соответствии с данными Туластата представлены в таблице 2.27.

Таблица 2.27. Основные показатели энерго- и электроэффективности Тульской области за 2010−2014 годы

№ п/п

Показатель

Ед. изм.

2010

2011

2012

2013

2014

1

Валовой региональный продукт

млрд. руб.

237,2

272,5

311,2

347,1

361,2*

2

Валовой региональный продукт (в сопоставимых ценах)

%

103,6

105,3

102,5

104,4

104,5*

3

Потребление топливно-энергетических ресурсов

тыс. т усл.т.

10190,3

10108,0

10198,8

8956,8

дек.15**

4

Энергоемкость валового регионального продукта

кг усл.т./ тыс. руб.

42,959

37,102

32,974

25,805

дек.15

5

Общее потребление электроэнергии (по данным системного оператора)

млрд. кВт.ч

10008

9936

9939

9883

9869

6

Потребление электроэнергии без учета расходов на бытовые нужды

млрд. кВт.ч

8742

8656

8593

8505

8496

7

Электроемкость валового регионального продукта

кВт.ч/ тыс.руб.

42,19

36,46

31,94

28,47

27,32*

8

Численность населения (среднегодовая)

млн. чел.

1,5575

1,5474

1,5385

1,527

1,518

9

Потребление электроэнергии на душу населения

кВт.ч/ чел.

6426

6421

6460

6472

6501

10

Валовой региональный продукт на душу населения

тыс. руб.

152,3

176,1

202,3

227,3

237,9*

11

Численность занятых в экономике (среднегодовая)

млн. чел.

0,7711

0,7708

0,7663

0,7605

0,758*

12

Электровооруженность труда в экономике

кВт.ч на одного занятого в эконо-мике

11337

11230

11214

11183

11208*

* Оценочные данные.

** Срок представления информации.

2.14. Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных генерирующих компаний на территории Тульской области в 2014 году

Основным видом топлива электростанций филиала ОАО «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» ОАО «Интер РАО – Электрогенерация» является уголь Кузнецкого бассейна марок СС, Т и ДГ («Г» или «Д») для I, II, 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 резервно-го топлива

Обеспеченность резервным топливом на 01.01.2015 (план/факт), т

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

природный газ

уголь/

мазут

уголь (26000/55452)

мазут (250/556)

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

природный газ

уголь/

мазут

уголь (16000/20113)

мазут  (250/440)

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

природный газ

мазут

мазут  (7400/11872)

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

уголь

уголь

уголь (318721-факт)

ООО «Щекинская ГРЭС»

природный газ

уголь/

мазут

уголь (14000/18998)

мазут  (2900/4130)

Объем и структура топливного баланса энергоисточников Тульской области за 2014 год указаны в таблице 2.29.

Таблица 2.29. Объем и структура топливного баланса энергоисточников Тульской области за 2014 год

Наименование

Газ природный,

тут

Газ доменный,

тут

Газ сбросный, тут

Мазут,

тут

Уголь,

тут

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

937 800

-

-

-

-

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

-

-

-

91 320

1 135 880

3. ООО «Щекинская ГРЭС»

97 838

-

-

6

1

4. ОАО «Тулачермет»

198 593

292 320

-

-

-

5. ОАО «Щекиноазот» (Первомайская ТЭЦ)

383 000

-

10 000

-

-

6. ОАО «Щекиноазот» (ТЭЦ Ефремовского филиала)

1 200

-

-

-

-

7. ПАО «Косогорский металлургический завод»

110 000

72 000

-

-

-

Итого

1 728 431

364 320

10 000

91 326

1 135 881

2.15. Единый топливно-энергетический баланс Тульской области за 2009-2013 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 Туластатом. Баланс сформирован в единых энергетических единицах – тысячах тонн условного топлива.

Конечное потребление топливно-энергетических ресурсов Тульской области за 2009−2013 годы приведено в таблице 2.30.

Таблица 2.30. Топливно-энергетический баланс Тульской области за период 2009−2013 годов, тыс. тут

Наименование показателя

№ строки баланса

2009

2010

2011

2012

2013

Производство  энергетических ресурсов       

1

0,00

0,00

Ввоз                 

2

13154,7

12502,9

Вывоз                

3

-180,3

-788,4

Изменение запасов    

4   

300,2

74,7

-75,35

14,1

14,1

Потребление первичной энергии

5    

11488,8

11267,1

12832,23

12988,7

11728,7

Статистическое расхождение       

6   

-1,8

2,5

-0,11

-1,2

-1,7

Производство электрической энергии       

7   

-2182,0

-2573,4

-2521,12

-1454,4

-1481,2

Производство тепловой энергии

8   

-1751,51

-1177,3

-1180,29

-1539,4

-1285,7

Теплоэлектростанции  

8.1 

-1057,76

-581,6

-585,87

-530,4

-428,5

Котельные            

8.2 

-693,90

-572,4

-594,42

-1009,2

-820,0

Электрокотельные и теплоутилизационные установки     

8.3 

0,15

0,1

0,00

0,1

0,0

Преобразование топлива

9   

-0,10

-0,1

0,00

0

0

Переработка нефти    

9.1 

0

0,0

0,00

1

0

Переработка газа     

9.2 

0

0,0

0,00

0,1498

0

Обогащение угля      

9.3 

0

0,0

0,00

0

0

Собственные нужды    

10  

-107,7

-250,0

-420,10

-193,0

0,0

Потери при передаче  

11  

-550,4

-568,3

-472,11

-554,9

-541,1

Конечное потребление энергетических ресурсов

12  

11156,8

11280,9

12510,84

12834,1

11978,4

Сельское хозяйство, рыболовство и  рыбоводство    

13  

198,87

224,9

161,5

160,9

154,9

Промышленность       

14  

4950,19

4829,5

4719,0

5083,2

4918,4

Производство и распределение эл. энергии, газа и воды

14.1

263,00

308,5

159,2

140,0

666,1

Добыча полезных ископаемых

14.2

23,84

21,0

22,4

28,2

30,8

Производство пищевых продуктов, включая напитки и табака

14.3

394,88

397,0

508,2

505,5

458,1

Текстильное и швейное производство

14.4

9,84

9,8

18,9

7,1

5,8

Производство кожи, изделий из кожи и производство обуви

14.5

1,04

1,2

1,4

2,0

2,0

Обработка древесины и производство изделий из дерева

14.6

2,73

2,5

2,4

2,7

2,6

Целлюлозно-бумажное производство, издательская и полиграфическая деятельность

14.7

21,15

34,8

66,5

65,2

52,4

Химическое производство

14.8

1092,50

1099,6

1866,5

2281,6

1678,2

Производство резиновых и пластмассовых изделий

14.9

12,32

11,3

28,3

27,7

25,5

Производство прочих неметаллических минеральных продуктов

14.10

160,78

186,5

266,4

361,9

578,1

Металлургическое производство и производство готовых металлических изделий

14.11

795,49

724,8

1014,5

1027,9

930,9

Производство электрооборудования, электронного и оптического оборудования

14.12

34,81

27,3

40,7

39,8

42,1

Производство транспортных средств и оборудования

14.13

15,47

14,5

15,8

17,9

17,9

Производство машин и оборудования

14.14

46,99

41,9

80,9

75,4

42,4

Прочая промышленность

14.15

98,08

2,8

263,9

99,0

58,9

Прочие виды

14.16

531,37

381,3

363,8

401,8

339,1

Строительство        

15  

80,31

60,4

67,9

64,6

45,6

Транспорт и связь    

16  

231,06

222,6

198,9

252,4

287,1

Железнодорожный      

16.1

38,43

26,9

25,6

82,289

123,139

Трубопроводный       

16.2

3,17

3,0

3,3

1,993

3,989

Автомобильный        

16.3

0,000

3,699

Прочий               

16.4

50,41

57,4

32,7

31,551

20,249

Сфера услуг          

17  

190,46

216,0

1581,4

1403,9

644,3

Население            

18  

2164,19

2255,0

2215,1

2355,3

2424,3

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

19  

3341,76

3472,6

3567,0

3513,7

3503,7

Основные направления развития электроэнергетики Тульской области на 2016−2020 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 и региональному прогнозам потребления электроэнергии и мощности сроки ввода/вывода генерирующих объектов приняты в соответствии с проектом схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2015−2021 годы, 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, Тульской энергосистемы ОЭС Центра).

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

1) Инвестиционная программа ОАО «ФСК ЕЭС» на 2015−2019 годы;

2) Инвестиционная программа филиала «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» на 2015−2019 годы;

3) Проект схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2015−2021 годы.

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

Реконструкция ПС 220 кВ Северная с установкой третьего АТ 220/110 кВ мощностью 200 МВА. Расширение РУ 110 кВ ПС 220 кВ Северная с сооружением новых ячеек для осуществления технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО «Корпорация развития Тульской области»

200 МВА,

4 ячейки - 110 кВ;

2 ячейки - 220 кВ

2017

Реконструкция

Проект схемы и программы развития ЕЭС России на 2015−2021 гг.

Договор ТП от 29.05.2013 № 22–2013–85/ТП–М1 к сетям ОАО «ФСК ЕЭС»

Инвестиционная программа ОАО «ФСК ЕЭС» на 2015−2019 гг. (ПИР)

Реконструкция ПС 220 кВ Химическая. Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО «Тульский цементный завод»

Сооружение 2-х новых линейных ячеек в ОРУ 110 кВ

2018

Реконструкция

Договор ТП от 12.12.2012 № 22–2012–122/ТП–М1 к сетям ОАО «ФСК ЕЭС»

Расширение ПС 220 кВ Ленинская. Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ОАО «Ревякинский металлопрокатный завод»

Сооружение двух линейных ячеек 110 кВ

2016

Реконструкция

Инвестиционная программа ОАО «ФСК ЕЭС» на 2015−2019 гг.

Договор на ТП от 29.05.2013 № 22−2013-83/ТП-М1 к сетям ОАО «ФСК ЕЭС»

Техническое перевооружение ПС 220 кВ Металлургическая. Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ОАО «Тулачетмет-Сталь»

Сооружение двух линейных ячеек 220 кВ

2018

Реконструкция

Инвестиционная программа ОАО «ФСК ЕЭС» на 2015−2019 гг. Договор на ТП от 29.01.2014 № 22–2014–02/ТП–М1 к сетям ОАО «ФСК ЕЭС»

ПС 220 кВ Тула, ПС 220 кВ Бегичево. Реконструкция с заменой выключателей 110 кВ несоответствующих отключающей способности

7 шт.

2016

Реконструкция

Инвестиционная программа ОАО «ФСК ЕЭС» на 2015−2019 гг.

ПС 220 кВ Люторичи. Реконструкция с заменой БСК 110 кВ

52 Мвар

2015

Реконструкция

Инвестиционная программа ОАО «ФСК ЕЭС» на 2015−2019 гг.

ПС 220 кВ Тула. Реконструкция с заменой БСК 110 кВ

52 Мвар

2015

Реконструкция

Инвестиционная программа ОАО «ФСК ЕЭС» на 2015−2019 гг.

Строительство ПС 110 кВ Индустриальная (2х125 МВА) и двух КВЛ 110 кВ (2х7,6 км)

250 МВА

15,2 км

2015

Дополнительное

сетевое

строительство

Собственные средства ОАО «Корпорация развития Тульской области»

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

3,0 км

2017

Реконструкция

Инвестиционная программа филиала «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» на 2015−2019 гг.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Ленинская-Привокзальная

3,3 км

2016

Реконструкция

-/-

Реконструкция ВЛ 110 кВ Пятницкая−Ясногорск

26,4 км

2017

Реконструкция

-/-

Реконструкция ВЛ 110 кВ Щекино−Ясенки

6,1 км

2017

Реконструкция

-/-

Реконструкция ВЛ 110 кВ Отпайка Ясенки

6,2 км

2016

Реконструкция

-/-

Реконструкция двухцепной ВЛ 110 кВ Ленинская−Мясново с отпайками, ВЛ 110 кВ Ратово−Мясново, Ленинская − Ратово с отп. Тула − Мясново с отп. на ПС 110 кВ Южная

6,0 км

18,3 км

2017

2019

Реконструкция

-/-

Реконструкция ВЛ 110 кВ Плавск−Щекино с отп. на ПС 110 кВ Смычка-1 ВЛ 110 кВ Плавск−Лазарево с отп. на ПС 110 кВ Смычка−2 ВЛ 110 кВ Лазарево−Щекино

18,1 км

13,3 км

2016

2017

Реконструкция

-/-

Реконструкция ВЛ 110 кВ Звезда−Бегичево с отп. и ВЛ 110 кВ Звезда −Волово с отп.

13,3 км

20,7 км

2015

2019

Реконструкция

-/-

Реконструкция ВЛ 110 кВ Звезда−Бегичево с отп. и ВЛ 110 кВ  Звезда-Волово с отп.

9,4 км

2019

Реконструкция

-/-

Реконструкция ВЛ 110 кВ Щекино−Первомайская I и II

14,1 км

2017

Реконструкция

-/-

Комплексная реконструкция ПС 110 кВ Октябрьская с заменой силового трансформатора 25 МВА на 40 МВА

40 МВА

2015

Реконструкция

-/-

Реконструкция ПС 110 кВ Ушатово с заменой трансформаторов 1х7,5 и 1х20 МВА на 2х16 МВА

32 МВА

2015

Реконструкция

-/-

Реконструкция ПС 110 кВ Центральная с заменой трансформаторов Т1 иТ2 мощностью 2х25 МВА на 2х40 МВА

40 МВА

40 МВА

2016

2017

Реконструкция

-/-

Установка БСК на шины 110 кВ ПС 110 кВ Узловая

1х20 Мвар

2017

Реконструкция

-/-

Установка БСК на шины 10 кВ ПС 110 кВ  Октябрьская

1х1,5 Мвар

1х4,5 Мвар

2018

Реконструкция

-/-

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, Тула, Металлургическая, а также ПС 220 кВ Приокская (абонентская), ТЭЦ-ПВС ОАО «Тулачермет» и ПС 110 кВ: Кировская, Щегловская, Рудаково, Мясново, Перекоп, Южная и др.

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

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

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

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

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

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

При определении сценария развития электроэнергетики Тульской области по региональному прогнозу потребления электроэнергии и мощности на период до 2020 года учтена нагрузка шести индустриальных  парков (542 МВт), крупных  промышленных потребителей (262 МВт) и объектов нового жилищного строительства (70,2 МВт).

Данные по указанным нагрузкам представлены в таблице 3.2.

 

Таблица 3.2. График набора нагрузки индустриальных  парков, крупных  промышленных потребителей и объектов нового жилищного строительства на 2015−2020 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

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Группа 1. Индустриальные парки Тульской области

1

Индустриальный парк «Узловая», ОАО «Корпорация развития Тульской области», Узловский р-н, пос. Шаховское, 2430,88 га (41 участок)

35

35

100

100

100

100

50

100

2

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

3

8

13

13

13

13

2

4

7

10

11

11

1,5

4,5

8

11

11

11

12

39

65

65

65

3

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

80

100

100

100

4

Заокский рекреационный парк, Заокский р-н, д. Веселево, ООО «Велес Капитал Девелопмент»

19,5

19,5

19,5

19,5

19,5

5

Заокский индустриально-логистический парк, Заокский р-н, с. Турино, ООО «1-й Тульский индустриальный парк»

2

2

2

12

22

100

6

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

0,7

5

22,5

22,5

22,5

22,5

Группа 2. Крупные потребители Тульской области

7

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

5,5

5,6

25

40

50

70

8

ООО «Тулачермет-Сталь», г. Тула

35

77

77

77

132

9

ОАО «Комбайнмашстрой»,

г. Тула

4,9

4,9

4,9

40

40

40

10

ОАО «Конструкторское бюро приборостроения», г. Тула

2

5

9

9

20

Группа 3. Объекты нового жилищного строительства

11

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

1,1

2,1

3,2

4,2

5,3

6,4

12

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

0,9

1,7

3,6

4,4

5,3

6,2

13

г. Тула, Зареченский район, площадка «Грат», малоэтажное усадебное и среднеэтажное многоквартирное строительство

1,6

3,1

4,7

7,9

9,4

11

14

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

2,3

4,6

6,8

9,1

11,4

13,7

15

г. Тула, Привокзальный район, ул. Генерала Маргелова- Крутоовражный проезд, многоэтажное  жилищное строительство

1

2

3

4

5

6

16

г. Тула, Привокзальный район, микрорайон «Зеленстрой−2», многоэтажное жилищное строительство

1

2

3

4

5

6

17

г. Новомосковск, III - IV Залесные микрорайоны, многоэтажное жилищное строительство

2,1

4,1

6,2

8,2

10,3

12,4

18

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

1,7

3,4

5,2

6,9

8,6

Итого

64,4

158,9

436,8

566,1

648,6

874,2

3.2. Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность по Тульской области на 2016−2020 годы

Базовый прогноз спроса на электрическую энергию по энергосистеме Тульской области на 2016−2020 годы представлен в таблице 3.3.

Таблица 3.3. Базовый прогноз спроса на электрическую энергию по энергосистеме Тульской области на 2016−2020 годы, млрд. кВт.ч

Показатель

Факт

Прогноз

Средне-

годовой прирост за 2015−2020 гг., %

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Электропотребление, млрд. кВт.ч

9,869

9,884

9,886

9,897

9,925

9,986

10,085

Среднегодовые темпы прироста

электропотребления, %

-

0,15

0,02

0,11

0,28

0,61

0,99

0,33

Ожидаемый прирост электропотребления по территории Тульской энергосистемы в 2020 году по отношению к 2014 году составит 2,15 %. Среднегодовой прирост электропотребления на 2014-2020 годы составит 0,33 %.

Базовый прогноз спроса на электрическую мощность по энергосистеме Тульской области на 2016−2020 годы с распределением по энергорайонам представлен в таблице 3.4.

Таблица 3.4. Базовый прогноз спроса на электрическую мощность по энергосистеме Тульской области на 2016−2020 годы

Энергорайон

Год/Мощность, МВт

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Тульский

573,2

575,3

579,4

589,4

600,4

614,4

Заокский

131,5

132,5

133,0

133,0

133,0

133,1

Суворовский

328,0

330,4

330,4

330,4

330,4

330,4

Люторичи и Бегичево

79,4

79,4

79,4

79,4

79,4

79,4

Щекинский

138,8

138,8

138,8

138,8

138,8

138,8

Новомосковский

280,8

282,3

283,1

283,1

283,1

283,1

Ефремовский

133,3

133,3

134,9

134,9

134,9

134,9

Общее потребление (собственный максимум)

1665,0

1672,0

1679,0

1689,0

1700,0

1714,0

Региональный прогноз спроса на электрическую энергию по энергосистеме Тульской области на 2016−2020 годы представлен в таблице 3.5.

Таблица 3.5. Региональный прогноз спроса на электрическую энергию по энергосистеме Тульской области на 2016−2020 годы

Показатель

Факт

Прогноз, год

Средне-годовой прирост за 2015 - 2020 гг., %

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Электропотребление, млрд. кВт.ч

9,869

10,36

10,94

12,77

13,92

14,66

16,22

Среднегодовые темпы прироста электропотребления, %

-

4,98

5,60

16,73

9,01

5,32

10,64

10,7

Ожидаемый прирост электропотребления по территории Тульской энергосистемы в соответствии с региональным прогнозом в 2020 году по отношению к 2014 году составит 64,4 %. Среднегодовой прирост электропотребления на 2015−2020 гг. составит 10,7 %.

Региональный прогноз спроса на электрическую мощность по энергосистеме Тульской области на 2016−2020 годы с распределением по энергорайонам представлен в таблице 3.6.

Таблица 3.6. Региональный прогноз спроса на электрическую мощность по энергосистеме Тульской области на 2016-2020 годы

Энергорайон

Год ввода/Мощность, МВт

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Тульский

598,3

632,8

778,4

880,9

928,6

1097,5

Заокский

136,6

144,6

155,8

163,2

176,6

204,5

Суворовский

340,7

360,7

381,6

381,6

381,6

381,6

Бегичево и Люторичи

82,5

87,3

93,7

98,3

106,1

124,3

Щекинский

144,2

152,6

197,3

194,3

194,3

194,3

Новомосковский

289,1

306,0

354,2

381,8

406,4

431,0

Ефремовский

138,0

146,9

154,8

155,0

155,0

155,0

Общее потребление (собственный максимум)

1729,4

1830,9

2115,8

2255,1

2348,6

2588,2

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 3.7.

Таблица 3.7. Мощность нагрузки крупных потребителей в Тульской энергосистеме

Наименование потребителя

Максимум нагрузки, МВт

2015

2016

2017

2018

2019

2020

ОАО «НАК «Азот»

132,0

140,0

142,0

141,0

141,0

142,0

ООО «Тулачермет-Сталь»

-

35,0

77,0

77,0

77,0

132,0

ОАО «Щекиноазот»

64,3

72,0

72,0

72,0

72,0

72,0

ОАО «Тулачермет»

64,0

64,0

68,0

68,0

68,0

68,0

ООО «Каргилл»

34,0

36,0

40,0

42,0

44,0

48,0

ПАО «Косогорский металлургический завод»

20,6

20,3

20,3

20,3

20,3

20,3

ООО «Проктер энд Гэмбл – Новомосковск»

20,0

22,0

23,0

24,0

25,0

26,0

ОАО «Ефремовский завод синтетического каучука»

18,0

18,0

18,0

18,0

18,0

18,0

ЗАО «Тулатеплосеть»

30,6

30,6

30,6

30,6

30,6

30,6

ЗАО «Тяжпромарматура»

14,0

14,9

15,1

15,3

15,5

15,7

ОАО «Пластик»

8,0

10,0

10,0

10,0

10,0

10,0

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

9,0

8,9

8,8

8,7

8,6

8,6

ОАО «Полема»

10,0

10,0

10,0

10,0

10,0

10,0

ОАО АК «Туламашзавод»

16,5

16,5

17,0

17,5

18,0

18,0

ОАО «Тульский патронный завод»

12,0

13,0

13,0

14,0

14,0

14,0

ООО «КНАУФ ГИПС Новомосковск»

9,5

9,5

9,5

9,5

9,5

9,5

ОАО «ЕВРАЗ Ванадий Тула»

6,6

6,7

6,9

7,0

7,1

7,2

ОАО «Ревякинский металлопрокатный завод»

5,5

5,6

25,0

40,0

50,0

70,0

ОАО «Конструкторское бюро приборостроения»

5,4

7,0

8,1

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 3.6).

Заявки на технологическое присоединение энергопринимающих устройств наиболее крупных потребителей, учтённые при составлении баланса мощности Тульской области на 2015−2020 годы, представлены в таблице 3.8.

Таблица 3.8. Заявки на технологическое присоединение энергопринимающих устройств наиболее крупных потребителей Тульской области

Наименование
потребителя

Наименование центра питания

Наименование объекта

Планируемое распределение максимальной мощности, МВт

2015

2016

2017

2018

2019

2020

ОАО «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

ОАО «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

ОАО «МРСК Центра и Приволжья»
ПС 110 кВ Октябрьская

ПС 220 кВ Тула, ПС 220 кВ Ленинская

г. Тула, ул. Малые Гончары, 9-а

10,4

ООО «Каргилл»

ПС 110 кВ Глюкозная                         ПС 220 кВ Звезда

1. Зажимы проводов концевой опоры № 58 в сторону портала ПС 110 кВ Глюкозная ВЛ 110 кВ Компрессорная I с отп. (19 000 кВт);
2. Зажимы проводов концевой опоры № 58 в сторону портала ПС 110 кВ Глюкозная ВЛ 110 кВ Компрессорная II с отп. (10 470 кВт);
3. Опора врезки ВЛ 110 кВ от ПС 220 кВ Звезда в ЛЭП 110 кВ Ефремовская ТЭЦ - Глюкозная

(20 530 кВт)

39,5

ОАО «МРСК Центра и Приволжья»
ПС 110 кВ Никулинская

ПС 220 кВ
Ленинская

Алексинский район, вблизи пос. Новогуровский

23,7

ОАО «Тульские городские электрические сети»

ПС 110 кВ Щегловская

Новый корпус ГУЗ «Тульский областной перинатальный центр»; г. Тула, ул. Яблочкова, д.1д

5,7

ООО «АК Синтвита»

ПС 110 кВ Оболенская

Киреевский р-н, пос. Шварцевский, ул. Ленина, д.1

3

2,2

ООО «Русский сад»

ПС 110 кВ Оболенская

Индустриально-логический парк «ДАМУ Новомосковск»; Киреевский р-н, д. Михайловка, д.1

1

2

2

2

ООО «Компания Промсервис»

ПС 110 кВ Мордвес

Завод керамических стеновых материалов; Веневский р-н, с. Трухачевка, ул. Центральная, д. 77

1

2

1,4

ООО «РУССКАТ»

ПС 110 кВ Ушаково

Производство катанки медной огневого рафинирования; Узловский р-он, д. Ушаково

2

2,8

ООО «ЮНАЙТЕД ЭКСТРУЖН»

ПС 110 кВ Ясногорск

Цех по производству ПВХ; г. Ясногорск, ул. Заводская, д.3

2

2

0,9

ООО «МГ-Финанс»

ПС 35 кВ Маслово

Малоэтажная застройка; Ленинский р-н, в 380 м севернее д. Мыза; пос. Петровский, 2-ой Овражный пер., д.7

0,5

1

1

0,5

ООО «ЛАНДАР МТ»

ПС 110 кВ Октябрьская

Многоквартирные жилые дома и здания торгово-офисного назначения; г. Тула, Зареченский район, по ул. Октябрьская

2

2

ОАО «Возрождение»

ПС 110 кВ Мясново

Жилой микрорайон; Ленинский р-н, пос. Петровский, ул. Центральная, д. 18; пос. Иншинский

2

2

3

3

1

ОАО «Корпорация развития Тульской области»

ПС 110 кВ Мясново

Жилой комплекс; Ленинский район, д. Нижняя Китаевка

1,5

3

3,5

3

ООО «Альянс-Строй»

ПС 110 кВ Мясново

Жилой комплекс «Петровский»; Ленинский район,  пос. Петровский

1

1

1

1

ООО «Альянс-Строй»

ПС 110 кВ Мясново

Жилая застройка; Ленинский район, пос. Петровский

1

1

2

ОАО «Корпорация развития Тульской области» (заявка)

ПС 110 кВ Мясново

Жилой комплекс; Ленинский район, д. Нижняя Китаевка

11

ООО «Воловский бройлер»

ПС 110 кВ Волово

Комплекс птичников; Воловский р-н,

с. Верхоупье,

д. Ольгинка,

д. Саратовка

3

3,4

ООО «Инвест

Строй»

ПС 110 кВ Рождественская

Жилая застройка; Ленинский район, пос. Рождественс-кий

0,5

1

1

0,5

ООО «484 КНИ» (заявка)

ПС 110 кВ Рождественская

Производство извести; Ленинский район, д. Погромное

5

3

ОАО «Тульские городские электрические сети»

ПС 110 кВ Южная

Две проектируемые  ЛЭП 10 кВ от СкШ 10 кВ ПС 110 кВ Южная

3

3,8

ООО «Группа

Тропик»

ПС 110 кВ Южная

Спортивно-оздоровитель-ный комплекс; г. Тула, по Калужскому шоссе

2

4

1,8

АО «Строительное управление № 155»

ПС 110 кВ  Южная

Жилая застройка; Ленинский район, д. Нижняя Китаевка

3

5

5

ОАО «Возрождение» (заявка)

ПС 110 кВ  Привокзальная

Жилая застройка;

Ленинский р-н, пос. Петровский

2

2,5

2,5

ЗАО «Индустрия Сервис»

ПС 110 кВ  Шатск

Производствен-ная база;  Ленинский район, пос. Шатск

0,9

2

2

ООО «Проминвест»

ПС 110 кВ  Рассвет

Индустриальный парк «Рассвет», Ленинский район, в 350 м северо-западнее д. Хопилово

2

2,9

ИП Мельников Павел Эдуардович

ПС 110 кВ  Партизан

Производство металлопласти-ковых труб и радиаторов; г. Узловая, ул. Заводская, д. 1.

1

1

1

1

5

ООО «Газпром центрремонт» (заявка)

ПС 110 кВ Временная

Новомосковское ПХГ; Киреевский р-н, вблизи д. Большие Калмыки

3,6

0,5

ООО «Центр-Известняк»

ПС 110 кВ  Лужное

Завод по производству извести; Дубенский р-н, с. Опочня, ул. Урожайная, д. 15

2

2

ООО «Престиж»

ПС 110 кВ Ратово

Проектируемый поселок «Прудное»; Ленинский р-н, д. Прудное

2

2,3

1,7

ОАО «Тульские городские электрические сети»

ПС 110 кВ Стечкин

Проектируемая ЛЭП 10 кВ от линейной ячейки № 23 3 СкШ 10 кВ и проектируемой ЛЭП 10 кВ от линейной ячейки № 28 4 СкШ 10 кВ

2

2

2

2

2

ООО «Ин-групп»

ПС 110 кВ  Стечкин

Жилая застройка; Ленинский р-н, 800 м севернее д. Малевка

3

3

3,9

ООО «Ин-Групп»

ПС 110 кВ  Стечкин

Жилой комплекс; г. Тула, Центральный район, 1-ый Юго-Восточный микрорайон

1

2

2

1

ООО «Ин-Групп»

ПС 110 кВ  Стечкин

Коттеджный поселок; Ленинский район, д. Малевка

1

1

1

1

1

ООО «Гиперглобус»

ПС 110 кВ  Стечкин

Торгово-производствен-ный комплекс; Ленинский район, 2,7 км северо-западнее с. Осиновая Гора

1

1

1

1

ООО «Новый век» (заявка)

ПС 110 кВ Стечкин

Жилой микрорайон; Ленинский район, пос. Ильинка

1,1

1,4

2,0

1,9

0,7

ООО «ОСТ ТКЮВ»  (заявка)

ПС 110 кВ  Стечкин

Многофункцио-нальный туристско-рекреацион-ный комплекс; Ленинский район, д. Малевка, ул. Шоссейная, д.5

0,8

4

2,2

ОАО «Комбайнмашстрой» (заявка)

ПС 110 кВ Щегловская, ВЛ 110 кВ Ревякино-Кировская

г. Тула, Щегловская засека, 31

4,9

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 2016–2020 годы

Перспективный баланс мощности Тульской энергосистемы на период до 2020 года в соответствии с базовым и региональным прогнозами потребления электроэнергии и мощности представлен в таблице 3.9.

Таблица 3.9. Перспективный баланс мощности Тульской энергосистемы в соответствии с базовым и региональным прогнозами потребления электроэнергии и мощности на 2015−2020 годы

Показатель

2015

2016

2017

2018

2019

2020

Покрытие (установленная мощность электростанций), МВт

2414,2

1654,2

1654,2

1654,2

1654,2

1654,2

в том числе по станциям:

Черепетская ГРЭС

1315

715

715

715

715

715

Щекинская ГРЭС

400

400

400

400

400

400

Алексинская ТЭЦ

115

115

115

115

115

115

Ефремовская ТЭЦ

160

0

0

0

0

0

Новомосковская ГРЭС

187,65

187,65

187,65

187,65

187,65

187,65

ТЭЦ-ПВС ОАО «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

ТЭЦ Ефремовского филиала ОАО «Щекиноазот»

6

6

6

6

6

6

Базовый вариант электропотребления

Потребность (собственный максимум), МВт

1665,0

1672,0

1679,0

1689,0

1700,0

1714,0

Потребность (потребление электрической энергии), млрд. кВт.ч

9,884

9,886

9,897

9,925

9,986

10,085

Покрытие (производство электрической энергии), млрд. кВт.ч

6,245

5,138

5,122

4,958

4,962

4,959

Сальдо перетоков электрической энергии, млрд. кВт.ч *

3,639

4,748

4,775

4,967

5,024

5,126

Региональный вариант электропотребления

Потребность (собственный максимум)

1729,4

1830,9

2115,8

2255,1

2348,6

2588,2

Потребность (потребление электрической энергии), млрд. кВт.ч

10,36

10,94

12,77

13,92

14,66

16,22

Покрытие (производство электрической энергии), млрд. кВт.ч

7,77

6,22

6,32

6,34

6,34

6,34

Сальдо перетоков электрической энергии, млрд. кВт.ч *

2,59

4,72

6,45

7,58

8,32

9,88

* (-) – выдача электрической энергии, (+) – получение электрической энергии энергосистемой.

Сведения о производстве электрической энергии по данным генерирующих компаний Тульской области на период до 2020 года, учтенные в рамках регионального прогнозного баланса мощности Тульской энергосистемы на период до 2020 года, представлены в таблице 3.10.

Таблица 3.10. Производство электрической энергии на 2015−2020 годы по данным генерирующих компаний Тульской области, млн. кВт.ч

Наименование

2015

2016

2017

2018

2019

2020

1. Филиал ОАО «Квадра» – «Центральная генерация», всего

1814,28

2047

2047

2047

2047

2047

1.1. Ефремовская ТЭЦ

347,48

0

0

0

0

0

1.2. Алексинская ТЭЦ  (ПГУ-115)

132

712,2

712,2

712,2

712,2

712,2

1.3.Новомосковская ГРЭС (ПГУ-190)

1334,8

1334,8

1334,8

1334,8

1334,8

1334,8

2. ООО «Щекинская ГРЭС»

171,3

171,3

171,3

171,3

171,3

171,3

3. Филиал ОАО «Интер РАО - Электрогенерация» «Черепетская ГРЭС им. Д.Г. Жимерина»

4581,9

2640,8

2698,5

2722,2

2722,2

2722,2

3.1.ЧГРЭС (существующая часть)

2335,0

331,2

331,2

331,2

331,2

331,2

3.2.ЧГРЭС (новые блоки 2х225 МВт)

2246,9

2309,6

2367,3

2391,0

2391,0

2391,0

4. ТЭЦ-ПВС ОАО «Тулачермет»

553

553

595

595

595

595

5. ТЭЦ-ПВС ПАО «Косогорский металлургический завод»

142

142

142

142

142

142

6. Электростанции ОАО «Щекиноазот»

504,3

663,0

663,0

663,0

663,0

663,0

6.1. Первомайская ТЭЦ

461,6

620,3

620,3

620,3

620,3

620,3

6.2 ТЭЦ Ефремовского  филиала

42,7

42,7

42,7

42,7

42,7

42,7

Итого производство электрической энергии

7766,78

6217,09

6316,83

6340,5

6340,5

6340,5

3.4. Расчеты электрических режимов сети напряжением 110 кВ и выше Тульской области на 2016-2020 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 2016−2020 года проведен 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 расчетных схемах на этапе 2016−2020 годов для каждого из сценариев развития электроэнергетики Тульской области принят следующий состав генерирующего оборудования:

1) Для режима зимних максимальных нагрузок:

Черепетская ГРЭС: блок № 7-265 МВт, блок № 8-225 МВт; блок № 9-225 МВт;

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

Алексинская ТЭЦ: ПГУ-115 – 128,5 МВт;

Новомосковская ГРЭС: ГТУ-131,75 МВт, ПТУ-55,9 МВт;

Суммарная генерация составляет 1431,15 МВт.

2) Для режима летних максимальных нагрузок:

Черепетская ГРЭС: блок № 8-225 МВт, блок № 9-225 МВт;

Щекинская ГРЭС: блок № 1-200 МВт;

Алексинская ТЭЦ: ПГУ-115 – 128,5 МВт;

Новомосковская ГРЭС: ГТУ-131,75 МВт, ПТУ-55,9 МВт.

Суммарная генерация составляет 966,15 МВт.

Перегружаемые элементы на период 2016-2020 годов, а также процент их максимальной загрузки с описанием режима, в котором она наблюдалась, представлены в таблице 3.11. Анализ режимов, в которых выявлено снижение напряжения на подстанциях электрической сети, представлен в таблице 3.12.

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 и могут рассматриваться как «узкие места» Тульской энергосистемы.

Возможные перегрузки элементов, выявленные в режимах аварийных отключений в ремонтных схемах на период зимнего максимума нагрузки, не требуют первоочередного электросетевого строительства и могут быть ликвидированы устройствами противоаварийной автоматики.

С учетом запланированного роста нагрузок по базовому прогнозу электропотребления и мощности в режимах летних максимальных нагрузок 2016-2020 годов возникают перегрузки:

1) ВЛ 110 кВ Звезда − Ефремов при аварийном отключении 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Звезда. Величина перегрузки ВЛ составляет 8-27% от Iдоп.;

2) ВЛ 110 кВ Волово – Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Звезда. Величина перегрузки ВЛ достигает 45% от Iдоп.;

3) 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 1(2) СШ 220 кВ Щекинской ГРЭС или одного из выключателей ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево отпайкой на блок 1. Величина перегрузки составляет 10% от Iдоп.;

4) ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС − Северная №2 с отпайкой на блок 2 со стороны Щекинской ГРЭС при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Бегичево – Люторичи в схеме ремонта 1(2) СШ 220 кВ Щекинской ГРЭС или одного из выключателей ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Северная №2 с отпайкой на блок 2. Величина перегрузки составляет 4% от Iдоп.;

5) ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ − Космос с отпайками при аварийном отключении АТ-2(1) 220/110 кВ ПС 220 кВ Протон в схеме ремонта АТ-1(2) 220/110 кВ ПС 220 кВ Протон. Величина перегрузки ВЛ составляет 13-15% от Iдоп.;

6) ВЛ 110 кВ Тула − Мясново №1 с отпайками при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Тула – Мясново №2 с отпайкой на ПС Южная в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Ленинская – Мясново с отпайками. Величина перегрузки составляет 18% от Iдоп.;

7) ВЛ 110 кВ Тула − Мясново №2 с отпайкой на ПС Южная при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Тула – Мясново №1 с отпайками в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Ленинская – Мясново с отпайками. Величина перегрузки составляет 21% от Iдоп.

С учетом запланированного роста нагрузок по региональному прогнозу электропотребления и мощности в режимах зимних максимальных нагрузок 2016−2020  годов возникают перегрузки:

1) ВЛ 110 кВ Волово – Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Звезда. Величина перегрузки ВЛ достигает 45% от Iдоп.;

2) ВЛ 220 кВ Северная – Химическая при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1 и ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Северная №2 с отпайкой на блок 2. Величина перегрузки ВЛ составляет на этапе 2016 года 3% от Iдоп;

3) ВЛ 110 кВ Тула – Новая Тула с отп. со стороны ПС 220 кВ Тула 1 цепь в следующих аварийно – ремонтных схемах:

отключение ВЛ 110 кВ Тула – Новая Тула 2 цепь с отп. Величина перегрузки составляет 21% от Iдоп. на этапе 2018 года;

отключение 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Тула. Величина перегрузки составляет 19% от Iдоп. на этапе 2018 года;

4) ВЛ 110 кВ Тула – Новая Тула 2 с отп. со стороны ПС 220 кВ Тула при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Тула – Новая Тула 1 цепь с отп. Величина перегрузки составляет 17% от Iдоп. на этапе 2018 года.

С учетом запланированного роста нагрузок по региональному прогнозу электропотребления и мощности в режимах летних максимальных нагрузок 2016-2020 годов возникают перегрузки:

1) ВЛ 110 кВ Звезда − Ефремов при аварийном отключении 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Звезда. Величина перегрузки ВЛ составляет на этапе 2016 – 2017 гг. 8-9% от Iдоп.;

2) ВЛ 110 кВ Волово – Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Звезда. Величина перегрузки ВЛ достигает 45% от Iдоп;

3) ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ − Космос с отпайками при аварийном отключении АТ-2(1) 220/110 кВ ПС 220 кВ Протон в схеме ремонта АТ-1(2) 220/110 кВ ПС 220 кВ Протон. Величина перегрузки ВЛ на этапе 2016 года составляет 40% от Iдоп.;

4) 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 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 12% от Iдоп.;

5) ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС − Северная №2 с отпайкой на блок 2 со стороны Щекинской ГРЭС при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Бегичево – Люторичи в схеме ремонта 1(2) СШ 220 кВ Щекинской ГРЭС или одного из выключателей ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Северная №2 с отпайкой на блок 2. Величина перегрузки составляет 6% от Iдоп.;

6) ВЛ 110 кВ Тула – Новая Тула с отп. со стороны ПС 220 кВ Тула 1 цепь в следующих аварийно-ремонтных схемах:

отключение ВЛ 110 кВ Тула – Новая Тула 2 цепь с отп. Величина перегрузки составляет 11% от Iдоп. на этапе 2018 года;

отключение 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Тула. Величина перегрузки составляет 14% от Iдоп. на этапе 2018 года;

отключение АТ-1(2) 220/110 кВ ПС 220 кВ Новая Тула в схеме ремонта АТ-2(1) 220/110 кВ ПС 220 кВ Новая Тула. Величина перегрузки составляет 11 - 16% от Iдоп. на этапе 2018 – 2020 гг.;

7) ВЛ 110 кВ Тула – Новая Тула с отп. со стороны ПС 220 кВ Тула 2 цепь в следующих аварийно-ремонтных схемах:

отключение ВЛ 110 кВ Тула – Новая Тула 1 цепь с отп. Величина перегрузки составляет 7% от Iдоп. на этапе 2018 года;

отключение АТ-1(2) 220/110 кВ ПС 220 кВ Новая Тула в схеме ремонта АТ-2(1) 220/110 кВ ПС 220 кВ Новая Тула. Величина перегрузки составляет 11 - 15% от Iдоп. на этапе 2018 – 2020 гг.;

8) ВЛ 110 кВ ТЭЦ Тулачермет – Металлургическая в следующих аварийно-ремонтных схемах:

отключение 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Тула. Величина перегрузки составляет 2% от Iдоп. на этапе 2020 года;

отключение АТ-1(2) 220/110 кВ ПС 220 кВ Тула в схеме ремонта АТ-2(1) 220/110 кВ ПС 220 кВ Тула. Величина перегрузки составляет 8% от Iдоп. на этапе 2020 года;

отключение АТ-1(2) 220/110 кВ ПС 220 кВ Новая Тула в схеме ремонта АТ-2(1) 220/110 кВ ПС 220 кВ Новая Тула. Величина перегрузки составляет 2% от Iдоп. на этапе 2020 года;

9) АТ 1(2,3) 220/110 кВ ПС 220 кВ Северная при аварийном отключении АТ 2(3,1) 220/110 кВ ПС 220 кВ Северная в схеме ремонта АТ 3(1,2) 220/110 кВ ПС 220 кВ Северная. Величина перегрузки АТ на этапе 2020 года составляет 10% от Iдоп.

1

Таблица 3.11. Анализ перегрузок электрической сети Тульской энергосистемы

Базовый прогноз потребления электроэнергии и мощности

Летний максимум нагрузок

№

Перегружаемый элемент

Схемы сети

Отключаемые элементы сети

Загрузка, %/год

2016

2017

2018

2019

2020

1

ВЛ 110 кВ Звезда − Ефремов

Нормальная

-

2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Звезда

108

114

123

125

127

2

ВЛ 110 кВ Волово – Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк

Нормальная

-

1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Звезда

143

143

144

145

145

3

ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС − Бегичево с отпайкой на блок 1 со стороны Щекинской ГРЭС

Нормальная

-

-

-

-

-

-

-

Ремонтная

1(2) СШ 220 кВ Щекинской ГРЭС

ВЛ 220 кВ Северная − Химическая

110

110

110

110

110

4

ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС − Северная №2 с отпайкой на блок 2 со стороны Щекинской ГРЭС

Нормальная

-

-

-

-

-

-

-

Ремонтная

1(2) СШ 220 кВ Щекинской ГРЭС

ВЛ 220 кВ Бегичево − Люторичи

104

104

104

104

104

5

ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ − Космос с отпайками

Нормальная

-

-

-

-

-

-

-

Ремонтная

АТ-1(2) 220/110 кВ ПС 220 кВ Протон

АТ-2(1) 220/110 кВ ПС 220 кВ Протон

113

114

114

115

115

6

ВЛ 110 кВ Тула − Мясново №1 с отпайками

Нормальная

-

-

-

-

-

-

-

Ремонтная

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

ВЛ 110 кВ Ленинская – Мясново с отпайками

118

118

118

118

118

7

ВЛ 110 кВ Тула − Мясново № 2 с отпайкой на ПС Южная

Нормальная

-

-

-

-

-

-

-

Ремонтная

ВЛ 110 кВ Тула – Мясново №1 с отпайками

ВЛ 110 кВ Ленинская – Мясново с отпайками

121

121

121

121

121

Региональный прогноз потребления электроэнергии и мощности

Зимний максимум нагрузок

№

Перегружаемый элемент

Схемы сети

Отключаемые элементы сети

Загрузка, %/год

2016

2017

2018

2019

2020

1

ВЛ 110 кВ Волово – Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк

Нормальная

-

1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Звезда

143

143

144

145

145

2

ВЛ 220 кВ Северная – Химическая

Нормальная

-

ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1 и ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Северная №2 с отпайкой на блок 2

103

-

-

-

-

3

ВЛ 110 кВ Тула – Новая Тула с отп. со стороны ПС 220 кВ Тула 1 цепь

Нормальная

-

ВЛ 110 кВ Тула – Новая Тула 2 цепь с отп.

-

-

121

-

-

2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Тула

-

-

119

-

-

4

ВЛ 110 кВ Тула – Новая Тула с отп. со стороны ПС 220 кВ Тула 2 цепь

Нормальная

-

ВЛ 110 кВ Тула – Новая Тула 1 цепь с отп.

-

-

117

-

-

Летний максимум нагрузок

№

Перегружаемый элемент

Схемы сети

Отключаемые элементы сети

Загрузка, %/год

2016

2017

2018

2019

2020

1

ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС − Бегичево с отпайкой на блок 1 со стороны Щекинской ГРЭС

Нормальная

-

-

-

-

-

-

-

Ремонтная

1(2) СШ 220 кВ Щекинской ГРЭС

ВЛ 220 кВ Северная − Химическая

112

112

112

112

112

2

ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС − Северная №2 с отпайкой на блок 2 со стороны Щекинской ГРЭС

Нормальная

-

-

-

-

-

-

-

Ремонтная

1(2) СШ 220 кВ Щекинской ГРЭС

ВЛ 220 кВ Бегичево −Люторичи

106

106

106

106

106

3

ВЛ 110 кВ Звезда – Ефремов

Нормальная

-

2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Звезда

108

109

-

-

-

4

ВЛ 110 кВ Волово – Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк

Нормальная

-

1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Звезда

143

143

144

145

145

5

ВЛ 110 кВ Тула – Новая Тула с отп. со стороны ПС 220 кВ Тула 1 цепь

Нормальная

-

ВЛ 110 кВ Тула – Новая Тула 2 цепь с отп.

-

-

111

-

-

2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Тула

-

-

114

-

-

Ремонтная

АТ-1(2) 220/110 кВ ПС 220 кВ Новая Тула

АТ-2(1) 220/110 кВ ПС 220 кВ Новая Тула

-

-

116

111

112

6

ВЛ 110 кВ Тула – Новая Тула с отп. со стороны ПС 220 кВ Тула 2 цепь

Нормальная

-

ВЛ 110 кВ Тула – Новая Тула 1 цепь с отп.

-

-

107

-

-

Ремонтная

АТ-1(2) 220/110 кВ ПС 220 кВ Новая Тула

АТ-2(1) 220/110 кВ ПС 220 кВ Новая Тула

-

-

115

110

111

7

ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ − Космос с отпайками

Нормальная

-

-

-

-

-

-

-

Ремонтная

АТ-1(2) 220/110 кВ ПС 220 кВ Протон

АТ-2(1) 220/110 кВ ПС 220 кВ Протон

140

-

-

-

-

8

ВЛ 110 кВ ТЭЦ Тулачермет – Металлургическая

Нормальная

-

1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Тула

-

-

-

-

102

Ремонтная

АТ-1(2) 220/110 кВ ПС 220 кВ Тула

АТ-2(1) 220/110 кВ ПС 220 кВ Тула

-

-

-

-

108

АТ-1(2) 220/110 кВ ПС 220 кВ Новая Тула

АТ-2(1) 220/110 кВ ПС 220 кВ Новая Тула

-

-

-

-

102

9

АТ 1(2,3) 220/110 кВ ПС 220 кВ Северная

Нормальная

-

-

-

-

-

-

102

Ремонтная

АТ 2(3,1) 220/110 кВ ПС 220 кВ Северная

АТ 3(1,2) 220/110 кВ ПС 220 кВ Северная

-

-

-

-

110

Таблица 3.12. Анализ снижения напряжения в электрической сети Тульской энергосистемы

Базовый прогноз потребления электроэнергии и мощности

Зимний максимум нагрузок

Электросетевой элемент с отклонением напряжения

Схемы сети

Отключаемые элементы сети

Отклонение напряжения

2016

2017

2018

2019

2020

Шины 110 кВ энергообъектов Ефремовского энергорайона

Нормальная

-

1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Звезда

Недопустимое снижение значения напряжения

Летний максимум нагрузок

Электросетевой элемент с отклонением напряжения

Схемы сети

Отключаемые элементы сети

Отклонение напряжения

2016

2017

2018

2019

2020

Шины 110 кВ энергообъектов Ефремовского энергорайона

Нормальная

-

1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Звезда

Недопустимое снижение значения напряжения

Ремонтная

ВЛ 220 кВ Бегичево - Звезда

ВЛ 110 кВ Звезда − Бегичево с отпайками

ВЛ 110 кВ Волово - Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк

Региональный прогноз потребления электроэнергии и мощности

Зимний максимум нагрузок

Электросетевой элемент с отклонением напряжения

Схемы сети

Отключаемые элементы сети

Отклонение напряжения

2016

2017

2018

2019

2020

Шины 110 кВ энергообъектов Ефремовского энергорайона

Нормальная

-

1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Звезда

Недопустимое снижение значения напряжения

-

-

-

-

Летний максимум нагрузок

Электросетевой элемент с отклонением напряжения

Схемы сети

Отключаемые элементы сети

Отклонение напряжения

2016

2017

2018

2019

2020

Шины 110 кВ энергообъектов Ефремовского энергорайона

Нормальная

-

1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Звезда

Недопустимое снижение значения напряжения

-

-

-

-

Ремонтная

ВЛ 220 кВ Бегичево - Звезда

ВЛ 110 кВ Звезда − Бегичево с отпайками

-

-

-

-

ВЛ 110 кВ Волово - Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк

1

3.5. Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ и выше на территории Тульской области на период до 2020 года

В данном разделе проведен анализ основных проблем функционирования энергосистемы Тульской области с описанием «узких мест» в электрической сети 110 кВ и выше. Даны предложения по мероприятиям, рекомендуемым для устранения «узких мест», по основным энергорайонам Тульской энергосистемы.

3.5.1. Анализ развития электрических сетей напряжением 110 кВ и выше на территории Тульской области на период до 2020 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 отп. и ВЛ 110 кВ Звезда − Бегичево с отпайками.

В соответствии с пунктами 2, 3 приказа Минэнерго России от 22.11.2013 № 839 согласован вывод из эксплуатации с 1 апреля 2016 года турбоагрегатов № 4, 5, 6 и 7 Ефремовской ТЭЦ ОАО «Квадра». В схеме и программе расчеты электрических режимов выполнены с учетом вывода из эксплуатации всего генерирующего оборудования Ефремовской ТЭЦ.

В режимах на этапы 2016−2020 годов при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Звезда в нормальной схеме происходит снижение напряжения на шинах 110 кВ энергообъектов Ефремовского энергорайона ниже аварийно допустимого уровня, токовая перегрузка ВЛ 110 кВ Волово – Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк достигает 45% от Iдоп. (в данном послеаварийном режиме питание района осуществляется только по ВЛ 110 кВ Волово – Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк).

В ремонтных схемах на этапы 2016−2020 годов при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Бегичево − Звезда в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Звезда − Бегичево с отпайками или ВЛ 110 кВ Волово − Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк происходит недопустимое снижение напряжения на шинах 110 кВ энергообъектов Ефремовского энергорайона, в том числе на шинах 110 кВ Ефремовской ТЭЦ.

Ввиду наличия факта снижения напряжения в нормальной схеме на шинах 110 кВ энергообъектов Ефремовского энергорайона ниже аварийно допустимого значения и перегрузок ВЛ 110 кВ Волово – Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк, вывод из эксплуатации генерирующего оборудования Ефремовской ТЭЦ возможен при выполнении одного из следующих мероприятий:

1) ввод замещающей генерирующей мощности в узле Ефремовской ТЭЦ в объеме не менее 50 МВт;

2) строительство третьей связи 110 кВ между ПС 220 кВ Бегичево и ПС 220 кВ Звезда.

С учетом вывода из эксплуатации Ефремовской ТЭЦ резерв трансформаторной мощности на ПС 220 кВ Звезда будет исчерпан. На ПС 220 кВ Звезда установлен один автотрансформатор, что существенно снижает надежность прилегающей сети в нормальной и ремонтных схемах.

Комплексным решением обозначенных проблем, включая возможность дополнительного технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей в Ефремовском энергорайоне, является реконструкция ПС 220 кВ Звезда с установкой второго АТ 220/110 кВ мощностью 125 МВА и сооружение дополнительной связи 220 кВ ВЛ 220 кВ Звезда – Елецкая (на ПС 500 кВ Елецкая потребуется установка дополнительной ячейки 220 кВ). Схема реконструкции ПС 220 кВ Звезда с учётом сооружения ВЛ 220 кВ Звезда – Елецкая представлена на рисунке 4.

* красным цветом показано новое электросетевое оборудование

Рисунок 4. Схема реконструкции ПС 220 кВ Звезда с учётом сооружения

ВЛ 220 кВ Звезда − Елецкая

Заокский энергорайон

Единственным центром питания данного района со стороны Калужской энергосистемы является ПС 220 кВ Протон. В нормальной схеме СВ 110 кВ ПС 110 кВ Космос (Калужская ЭС) разомкнут, в схеме ремонта АТ-1(2) 220/110 кВ ПС 220 кВ Протон данный выключатель включается.

На ПС 220 кВ Протон установлены АТ 220/110 кВ мощностью 2х125 МВА. В настоящий момент ФГБУ «Государственный научный центр Российской Федерации - Институт физики высоких энергий» поданы заявки на технологическое присоединение в ОАО «ФСК ЕЭС» с увеличением максимальной мощности до 100,4 МВт для покрытия собственного потребления предприятия, что является практически предельной максимальной загрузкой АТ ПС 220 кВ Протон. Данное обстоятельство ограничивает филиал «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» в подключении новых потребителей к ПС 110 кВ Яковлево, ПС 110 кВ Заокская.

С учетом запланированного роста нагрузок в районе ПС 110 кВ Яковлево, ПС 110 кВ Заокская, ПС 110 кВ Айдарово в режимах летних максимальных нагрузок 2016−2020  годов возникают перегрузки ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ − Космос с отпайками при аварийном отключении АТ-2(1) 220/110 кВ ПС 220 кВ Протон в схеме ремонта АТ-1(2) 220/110 кВ ПС 220 кВ Протон. Величина перегрузки ВЛ составляет 13-15% от Iдоп.

Для ликвидации данных перегрузок рассмотрено мероприятие по замене провода ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ − Космос с отпайками длиной 31 км на провод сечением не менее АС-185.

В качестве второго мероприятия по ликвидации перегрузок ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ − Космос с отпайками рассмотрен вариант, предусматривающей строительство дополнительной ВЛ 110 кВ Шипово – Космос с расширением ПС 220 кВ Шипово и ПС 110 кВ Космос. Данное мероприятие также позволит реализовать технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей по текущим договорам.

Резервы трансформаторной мощности ПС 220 кВ Протон фактически исчерпаны. Кроме того, существенно снижается надежность прилегающей сети в ремонтных схемах, в частности, при выводе в ремонт ВЛ 220 кВ Калужская − Протон 1,2, АТ-1,2, 1(2) СШ 110 кВ на ПС 220 кВ Протон. Учитывая тот факт, что подстанция является абонентской, длительность проведения ремонтов электрооборудования, а также целесообразность ее дальнейшей эксплуатации определяется собственником самостоятельно.

Комплексным решением обозначенных проблем, включая возможность дополнительного технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей в Заокском энергорайоне, является строительство нового питающего центра классом напряжения 220/110 кВ.

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 71,19 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 17,652 МВт при текущем объеме свободной мощности 0,48 МВА, в связи с чем необходимо увеличение трансформаторной мощности центра питания для ее передачи в сеть напряжением 10 кВ.

Для покрытия дефицита трансформаторной мощности и дальнейшего развития центра питания целесообразен перевод ПС 35 кВ Ненашево на первом этапе на напряжение 110 кВ с установкой двух силовых трансформаторов по 25 МВА и обеспечением питания по ВЛ 110 кВ Ненашево − Ясногорск, ВЛ 110 кВ Ненашево − Никулинская, образуемых в результате реконструкции существующей ВЛ 110 кВ Ясногорск – Никулинская (с увеличением сечения провода и заменой опор) и строительства новых участков ВЛ 110 кВ от ВЛ 110 кВ Ясногорск – Никулинская 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 на 9 МВт (с учетом заявок и заключенных договоров на технологическое присоединение на рассматриваемых подстанциях напряжением 35 кВ).

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

Анализ послеаварийных режимов с учетом перевода нагрузки сети 35 кВ на ПС 110 кВ Ненашево показал, что загрузка ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ − Космос с отпайками при отключении одного АТ 220/110 кВ на ПС 110 кВ Протон при выведенном в ремонт другом АТ не превышает номинальную, что позволяет принять данное мероприятие как альтернативное реконструкции ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ − Космос с отпайками.

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

1) 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;

2) реконструкцию  ВЛ 110 кВ Ясногорск − Никулинская протяженностью 25,9 км;

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

4) сооружение ПС 220 кВ Ненашево с установкой двух АТ 125 МВА;

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

6) реконструкцию ВЛ 35 кВ Хрипково − Ненашево, ВЛ 35 кВ Заокская − Хрипково с подвесом второй цепи и образованием ВЛ 110 кВ Ненашево − Заокская 1 ориентировочной протяженностью 32 км;

7) строительство ЛЭП 110 кВ Ненашево − Заокская 2 ориентировочной протяженностью 30 км;

8) реконструкцию ПС 110 кВ Заокская с заменой трансформаторов 2х16 МВА на 2х25 МВА с расширением ОРУ 110 кВ;

9) перевод ПС 35 кВ Дмитриевская на напряжение 110 кВ;

10) строительство двухцепной ЛЭП 110 кВ Ненашево – Дмитриевская 1 и 2 ориентировочной протяженностью 18 км;

11) строительство ВЛ 110 кВ от ПС 220 кВ Ненашево до ПС 110 кВ Айдарово (ориентировочно 30 км) с реконструкцией ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ – Космос с отпайками с образованием ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ – Айдарово с отпайкой на ПС 110 кВ Гремицы и ВЛ 110 кВ Космос – Ненашево с отпайкой на ПС 110 кВ Айдарово.

Схема подключения ПС 220 кВ Ненашево представлена на рисунке 2. Ввод в работу ПС 220 кВ Ненашево позволит обеспечить дополнительный резерв мощности в энергорайоне в объеме около 100 МВт.

* красным цветом показано новое электросетевое оборудование

Рисунок 5. Сооружение ПС 220 кВ Ненашево

Ограничение выдачи мощности Щекинской ГРЭС в ремонтных схемах

В нормальной схеме СШ 220 кВ Щекинской ГРЭС объединены выключателями трансформаторных групп № 8 и № 9 (данные выключатели типа 242РМG50 наиболее современные из всех установленных, годы их ввода в эксплуатацию – 2002-2003, остальные выключатели в ОРУ 220 кВ введены в эксплуатацию в 1958-1979 годах). В ремонтных схемах возможно объединение СШ 220 кВ выключателями любых присоединений.

В ремонтных (послеаварийных) схемах в режимах летних максимальных нагрузок 2016-2020 годов возникают перегрузки:

1) 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 1(2) СШ 220 кВ Щекинской ГРЭС или одного из выключателей ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево отпайкой на блок 1. Величина перегрузки составляет 10% 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 Бегичево – Люторичи в схеме ремонта 1(2) СШ 220 кВ Щекинской ГРЭС или одного из выключателей ВЛ 220 кВ Щекино – Северная №2 отпайкой на блок 2. Величина перегрузки составляет 4% 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 − Северная №2 и ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево. 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 отпайкой на блок 1 и ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Северная № 2 с отпайкой на блок 2 с номинальным током 600 А, которые в нормальной схеме включаются в параллель.

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 повышения надежности схемы выдачи мощности Щекинской ГРЭС предлагается реконструкция ОРУ 220 кВ Щекинской ГРЭС с переводом энергоблоков с отпаек ВЛ 220 кВ в ячейки ОРУ 220 кВ.

Новомосковский энергорайон

ПС 220 кВ Химическая является центром питания крупных промышленных потребителей Новомосковского энергорайона. На ПС 220 кВ Химическая установлены два АТ 220/110 кВ мощностью по 200 МВА. К данному центру питания планируется подключение нагрузки крупных потребителей, таких как ЗАО «Металлокомплект − М» (45,95 МВт), ООО «Тульский Цементный завод» (49,5 МВт).

Для стабилизации уровней напряжения по транзиту 110 кВ Северная−Узловая−Партизан−Бегичево, снижения нагрузочных потерь, увеличения уровня напряжения на шинах ПС 110 кВ Узловая, ПС 110 кВ Партизан в ремонтных и послеаварийных схемах рекомендуется установка БСК мощностью 20 Мвар на шины 110 кВ ПС 110 кВ Узловая.

Результаты расчётов электроэнергетических режимов на 2016−2020 годы показали, что при работе одного летом (двух зимой) блоков Щекинской ГРЭС максимальная токовая загрузка МВ-1(2) СШ ВЛ 220 кВ Химическая – Кашира в период зимних максимальных нагрузок составляет 59,5-62,6% от Iдоп., в период летних максимальных нагрузок − 69,2-73% от Iдоп.

Также необходимо отметить, что к ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Северная планируется технологическое присоединение энергопринимающих устройств максимальной мощностью 100 МВт (заявитель − ОАО «Корпорация развития Тульской области»). При вводе данной нагрузки резерв трансформаторной мощности на ПС 220 кВ Северная будет исчерпан и, следовательно, необходима установка дополнительного третьего АТ 220/110 кВ.

Учитывая установку АТ-3 220/110 кВ на ПС 220 кВ Северная и подключение нагрузки индустриального парка «Узловая» мощностью 100 МВт, величина резерва трансформаторной мощности на ПС 220 кВ Северная по критерию N-1 составит порядка 80 МВт.

Тульский энергорайон

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

Анализ результатов расчетов послеаварийных режимов зимних и летних максимальных нагрузок, возникающих в ремонтных схемах сети, выявил токовые перегрузки линий 110 кВ в Тульском энергорайоне, при этом напряжения на шинах подстанций 110-220 кВ находятся в диапазоне допустимых значений.

С учетом запланированного роста нагрузок в Тульском энергорайоне в режимах летних максимальных нагрузок 2016−2020  годов возникают перегрузки:

1) ВЛ 110 кВ Тула − Мясново №1 с отпайками при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Тула – Мясново № 2 с отпайкой на ПС Южная в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Ленинская – Мясново с отпайками. Величина перегрузки составляет 18% от Iдоп.;

2) ВЛ 110 кВ Тула − Мясново № 2 с отпайкой на ПС Южная при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Тула – Мясново № 1 с отпайками в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Ленинская – Мясново с отпайками. Величина перегрузки составляет 21% от Iдоп.

Для ликвидации вышеуказанных токовых перегрузок требуется реконструкция ВЛ 110 кВ Тула – Мясново № 1 и № 2 с заменой провода с АС-120 (150) на провод, соответствующий пропускной способности марки АС-185. Учитывая тот факт, что вышеуказанные ВЛ 110 кВ находятся в черте плотной городской застройки, их реконструкция потребует перевода данных ВЛ в кабельное исполнение, и, следовательно, больших капитальных затрат. Длина каждой ВЛ 110 кВ Тула – Мясново № 1 и № 2 составляет 16,4 км, длина участков ВЛ от ПС 220 кВ Тула до отпайки на ПС 110 кВ Южная, которые необходимо переустроить в кабель, составляет по 7 км для каждой из цепей. С учетом реконструкции ВЛ 110 кВ с переустройством в кабельное исполнение и увеличением пропускной способности до 510 А на цепь (соответствует пропускной способности провода АС-185 при температуре +250С), резервы трансформаторной мощности на ПС 220 кВ Ленинская и ПС 220 кВ Тула останутся неизменными относительно представленных в таблице 2.19 и составят 40 и 50 МВт соответственно. При этом резерв мощности при подключении к сети 110 кВ данного энергорайона (ПС 110 кВ: Мясново, Южная, Рассвет, Ратово, Барсуки) не превысит 10 МВт (при наличии заявок и договоров на технологическое присоединение на данных подстанциях, уже превышающих 80 МВт), что говорит о недостаточности данного мероприятия.

Анализ резервов трансформаторной мощности показал, что дальнейший рост электрических нагрузок в энергоузле на величину свыше 40 МВт, с учетом действующих договоров на технологическое присоединение, приведет к перегрузке автотрансформаторов на ПС 220 кВ Ленинская в послеаварийных режимах и потребует реконструкции ПС 220 кВ Ленинская с увеличением трансформаторной мощности. Установка дополнительного автотрансформатора на ПС 220 кВ Ленинская повлечет увеличение количества линейных ячеек 110 кВ, что потребует ввода секционирования систем шин 110 кВ. При установке третьего АТ на ПС 220 кВ Ленинская существенным ограничением надежности электроснабжения потребителей ПС 220 кВ Ленинская останется наличие двух питающих ЛЭП 220 кВ (ВЛ 220 кВ Тула − Ленинская и ВЛ 220 кВ Алексинская ТЭЦ − Ленинская). Организация заходов третьей питающей ЛЭП 220 кВ на ПС 220 кВ Ленинская также потребует реконструкции ОРУ 220 кВ. Проведение данного комплекса работ по реконструкции на действующем объекте 220 кВ значительно повышает вероятность технологических нарушений с возможностью отключения нагрузки города Тулы и крупных потребителей Ленинского района.

В случае сохранения наметившейся динамики роста потребления электроэнергии в Тульском энергорайоне мероприятие по реконструкции линий 110 кВ будет недостаточным и, в перспективе, вновь возникнут перегрузки сети 110 кВ. 

В целях обеспечения дальнейшего развития города Тулы и прилегающих районов, для комплексного решения проблемы перегрузки сети 110 кВ и  исчерпания резервов трансформаторной мощности на ПС 220 кВ Ленинская, необходимо строительство нового центра питания ПС 220 кВ Новая Тула.

Проведенный анализ вариантов интеграции объекта в сеть 220-110 кВ и оптимальной конфигурации сети выявил, что рекомендуемая схема подключения ПС 220 кВ Новая Тула предусматривает сооружение заходов от ВЛ 220 кВ Тула − Ленинская и заходов в ВЛ 110 кВ Тула – Мясново № 1 с отпайками и ВЛ 110 кВ Тула – Мясново № 2 с отпайкой на ПС Южная. Схема подключения ПС 220 кВ Новая Тула представлена на рисунке 6.

Рисунок 6. Сооружение ПС 220 кВ Новая Тула

Анализ результатов расчетов послеаварийных режимов с учетом сооружения ПС 220 кВ Новая Тула в нормальной и ремонтных схемах сети показал, что токовых перегрузок линий 220 и 110 кВ в Тульском энергорайоне не наблюдается.

В целях стабилизации уровня напряжения на шинах 10 кВ ПС 110 кВ Октябрьская Тульского энергорайона, снижения нагрузочных потерь рекомендуется установка комплекса БСК на шины 10 кВ данного центра питания мощностью 1,5 Мвар и 4,5 Мвар соответственно потреблению реактивной мощности.

Основные мероприятия по развитию сетей 35-110 кВ

По состоянию на 01.01.2015 без учета заключенных договоров на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей наблюдается дефицит трансформаторной мощности на следующих подстанциях:

ПС 110 кВ Рудаково;

ПС 110 кВ Октябрьская;

ПС 110 кВ Пролетарская;

ПС 110 кВ Заокская;

ПС 35 кВ Гайково.

Рекомендуется выполнить реконструкцию данных подстанций с увеличением трансформаторной мощности. 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 Алешня;

ПС 110 кВ Барсуки;

ПС 110 кВ Болоховская;

ПС 110 кВ Глушанки;

ПС 110 кВ Дубна;

ПС 110 кВ Красный Яр;

ПС 110 кВ Медвенка;

ПС 110 кВ Мордвес;

ПС 110 кВ Мясново;

ПС 110 кВ Обидимо;

ПС 110 кВ Оболенская;

ПС 110 кВ Партизан;

ПС 110 кВ Пушкинская;

ПС 110 кВ Рассвет;

ПС 110 кВ Рождественская;

ПС 110 кВ Средняя;

ПС 110 кВ Стечкин;

ПС 110 кВ Центральная;

ПС 110 кВ Щегловская;

ПС 110 кВ Южная;

ПС 110 кВ Яковлево;

ПС 110 кВ Ясногорск;

ПС 35 кВ Алимкин;

ПС 35 кВ Борисово;

ПС 35 кВ Ботня;

ПС 35 кВ Варфоломеево;

ПС 35 кВ Гурово;

ПС 35 кВ Дедилово;

ПС 35 кВ Дмитриевская;

ПС 35 кВ Зыбино;

ПС 35 кВ Иваньково;

ПС 35 кВ Кураково;

ПС 35 кВ Маслово;

ПС 35 кВ Мыза;

ПС 35 кВ Ненашево;

ПС 35 кВ Непрейка;

ПС 35 кВ Оленьково;

ПС 35 кВ Павшино;

ПС 35 кВ Пашково;

ПС 35 кВ Синетулица;

ПС 35 кВ Сухотино;

ПС 35 кВ Теплое;

ПС 35 кВ Тесницкая;

ПС 35 кВ Урусово;

ПС 35 кВ Хрипково.

Увеличение трансформаторной мощности на данных объектах рекомендуется производить с учетом мониторинга фактической загрузки оборудования и динамики реализации договоров на технологическое присоединение. При невозможности расширения существующих подстанций с целью разгрузки трансформаторов также 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.

В таблице 3.13 указаны существующие мощности установленных трансформаторов на ПС 35-110 кВ филиала «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», а также мощность трансформаторов, рекомендуемых к установке.

Таблица 3.13. Рекомендуемые мощности трансформаторов, требующих замены с учетом присоединенных потребителей, заключенных договоров, поданных заявок на технологическое присоединение и исполнения филиалом «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» инвестиционной программы

№

Наименование подстанции

Существующая трансформаторная мощность, МВА

Рекомендуемая к установке мощность трансформаторов, МВА

1

ПС 110 кВ Дубна

1×16; 1×10

2×16

2

ПС 110 кВ Щегловская

2×40

2×63

3

ПС 110 кВ Барсуки

2×25

2×40

4

ПС 35 кВ Иваньково

2×6,3

2×10

5

ПС 35 кВ Гурово

2×6,3

2×10

6

ПС 35 кВ Теплое

2×6,3

2×10

7

ПС 110 кВ Оболенская

2×16

2×25

8

ПС 110 кВ Медвенка

2×16

2×25

9

ПС 35 кВ Синетулица

1×4; 1×3,2

2×4

10

ПС 110 кВ Мордвес

2×10

2×16

11

ПС 35 кВ Сухотино

1×10; 1×16

2×16

12

ПС 110 кВ Ясногорск

2×63

2×63

13

ПС 110 кВ Болоховская

1×10; 1×25

2×40

14

ПС 35 кВ Дедилово

2×10

2×16

15

ПС 35 кВ Маслово

1×5,6;1×10

2×10

16

ПС 35 кВ Павшино

2×3,2

2×4

17

ПС 110 кВ Мясново

3×25

2×25 и 1х40

18

ПС 35 кВ Хрипково

2×2,5

2×4

19

ПС 35 кВ Кураково

2×4

2×6,3

20

ПС 110 кВ Пушкинская

1×25; 1×16

2×16

23

ПС 110 кВ Рождественская

2×16

2×25

24

ПС 110 кВ Южная

3×25

2×25 и 1х40

25

ПС 110 кВ Центральная

2×25

3×25

26

ПС 35 кВ Оленьково

2×4

2×6,3

27

ПС 110 кВ Красный Яр

2×6,3

2×10

28

ПС 35 кВ Мыза

2×6,3

2×10

30

ПС 35 кВ Пашково

2×4

2×6,3

31

ПС 110 кВ Алешня

2×16

2×25

32

ПС 35 кВ Варфоломеево

1×4; 1×2,5

2×4

33

ПС 35 кВ Ботня

1×2,5

1×4

34

ПС 35 кВ Зыбино

2×4

2×6,3

35

ПС 110 кВ Рассвет

2×16

2×25

36

ПС 110 кВ Глушанки

1×16; 1×10

2×16

37

ПС 35 кВ Тесницкая

1×6,3; 1×4

2×6,3

38

ПС 110 кВ Партизан

2×16

2×25

39

ПС 110 кВ Яковлево

2×10

2×16

40

ПС 35 кВ Урусово

2×2,5

2×4

41

ПС 110 кВ Средняя

1×16; 1×10

2×16

42

ПС 35 кВ Непрейка

2×4

2×6,3

44

ПС 110 кВ Обидимо

1×16; 1×7,5

2×16

46

ПС 110 кВ Рудаково

2×25

2×40 либо 3х25

47

ПС 110 кВ Октябрьская

1х25;1х40 

2×40

48

ПС 110 кВ Пролетарская

2×25

2×40

49

ПС 35 кВ Гайково

1×6,3; 1×10

2×10

50

ПС 110 кВ Заокская

2×16

2×25

3.5.2. Анализ развития электрических сетей напряжением 110 кВ и выше на период до 2020 года в соответствии с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности

Ефремовский энергорайон

Мероприятия, направленные на ликвидацию «узких мест» в Ефремовском энергорайоне, соответствуют мероприятиям согласно базовому прогнозу потребления электроэнергии и мощности.

Заокский энергорайон

Учитывая рост электрических нагрузок Заокского энергорайона, в том числе Заокского индустриально-логистического парка (100 МВт) и Заокского рекреационного парка (19,5 МВт), целесообразно реализовать сооружение  питающего центра – ПС 220 кВ Ненашево на этапе 2016 года. Комплекс мероприятий по сооружению данного центра питания и его интеграции в сеть классом напряжения 220 и 110 кВ соответствует базовому сценарию развития.

В расчетных схемах на этапы 2016−2020  годов учтено сооружение ПС 220 кВ Ненашево в соответствии со схемой, представленной на рисунке 5.

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

Ограничение выдачи мощности Щекинской ГРЭС

Мероприятия, направленные на ликвидацию узких мест, связанных с ограничением выдачи мощности Щекинской ГРЭС в ремонтных схемах, соответствуют мероприятиям согласно базовому прогнозу потребления электроэнергии и мощности.

Результаты расчётов электроэнергетических режимов показали, что при работе одного летом (двух зимой) блоков Щекинской ГРЭС максимальная токовая загрузка МВ-1(2) СШ ВЛ 220 кВ Химическая – Кашира составляет:

в период зимних максимальных нагрузок:

79,5% от Iдоп. в нормальном режиме и 99,6% от Iдоп. в послеаварийном режиме на этапе 2017 года;

41,8% от Iдоп. в нормальном режиме и 55,5% от Iдоп. в послеаварийном режиме на этапе 2020 года с учётом сооружения ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС – Северная;

в период летних максимальных нагрузок:

66,9% от Iдоп. в нормальном режиме и 91,3% от Iдоп. в послеаварийном режиме на этапе 2017 года;

32,5% от Iдоп. в нормальном режиме и 40,3% от Iдоп. в послеаварийном режиме на этапе 2020 года с учётом сооружения ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС – Северная.

Таким образом, в соответствии с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности необходимо наличие генерации на Щекинской ГРЭС в объеме не менее 200 МВт в режиме летних максимальных нагрузок и не менее 400 МВт в режиме зимних максимальных нагрузок.

Новомосковский энергорайон

В связи с дополнительным ростом нагрузки индустриального парка «Узловая» до 200 МВт к 2019 году на ПС 220 кВ Северная требуется выполнить реконструкцию с увеличением трансформаторной мощности. В 2017 году требуется установка третьего АТ мощностью 200 МВА. 

На этапе 2017 года в режимах зимних максимальных нагрузок возникает перегрузка ВЛ 220 кВ Северная – Химическая при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1 и ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Северная № 2 с отпайкой на блок 2, идущих в общем коридоре. Величина перегрузки составляет 3% от Iдоп. На период после 2017 года данные перегрузки усугубляются.

Для устранения перегрузки на этапе 2017 года предлагается сооружение ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС – Северная (8,5 км) с проводом сечением АС-400. Марка и сечение провода должны быть уточнены на этапе проектирования.

Сооружение ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС – Северная можно выполнить по трассе действующей ВЛ 110 кВ Новомосковская ГРЭС – Северная. С учетом того обстоятельства, что включение ВЛ 110 кВ Новомосковская ГРЭС – Северная в транзит при запланированном увеличении нагрузки на ПС 220 кВ Северная становится невозможным из-за существенной перегрузки данной ЛЭП (в настоящее время ВЛ 110 кВ односторонне отключена в нормальном режиме и вводится в работу в ремонтной схеме на ПС 220 кВ Северная), целесообразность дальнейшей эксплуатации ВЛ 110 кВ Новомосковская ГРЭС – Северная минимальна.

В соответствии с таблицей 3.11 на этапе 2020 года при аварийном отключении одного АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Северная в схеме ремонта другого АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Северная перегрузка оставшегося в работе третьего АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Северная составляет 10% от Iдоп. Данная токовая перегрузка ликвидируется посредством изменения положения РПН АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Северная. При этом в случае аварийного отключения 1 СШ 220 кВ при выведенной в ремонт 2 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Северная электроснабжение индустриального парка «Узловая» в полном объёме невозможно, так как токовые перегрузки ВЛ 110 кВ можно ликвидировать только отключением нагрузки, а перевод нагрузки на ПС 220 кВ Химическая невозможен ввиду недостатка резерва трансформаторной мощности на данном центре питания.

В качестве альтернативного варианта электроснабжения индустриального парка «Узловая» и, одновременно, для исключения указанной перегрузки 10% от Iдоп. АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Северная, целесообразно осуществить электроснабжение индустриального парка со стороны ПС 220 кВ Химическая путем сооружения дополнительных ВЛ 110 кВ: двух ВЛ 110 кВ со стороны ПС 220 кВ Северная и двух ВЛ 110 кВ со стороны ПС 220 кВ Химическая вместо четырех ВЛ 110 кВ со стороны ПС 220 кВ Северная. Однако, учитывая, что при сооружении двух ВЛ 110 кВ со стороны ПС 220 кВ Химическая резерва трансформаторной мощности на ПС 220 кВ Химическая недостаточно (при аварийном отключении одного из АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Химическая перегружается оставшийся в работе АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Химическая), необходима установка третьего АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Химическая.

Вывод: электроснабжение индустриального парка «Узловая» в полном объёме (200 МВт) возможно при сооружении двух ВЛ 110 кВ со стороны ПС 220 кВ Северная, двух ВЛ 110 кВ со стороны ПС 220 кВ Химическая и установке третьего АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Химическая (даже в случае отключения 1 (2) СШ 220 кВ ПС 220 кВ Северная или 1 (2) СШ 220 кВ ПС 220 кВ Химическая).

Тульский энергорайон

С учетом регионального прогноза потребления электроэнергии и мощности сооружение в Тульском энергорайоне ПС 220 кВ Новая Тула целесообразно в 2016 году с установкой двух автотрансформаторов 220/110 кВ мощностью по 200 МВА и подключением заходами от ВЛ 220 кВ Тула – Ленинская (2х1 км) и ВЛ 220 кВ Тула – Приокская (2х1 км), а также заходами ВЛ 110 кВ Тула – Мясново № 1 с отпайками (2х1 км) и ВЛ 110 кВ Тула – Мясново № 2 с отпайкой на ПС Южная (2х1 км). Схема подключения ПС 220 кВ Новая Тула представлена на рисунке 7.

* красным цветом показано новое электросетевое оборудование

Рисунок 7. Сооружение ПС 220 кВ Новая Тула

Для организации электроснабжения нагрузки до 65 МВт территории жилищной и бизнес застройки в районе Калужского шоссе рекомендуется выполнить расширение построенного в 2014 году РП-10 кВ Китаевка до подстанции напряжением 110 кВ с установкой на первом этапе двух трансформаторов по 16 МВА и подключением двумя ВЛ 110 кВ от ПС 220 кВ Новая Тула ориентировочной протяженностью 2х3 км (ВЛ 110 кВ Новая Тула – Китаевка 1, 2).

Обоснование строительства ПС 500 кВ в Тульском энергорайоне

В расчетных схемах на этапы 2016−2020  годов учтено сооружение ПС 220 кВ Новая Тула в соответствии со схемой, представленной на рисунке 7.

Анализ результатов расчетов в нормальной схеме сети в режимах зимних максимальных нагрузок на этапе 2018 года выявил наличие токовых перегрузок:

1) ВЛ 110 кВ Тула – Новая Тула с отп. со стороны ПС Тула 1 при следующих аварийно-ремонтных схемах:

при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Тула – Новая Тула 2 с отп. Величина перегрузки составляет 21% от Iдоп.;

при аварийном отключении 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Тула. Величина перегрузки составляет 19% от Iдоп.

2) ВЛ 110 кВ Тула – Новая Тула с отп. со стороны ПС 220 кВ Тула при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Тула – Новая Тула 1 с отп. Величина перегрузки составляет 17% от Iдоп. На период после 2018 года данные перегрузки усугубляются.

Анализ результатов расчетов послеаварийных режимов зимних и летних максимальных нагрузок на этапе 2018 года, возникающих в нормальной схеме и ремонтных схемах сети, выявил снижение напряжения на шинах подстанций 110-220 кВ в Тульском энергорайоне до уровня, близкого к минимально допустимым значениям. При аварийном отключении в нормальной схеме ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево отпайкой на блок 1 или ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Северная № 2 отпайкой на блок 2 значения напряжения составляют 94 кВ на СШ 110 кВ ПС 220 кВ Ленинская и 95 кВ на СШ 110 кВ ПС 220 кВ Тула. На период после 2018 года данные перегрузки усугубляются.

В целях обеспечения дальнейшего развития города Тулы и прилегающих районов, для решения проблемы перегрузки сети 110 кВ и снижения уровней напряжения до минимально допустимых значений, учитывая динамику роста электрических нагрузок и исчерпания резервов трансформаторной мощности, необходимо 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.

Рекомендуемый срок сооружения крыла ПС 500 кВ Новая Тула - 2018 год с заходами от существующей ВЛ 500 кВ Смоленская АЭС – Михайловская в РУ 500 кВ ПС Новая Тула. Схема ПС Новая Тула с учетом реконструкции представлена на рисунке 8.

Рекомендуемая мощность вновь устанавливаемых автотрансформаторов 500/220 кВ на ПС 500 кВ Новая Тула составляет 1602 МВА (2х3х267 МВА). Установка АТ 500/220 кВ меньшей мощности (2х501 МВА) приводит к токовой перегрузке оставшегося в работе АТ при аварийном отключения другого.

Поскольку ВЛ 500 кВ Смоленская АЭС – Михайловская выполнена в габаритах номинального напряжения 750 кВ необходимо предусмотреть выполнение РУ 500 кВ ПС Новая Тула также в габаритах 750 кВ для дальнейшей технической возможности перевода оборудования на более высокий класс напряжения.

Рисунок 8. Реконструкция ПС 220 кВ Новая Тула

(перевод на напряжение 500 кВ)

Мероприятия для подключения объектов нового жилищного строительства и крупных потребителей в Тульской области

В Тульской области 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. г. Тула, Зареченский район, площадка «ГРАТ», малоэтажное усадебное и среднеэтажное многоквартирное строительство – 11 МВт.

4. г. Тула, Зареченский район, микрорайон «Красные ворота», многоэтажное жилищное строительство – 13,7 МВт.

5. г. Тула, Привокзальный район, ул. Генерала Маргелова – Крутоовражный проезд – 6,0 МВт.

6. г. Тула, Привокзальный район, микрорайон «Зеленстрой-2», многоэтажное жилищное строительство – 6,0 МВт.

7. г. Новомосковск, III – IV Залесные микрорайоны, многоэтажное  жилищное строительство – 12,4 МВт.

8. г. Новомосковск, жилой микрорайон «Аэропорт», район д. Кресты, среднеэтажное, малоэтажное многоквартирное и усадебное жилищное строительство – 8,6 МВт.

С учетом анализа объема свободной для технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей трансформаторной мощности, поданных заявок на технологическое присоединение 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», расположенных в северной части Зареченского района г. Тулы (24,7 МВт), возможно обеспечить от ПС 110 кВ Медвенка путем ее реконструкции с заменой существующих трансформаторов 2х16 МВА на 2х25 МВА. Учитывая, что развитие жилищной застройки повлечет увеличение протяженности линий электропередачи напряжением 6(10) кВ, что может сказаться на качестве электроэнергии у конечного потребителя, рекомендуется строительство нового центра питания - ПС 110 кВ Горелки с установкой двух трансформаторов по 40 МВА и подключением заходами от ВЛ 110 кВ Кировская − Октябрьская ориентировочной протяженностью по 2 км;

в) электроснабжение микрорайона на ул. Генерала Маргелова 220 кВ − Крутоовражному проезду, а также микрорайона «Зеленстрой-2» г. Тулы (12 МВт) на первоначальном этапе строительства обеспечить от ПС 110 кВ Южная;

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

д) электроснабжение жилого микрорайона «Аэропорт» г. Новомосковска (8,6 МВт) обеспечить от ПС 110 кВ Угольная.

В рамках осуществления деятельности по расширению и модернизации производства действующих предприятий Тульской области планируется увеличение максимальной мощности присоединенных энергопринимающих устройств ОАО «Конструкторское бюро приборостроения» до 20 МВт и ОАО «Комбайнмашстрой» до 40 МВт.

С учетом анализа свободной для технологического присоединения трансформаторной мощности рекомендуется выполнение следующих мероприятий:

а) электроснабжение ОАО «Конструкторское бюро приборостроения» (20 МВт) обеспечить от ПС 110 кВ Щегловская путем ее реконструкции с заменой трансформаторов 2х40 на 2х63 МВА;

б) электроснабжение ОАО «Комбайнмашстрой» (40 МВт) обеспечить от ПС 110 кВ Комбайновая путем ее реконструкции с заменой трансформаторов мощностью по 25 МВА на 2х63 МВА (ПС 110 кВ Комбайновая является абонентской и возможность ее реконструкции должна определяться собственником).

Описанные варианты подключения нагрузок крупных потребителей Тульской области являются предварительными и могут быть скорректированы при проектировании схем электроснабжения для каждого объекта.

3.6. Перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию энергосистемы Тульской области

На основании расчетов электрических режимов на период 2016−2020  годов определены мероприятия, направленные на ликвидацию «узких мест» в энергосистеме Тульской области.

Проекты по развитию энергосистемы Тульской области разделены на реализуемые и перспективные.

Перечень реализуемых проектов составлен на основании действующих инвестиционных программ сетевых компаний (или их проектов). Данные мероприятия  выполняются с целью повышения надежности электроснабжения существующих потребителей и создания дополнительной возможности технологического присоединения новых потребителей.

Перечень перспективных проектов по развитию энергосистемы Тульской области сформирован на основании расчетов электрических режимов и разделен в соответствии со сценариями развития региональной энергетики, соответствующих базовому и региональному прогнозам потребления электрической энергии и мощности. Данные мероприятия  выполняются с целью ликвидации выявленных перегрузок элементов сети, создания дополнительной возможности технологического присоединения новых потребителей.

В таблице 3.14 указан перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию энергосистемы Тульской области на период до 2020 года в соответствии с базовым прогнозом потребления электроэнергии и мощности.

В таблице 3.15 указан перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию энергосистемы Тульской области на период до 2020 года в соответствии с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности.

1

Таблица 3.14. Перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию энергосистемы Тульской области на 2015-2020 годы в соответствии с базовым прогнозом потребления электроэнергии и мощности

№ п/п

Наименования объекта (мероприятия)

Характерис-тика объекта (протяжен-ность и пропускная способность для линий, трансформа-торная мощность для подстанций)

Реко-мен-дуе-мый срок ввода**

Цели, решаемые при реконструкции/строительстве объекта

Организация, ответственная за реализацию мероприятия***

Стоимость в текущих ценах, без НДС, млн. руб.

Получаемый эффект от реализации мероприятия – дополни-тельный резерв мощности, обеспечива-емый за счет реализации мероприятия (МВт)

1

2

3

4

5

6

7

8

Перспективные проекты

Ефремовский энергорайон

1

Строительство третьей связи 110 кВ между ПС 220 кВ Бегичево и ПС 220 кВ Звезда*

75 км

АС-185

2016

Обеспечение надежного электроснабже-ния потребителей Ефремовского энергорайона в нормальной и ремонтных схемах

Филиал «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья»

465,400

50

2.1

Реконструкция ПС 220 кВ Звезда с установкой второго АТ 220/110 кВ мощностью 125 МВА *

125 МВА

2016

ОАО «ФСК ЕЭС»

337,418

100

2.2

Сооружение дополнительной связи 220 кВ (ВЛ 220 кВ Звезда – Елецкая)

90 км

АС-240

2016

ОАО «ФСК ЕЭС»

706,813

3

Ввод замещающей мощности в узле Ефремовской ТЭЦ *

50 МВт

2016

-

2921,000

-

Заокский энергорайон

4

Реконструкция ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ − Космос с отпайками с увеличением пропускной способности*

31 км

АС-185

2020

Ликвидация перегрузок в ремонтных схемах

Филиал «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья»

143,918

-

5

Строительство дополнительной ВЛ 110 кВ Шипово − Космос с установкой новых ячеек 110 кВ на ПС 220 кВ Шипово и ПС 110 кВ Космос*

26 км

АС-120

2020

Ликвидация перегрузок в ремонтных схемах, обеспечение возможности присоединения новых потребителей

Филиал «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», ОАО «ФСК ЕЭС»

216,521

35

6

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

6.1

Реконструкция ПС 35 кВ Ненашево с переводом на напряжение 110 кВ

2х25 МВА

2019

Повышение  надежности электроснабжения потребителей Заокского энергорайона в нормальной и ремонтных схемах, обеспечение возможности присоединения новых потребителей

Филиал «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья»

345,284

100

6.2

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

25,9 км

2019

152,219

6.3

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

2х10,5 км

АС-150

2019

145,493

6.4

Сооружение ПС 220 кВ Ненашево1) с установкой двух АТ 220/110 кВ

2х125 МВА

2020

ОАО «ФСК ЕЭС»

1329,726

6.5

Сооружение заходов от ВЛ 220 кВ Приокская – Бугры (АС-400)

2х1км

АС-400

2020

10,478

6.6

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» ОАО «МРСК Центра и Приволжья»

169,234

6.7

Строительство ЛЭП 110 кВ Ненашево − Заокская 2

32 км

АС-120

2020

51,667

6.8

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

2х25 МВА

2020

183,094

6.9

Строительство двухцепной ЛЭП 110 кВ Ненашево – Дмитриевская 1 и 2

2х18 км

АС-120

2020

124,257

6.10

Перевод ПС 35 кВ Дмитриевская на напряжение 110 кВ

2х25 МВА

2020

362,101

6.11

Строительство ВЛ 110 кВ от ПС 220 кВ Ненашево до ПС 110 кВ Айдарово

Реконструкция ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ – Космос с отпайками с образованием ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ – Айдарово с отпайкой на ПС 110 кВ Гремицы и ВЛ 110 кВ Космос – Ненашево с отпайкой на ПС 110 кВ Айдарово

30 км

АС-120

2020

131,071

СВМ Щекинской ГРЭС

7

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 сотпайкой на блок 2 на оборудование с номинальным током не менее 1000А

3 выключателя 220 кВ

1000А

2016

Ликвидация перегрузок оборудования 220 кВ в ремонтных схемах

ООО «Щекинская ГРЭС»

177,826

-

Тульский энергорайон

8

Реконструкция ВЛ 110 кВ Тула − Мясново № 1, 2 на участке от ПС 220 кВ Тула до отпайки на ПС 110 кВ Южная*

2х7 км

КЛ 110 кВ

630 мм2

2020

Ликвидация перегрузок в ремонтных схемах

Филиал «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья»

640,442

10

9.1

Сооружение ПС 220 кВ Новая Тула с установкой одного АТ 220/110 кВ*

125МВА

2020

Ликвидация перегрузок в ремонтных схемах, обеспечение возможности присоединения новых потребителей

ОАО «ФСК ЕЭС»

991,357

100

9.2

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

2х1 км

АС-400

2020

ОАО «ФСК ЕЭС»

9,069

9.3

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

2х1 км

АС-120

2020

Филиал «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья»

6,903

9.4

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

2х1 км

АС-120

2020

Филиал «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья»

6,903

Новомосковский энергорайон

10

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

200 МВА

2017

Ликвидация перегрузок в ремонтных схемах, обеспечение возможности присоединения новых потребителей

ОАО «ФСК ЕЭС»

-

80

Реализуемые проекты

11

Строительство ПС 110 кВ Индустриальная и двух КВЛ 110 кВ

2х125 МВА

2х7,6 км

2015

Обеспечение возможности присоединения новых потребителей

ОАО «Корпорация развития Тульской области»

-

100

12

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

3,0 км

2017

Повышение надежности электроснабже-ния потребителей, обеспечение дополнитель-ной  возможности технологичес-кого присоединения

Филиал «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья»

13

Реконструкция ВЛ 110 кВ Ленинская − Привокзальная

3,3 км

2019

14

Реконструкция ВЛ 110 кВ Пятницкая − Ясногорск

26,4 км

2020

15

Реконструкция ВЛ 110 кВ Щекино − Ясенки

6,1 км

2017

16

Реконструкция ВЛ 110 кВ Отпайка Ясенки

6,2 км

2019

17

Реконструкция 2-цепной ВЛ 110 кВ Ленинская − Мясново с отпайками, ВЛ 110 кВ Ратово − Мясново, Ленинская − Ратово с отп. Тула − Мясново с отп. на ПС 110 кВ Южная

6,0 км

18,3 км

2017

2019

18

Реконструкция ВЛ 110 кВ Плавск − Щекино с отп. на ПС 110 кВ Смычка-1, ВЛ 110 кВ Плавск − Лазарево с отп. на ПС 110 кВ Смычка−2, ВЛ 110 кВ Лазарево − Щекино

18,1 км

13,3 км

2016 2017

19

Реконструкция ВЛ 110 кВ Звезда − Бегичево с отп. и ВЛ 110 кВ Звезда−Волово с отп.

13,3 км

20,7 км

9,4 км

2015

2019

2019

20

Реконструкция ВЛ 110 кВ Щекино − Первомайская I и II

14,1 км

2017

21

Комплексная реконструкция ПС 110 кВ Октябрьская с заменой силового трансформатора 25 МВА на 40 МВА

40 МВА

2015

22

Реконструкция ПС 110 кВ Центральная с заменой трансформаторов Т1 и Т2 мощностью 2х25 МВА на 2х40 МВА

40 МВА

40 МВА

2016

2017

23

Реконструкция ПС 110 кВ Барсуки для повышения надежности электроснабжения потребителей

-

2016

24

Реконструкция ПС 110 кВ Угольная для повышения надежности электроснабжения потребителей

-

2020

25

Реконструкция ПС 110 кВ Партизан с заменой трансформаторов 2х16 МВА на 2х25 МВА

50 МВА

2020

26

Реконструкция ПС 110 кВ Рудаково с установкой
Т-3 25 МВА

25 МВА

2020

* Данные мероприятия являются альтернативными, то есть выполнение одного из них является достаточным для ликвидации перегрузок; (*) относится к каждому из мероприятий, перечисленных в подпункте.

** 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.

1) С учётом технологического присоединения потребителей, максимальная мощность энергопринимающих устройств которых менее 5 МВт.

1

Таблица 3.15. Перечень перспективных проектов по развитию энергосистемы Тульской области на 2015-2020 годы в соответствии с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности

№ п/п

Наименования объекта (мероприятия)

Характери-стика объекта (протяжен-ность и пропускная способность для линий, трансформа-торная мощность для подстанций)

Реко-менду-емый срок ввода**

Цели, решаемые при реконструкции/строительстве объекта

Организация, ответственная за реализацию мероприятия ***

Стоимость в текущих ценах, без НДС, млн. руб.

Получаемый эффект от реализации мероприятия-дополнитель-ный резерв мощности, обеспечива-емый за счет реализации мероприятия (МВт)

1

2

3

4

5

6

7

8

Перспективные проекты

Ефремовский энергорайон

1

Строительство третьей связи 110 кВ между ПС 220 кВ Бегичево и ПС 220 кВ Звезда*

75 км

АС-185

2016

Обеспечение надежного электроснабже-ния потребителей Ефремовского энергорайона в нормальной и ремонтных схемах

Филиал «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья»

472,496

50

2.1

Реконструкция ПС 220 кВ Звезда с установкой второго АТ 220/110 кВ мощностью 125 МВА *

125 МВА

2016

ОАО «ФСК ЕЭС»

436,807

100

2.2

Сооружение дополнительной связи 220 кВ (ВЛ 220 кВ Звезда – Елецкая)

90 км

АС-240

2016

ОАО «ФСК ЕЭС»

706,813

3

Ввод замещающей мощности в узле Ефремовской ТЭЦ *

50 МВт

2016

-

2921,000

-

Заокский энергорайон

4

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

4.1

Реконструкция ПС 35 кВ Ненашево с переводом питания на 110 кВ

2х25 МВА

2016

Повышение  надежности электроснабже-ния потребителей Заокского энергорайона в нормальной и ремонтных схемах, обеспечение возможности присоединения новых потребителей

Филиал «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья»

345,284

100

4.2

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

25,9 км

2016

152,219

4.3

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

2х10,5 км

АС-150

2016

145,493

4.4

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

2х125 МВА

2016

ОАО «ФСК ЕЭС»

1329,726

4.5

Сооружение заходов от ВЛ 220 кВ Приокская – Бугры (АС-400)

2х1км

АС-400

2016

10,478

4.6

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

2016

Филиал «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья»

169,234

4.7

Строительство ЛЭП 110 кВ Ненашево – Заокская 2

32 км

АС-120

2016

51,667

4.8

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

2х25 МВА

2016

183,094

4.9

Строительство двухцепной ЛЭП 110 кВ Ненашево – Дмитриевская 1 и 2

2х18 км

АС-120

2016

124,257

4.10

Перевод ПС 35 кВ Дмитриевская на напряжение 110 кВ

2х25 МВА

2016

362,101

4.11

Строительство ВЛ 110 кВ от ПС Ненашево до ПС Айдарово

Реконструкция ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ – Космос с отпайками с образованием ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ – Айдарово с отпайкой на ПС 110 кВ Гремицы и ВЛ 110 кВ Космос – Ненашево с отпайкой на ПС 110 кВ Айдарово

30 км

АС-120

2016

131,071

СВМ Щекинской ГРЭС

5

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

2016

Ликвидация перегрузок оборудования 220 кВ в ремонтных схемах

ООО «Щекинская ГРЭС»

177,826

-

Тульский энергорайон

6.1

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

2х200 МВА

2016

Ликвидация перегрузок в ремонтных схемах, обеспечение возможности присоединения новых потребителей

ОАО «ФСК ЕЭС»

1477,876

100

6.2

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

2х1 км

АС-400

2016

ОАО «ФСК ЕЭС»

10,478

6.3

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

2х1 км

АС-400

2016

ОАО «ФСК ЕЭС»

10,478

6.4

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

2х1 км

АС-120

2016

Филиал «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья»

6,903

6.5

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

2х1 км

АС-120

2016

Филиал «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья»

6,903

6.6

Расширение РП-10 кВ Китаевка до подстанции напряжением 110 кВ с установкой на первом этапе двух трансформаторов по 16 МВА

2х16 МВА

2016

Филиал «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья»

240,576

6.7

Строительство ВЛ 110 кВ Новая Тула – Китаевка 1, 2

2х3 км

АС-120

2016

125,709

6.8

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

2х3х267 МВА

2018

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

ОАО «ФСК ЕЭС»

2704,256

250

6.9

Сооружение заходов от ВЛ 500 кВ Смоленская АЭС – Михайловская

2х10 км

3хАС-300

2018

ОАО «ФСК ЕЭС»

212,432

7.1

Сооружение ПС 110 кВ Горелки с установкой двух трансформаторов по 40 МВА

2х40 МВА

2020

Обеспечение возможности присоединения новых потребителей

Филиал «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья»

375,063

40

7.2

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

2х2 км

АС-120

2020

13,806

Новомосковский энергорайон

8

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

200 МВА

2017

Ликвидация перегрузок в ремонтных схемах, обеспечение возможности присоединения новых потребителей

ОАО «ФСК ЕЭС»

-

80

(с учётом ввода инд. парка «Узловая» ОАО «ТРКР ГЧП»)

9

Строительство ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС – Северная

8,5 км

АС-400

2017

Ликвидация перегрузок в нормальной схеме

ОАО «ФСК ЕЭС»

267,462

-

* Данные мероприятия являются альтернативными, то есть выполнение одного из них является достаточным для ликвидации перегрузок; (*) относится к каждому из мероприятий, перечисленных в подпункте.

** 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.

1

3.7. Сводные данные по развитию электрических сетей напряжением 220 кВ и ниже на период до 2020 года

С учетом сформированных перечней реализуемых и перспективных проектов по развитию энергосистемы Тульской области на период до 2020 года (таблицы 3.14, 3.15), а также данных территориальных сетевых организаций о развитии электрических сетей напряжением ниже 110 кВ в приложении № 5 представлены сводные данные по реализуемым вводам электросетевых объектов, а также перспективным вводам для базового и регионального прогнозов потребления электроэнергии и мощности и одного из возможных альтернативных вариантов развития каждого энергорайона энергосистемы Тульской области.

Результаты расчетов электрических режимов на 2016−2020 годы для каждого из сценариев развития региональной электроэнергетики показали, что перенос сроков ввода электросетевых объектов напряжением 220 кВ, относительно сроков, рекомендованных в схеме и программе развития ЕЭС России на 2014−2020 годы для ликвидации «узких мест» в Тульской энергосистеме, нецелесообразен.

3.8. Расчеты токов короткого замыкания в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше Тульской области на период до 2020 года

На этапе 2016 года с учетом ввода нового генерирующего оборудования на электростанциях Тульской области выявлено несоответствие отключающей способности выключателей, установленных на объектах 110-220 кВ, расчетным токам короткого замыкания. Во избежание повреждения электрооборудования требуется замена:

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

на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Бегичево 2 выключателей на выключатели с отключающей способностью не менее 20 кА;

на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Тула 5 выключателей на выключатели с отключающей способностью не менее 31,5 кА;

на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Северная 2 выключателей на выключатели с отключающей способностью не менее 31,5 кА.

Строительство ПС 220 кВ Новая Тула с заходами от ВЛ 110 кВ Тула – Мясново №1 с отпайками и ВЛ 110 кВ Тула – Мясново № 2 с отпайкой на ПС 110 кВ Южная приводит к увеличению значений токов короткого замыкания в сети 110 кВ в Тульской энергосистеме, при этом на ближайших подстанциях к сооружаемой ПС 220 кВ Новая Тула значения токов короткого замыкания не превышают отключающей способности существующих выключателей.

В соответствии со сценарием развития региональной энергетики, соответствующим региональному прогнозу потребления электроэнергии и мощности, на этапе 2018 года, с учетом реконструкции ПС 220 кВ Новая Тула с переводом на напряжение 500 кВ и сооружением заходов от ВЛ 500 кВ Смоленская АЭС – Михайловская, на ПС 220 кВ Тула требуется замена 7 выключателей 220 кВ на выключатели с отключающей способностью не менее 40 кА, на ПС 500 кВ Новая Тула в РУ 500 кВ требуется установка выключателей с отключающей способностью не менее 31,5 кА.

В соответствии со сценарием развития региональной энергетики, соответствующим базовому прогнозу потребления электроэнергии и мощности, на этапе 2019 года на сооружаемой ПС 220 кВ Ненашево и на этапе 2020 года на сооружаемой 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 220 кВ Новая Тула – 31,5  кА;

РУ 220 кВ ПС 220 кВ Новая Тула – 31,5  кА.

В соответствии со сценарием развития электроэнергетики Тульской области, соответствующем региональному прогнозу потребления электроэнергии и мощности, на этапе 2016 года 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 220 кВ Новая Тула – 31,5 кА;

РУ 220 кВ ПС 220 кВ Новая Тула – 40 кА.

3.9. Анализ баланса реактивной мощности в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше Тульской области на период до 2020 года

Режимы работы Тульской энергосистемы на этапе 2016–2020 годов в соответствии с базовым прогнозом потребления электроэнергии и мощности в периоды зимних и летних максимальных нагрузок характеризуются выдачей реактивной мощности в соседние энергосистемы.

На этапе 2016–2017 годов в режиме зимних максимальных нагрузок в соответствии с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности наблюдается выдача реактивной мощности из Тульской энергосистемы в соседние энергосистемы. На этапе 2016–2017 годов в режиме летних максимальных нагрузок и на этапе 2018–2020 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 2020 года в режиме летних максимальных нагрузок и составляет 275,4 Мвар. При этом загрузка генерирующего оборудования Тульской энергосистемы по реактивной мощности составляет 462 Мвар при максимально возможной загрузке станций 587 Мвар.

Необходимо отметить, что уровни напряжения на шинах ПС 110 кВ и выше в Тульской энергосистеме во всех рассмотренных, в том числе и наиболее тяжелых послеаварийных режимах, находятся в диапазоне допустимых значений за исключением случаев, когда снижаются напряжения на шинах 110 кВ энергообъектов Ефремовского энергорайона. Выход параметров режима в Ефремовском энергорайоне из области допустимых значений требует комплексного решения и не может быть решен за счет применения СКРМ.

Таким образом, расчет баланса реактивной мощности показал, что применение СКРМ в Тульской энергосистеме нецелесообразно на перспективном этапе 2016–2020 годов в соответствии с базовым и региональным прогнозами потребления электроэнергии и мощности.

3.10. Развитие источников генерации Тульской области на 2015–2020 годы

На период с 2015 года по 2020 год планируются следующие изменения установленной мощности в Тульской энергосистеме (таблица 2.23), учтенные  при определении сценариев развития энергосистемы Тульской области, соответствующих базовому и региональному прогнозам потребления электроэнергии и мощности:

демонтаж в 2015 году трех пылеугольных блоков по 140 МВт на Черепетской ГРЭС;

демонтаж в 2016 году двух пылеугольных блоков по 300 МВт на Черепетской ГРЭС;

демонтаж в 2015 году блоков ст. №№ 1,4,7 суммарной мощностью 136 МВт на Новомосковской ГРЭС;

демонтаж в 2015 году блоков ст. №№ 2,3 суммарной мощностью 62 МВт на Алексинской ТЭЦ;

демонтаж в 2016 году блоков ст. №№ 4,5,6,7 суммарной мощностью 160 МВт на Ефремовской ТЭЦ;

ввод в работу в 2015 году блока ст. № 9 мощностью 225 МВт на Черепетской ГРЭС, состав оборудования которого аналогичен энергоблоку ст. № 8, введенному в 2014 году, в составе турбины К-225-12,8-4Р и котла Еп-630-13,8-565/570 КТ номинальной паропроизводительностью 630 т/ч;

ввод в работу в 2015 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.

3.10.1. Оценка балансовой ситуации и наличия «узких мест», связанных с возможным остановом генерирующего оборудования с длительным сроком эксплуатации

В 2014 году в соответствии со статьей 21 Федерального закона от 27.07.2010 № 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,  ОАО «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 Ефремовский район 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 «Ефремовская ТЭЦ» филиала ОАО «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 Ефремовский район вывод данного оборудования не согласован в связи с наличием угрозы возникновения дефицита тепловой энергии для потребителей.

Приказом Минэнерго России от 22.10.2013 № 839 заявленный ОАО «Квадра» вывод из эксплуатации с 1 апреля 2014 года турбоагрегатов № 4, 5, 6 и 7 Ефремовской ТЭЦ ОАО «Квадра» был приостановлен на два года (до 01.06.2016), в том числе:

турбоагрегатов № 4, 5 и 7 по условиям угрозы возникновения дефицита теплоснабжения потребителей;

турбоагрегата № 6 по результатам анализа схемно-режимной ситуации.

Выполненные ОАО «СО ЕЭС» расчеты электроэнергетических режимов на перспективный период показали, что 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.

Оценка балансовой ситуации, а также расчеты электрических режимов в энергосистеме Тульской области на период 2016–2020 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.

Выводы:

На основе анализа схемно-режимной ситуации вывод из эксплуатации генерирующего оборудования Ефремовской ТЭЦ невозможен до выполнения одного из компенсирующих мероприятий, разработанных и представленных в данной работе (подраздел «Ефремовский энергорайон» раздела 3.5.1, таблица 3.14).

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»;

ОАО «МРСК Центра и Приволжья»;

ООО «Нимфа».

Администрацией муниципального образования город Советск Щекинского района вывод данного оборудования согласован с 01.01.2019.

В рамках базового прогноза потребления электрической энергии и мощности в режимах с отсутствием генерации на Щекинской ГРЭС на этапе 2016 года в ремонтных схемах возникают многочисленные перегрузки, в том числе ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС – Химическая и ВЛ 220 кВ Северная – Химическая. На период до 2020 года перегрузки данных ВЛ 220 кВ усугубляются.

Таким образом, необходимо наличие постоянной генерации в энергоузле не менее 200 МВт на этапе 2016 года в режиме летних максимальных нагрузок.

В рамках регионального прогноза потребления электрической энергии и мощности в режимах с отсутствием генерации на Щекинской ГРЭС ситуация с перегрузками усугубляется.

Необходимая мощность Щекинской ГРЭС на этапе 2020 года без сооружения ПС 500 кВ Новая Тула должна составлять не менее 650 МВт. При этом должна быть разработана схема выдача мощности Щекинской ГРЭС.

С учетом сооружения РУ 500 кВ на ПС 220 кВ Новая Тула необходимый объем генерации на Щекинской ГРЭС составляет 400 МВт на этапе 2020 года в режиме зимних максимальных нагрузок, то есть существующего объема генерации (2 блока по 200 МВт) достаточно.

в) в администрацию муниципального образования город Новомосковск 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 «Новомосковская ГРЭС» филиала ОАО «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:

ОАО «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 вывод данного оборудования не согласован в связи с наличием 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 Алексинский район 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 ОАО «Квадра» – «Центральная генерация»:

паровые турбины:

ст. №2 тип ПР-12-90/7;

ст. №3 тип Т-50-90/2;

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»;

ЗАО «Алексинская БКФ»;

ЗАО «Тяжпромарматура».

Администрацией муниципального образования Алексинский район вывод данного оборудования согласован с 01.06.2018.

3.10.2. Предложения по вводу новых генерирующих мощностей

В качестве одного из мероприятий по ликвидации токовой перегрузки ВЛ 110 кВ Волово – Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк, возникающей в нормальной схеме на этапах 2016−2020  годов, предлагается ввод новой генерирующей мощности в узле Ефремовской ТЭЦ в объеме не менее 50 МВт.

Ввод генерации в данном узле позволит поддерживать уровни напряжения на шинах энергообъектов Ефремовского района в диапазоне допустимых значений, ликвидирует перегрузки ВЛ 110 кВ Волово – Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк в нормальной схеме и обеспечит надежное электроснабжение потребителей.

3.10.3. 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 ОАО «Квадра» - «Центральная генерация», находящихся в Тульской области, становится экономически нерентабельной.

Одним из этапов решения проблемы является развитие генерирующих мощностей, для чего в 2015 году планируется 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-400 фирмы Siemens мощностью 38,5 МВт, 2 котлами-утилизаторами ПК-83 ОАО «Подольский машиностроительный завод», 3 дожимными компрессорными станции 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. В результате реализации проекта планируется рост отпуска электроэнергии более чем в 4 раза (со 155,886 млн. кВт.ч в 2014 году до 712,2 млн. кВт.ч к 2020 году). При этом удельные расходы условного топлива на отпуск электроэнергии на новом энергоблоке уменьшатся в 2 раза по сравнению с работающим оборудованием.

3.11. Прогноз потребления тепловой энергии на 2016−2020 годы с выделением крупных потребителей

Прогноз потребления тепловой энергии по Тульской области на период до 2020 года приведен в таблице 3.16.

Таблица 3.16. Прогноз производства, потребления тепловой энергии по Тульской энергосистеме на 2016−2020 годы

Наименование источника тепловой энергии

2016

2017

2018

2019

2020

тыс. Гкал

1. Филиал ОАО «Квадра» – «Центральная генерация» выработка, всего, в т.ч.:

2666,6

2666,6

2666,6

2666,6

2666,6

Ефремовская ТЭЦ

1273,0*

1273,0*

1273,0*

1273,0*

1273,0*

Алексинская ТЭЦ существующая часть

172,5*

172,5*

172,5*

172,5*

172,5*

Алексинская ТЭЦ ПГУ-115

317,1

317,1

317,1

317,1

317,1

Новомосковская ГРЭС существующая часть

476,5*

476,5*

476,5*

476,5*

476,5*

Новомосковская ГРЭС ПГУ-190

391,9

391,9

391,9

391,9

391,9

Котельные производственные

35,6

35,6

35,6

35,6

35,6

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

167,9

167,9

167,9

167,9

167,9

Потребление ТЭ на собственные нужды

1,8

1,8

1,8

1,8

1,8

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

52,8

52,8

52,8

52,8

52,8

Отпуск «ЖКХ»

45,7

45,7

45,7

45,7

45,7

Отпуск «Прочие потребители, потери»

67,6

67,6

67,6

67,6

67,6

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

160,7

160,7

160,7

160,7

160,7

Отпуск ОАО «Энергия – 1»

150,9

150,9

150,9

150,9

150,9

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

9,8

9,8

9,8

9,8

9,8

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

935,6

945,8

933,7

933,7

933,7

Цеха ОАО «Тулачермет» (потребление)

346,5

363,9

356,2

356,2

356,2

Отпуск ЗАО «ТТС» (население)

339,7

340,1

340,1

340,1

340,1

Отпуск «Промышленные потребители, потери»

249,4

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)

1146,7

1146,7

1146,7

1146,7

1146,7

Отпуск «Население»

120,0

120,0

120,0

120,0

120,0

Отпуск «Прочие потребители, потери»

160,0

160,0

160,0

160,0

160,0

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

1627,1

1627,1

1627,1

1627,1

1627,1

Производственные нужды ОАО «Щекиноазот» (потребление)

1417,8

1417,8

1417,8

1417,8

1417,8

Отпуск «Население»

161,9

161,9

161,9

161,9

161,9

Отпуск «Прочие потребители, потери»

47,4

47,4

47,4

47,4

47,4

7. Котельные

8500,0

8550,0

8600,0

8600,0

8600,0

Всего объем производства (потребления) тепловой энергии по Тульской области

15484,6

15544,8

15582,7

15582,7

15582,7

* Указан выпадающий объем производства тепловой энергии в связи с возможным выводом ОАО «Квадра» источников тепловой энергии из эксплуатации.

Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в Тульской области и прогноз их теплопотребления представлен в таблице 3.17.

Таблица 3.17. Прогноз потребления тепловой энергии крупными потребителями в Тульской области на 2016−2020  годы

Наименование потребителя тепловой энергии

Объем потребления тепловой энергии, тыс. Гкал

2016

2017

2018

2019

2020

ОАО «НАК «Азот»

2 023,0

1 992,0

2 000,0

1 844,0

1 890,0

ОАО «Щекиноазот»

1 417,8

1 417,8

1 417,8

1 417,8

1 417,8

ПАО «Косогорский металлургический завод»

1 146,7

1 146,7

1 146,7

1 146,7

1 146,7

ООО «Каргилл»

581,0

600,0

650,0

650,0

700,0

ОАО «Ефремовский завод синтетического каучука»

428,0

428,0

300,0

300,0

300,0

ОАО «Тулачермет»

346,5

363,9

356,2

356,2

356,2

ОАО «Тульский патронный завод»

225,0

225,0

225,0

225,0

225,0

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

214,3

212,2

210,1

208,0

205,9

ОАО «ЕВРАЗ Ванадий Тула»

100,4

102,1

103,4

105,5

106,9

ОАО АК «Туламашзавод»

80,0

80,0

80,0

80,0

80,0

ЗАО «Алексинская бумажно-картонная фабрика»

135,0

135,0

135,0

135,0

135,0

ЗАО «Тяжпромарматура»

55,5

55,5

55,5

55,5

55,5

ОАО «Конструкторское бюро приборостроения»

55,2

59,0

64,0

64,0

64,0

ОАО «Полема»

26,0

26,0

26,0

26,0

26,0

3.12. Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе на период до 2020 года

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 2016−2020  годы указаны в таблице 3.18.

Таблица 3.18. Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе, (тут)

Наименование

2016 г.

2017 г.

2018 г.

2019 г.

2020 г.

1. Природный газ, всего,

в том числе:

1 857 359

1 857 359

1 857 359

1 857 359

1 857 359

ТЭЦ-ПВС ОАО «Тулачермет»

255 859

255 859

255 859

255 859

255 859

ТЭЦ-ПВС ПАО «Косогорский металлургический завод»

129 000

129 000

129 000

129 000

129 000

Первомайская ТЭЦ ОАО «Щекиноазот» 

446 000

446 000

446 000

446 000

446 000

ТЭЦ Ефремовского филиала ОАО «Щекиноазот»

3 500

3 500

3 500

3 500

3 500

ООО «Щекинская ГРЭС»

103 674

103 674

103 674

103 674

103 674

Филиал ОАО «Квадра» – «Центральная генерация»

1 023 000

1 023 000

1 023 000

1 023 000

1 023 000

2. Доменный газ всего, в том числе:

389 000

389 000

389 000

389 000

389 000

ТЭЦ-ПВС ОАО «Тулачермет»

288 000

288 000

288 000

288 000

288 000

ТЭЦ-ПВС ПАО «Косогорский металлургический завод»

101 000

101 000

101 000

101 000

101 000

3. Уголь всего, в том числе:

858 761

875 490

880 732

880 732

880 732

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

858 761

875 490

880 732

880 732

880 732

ООО «Щекинская ГРЭС»

1

1

1

1

1

4. Мазут всего, в том числе:

22 672

22 672

22 672

22 672

22 672

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

22 672

22 672

22 672

22 672

22 672

ООО «Щекинская ГРЭС»

6

6

6

6

6

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

В Тульской области схемы теплоснабжения разработаны и утверждены во всех поселениях и городских округах (100 %).

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 3.19.

Таблица 3.19. Мероприятия по развитию теплового хозяйства муниципальных образований Тульской области на 2014−2020 годы

Муниципальное образование, наименование мероприятия

Год реализации

Арсеньевский район

Строительство модульной котельной «Центральная» в пос. Арсеньево Тульской  области, в т.ч. ПИР

2015

Веневский район

Реконструкция тепловой сети в г. Веневе (от котельной «Центральная»)

2015

Реконструкция котельной «Южная» в г. Веневе Тульской области

2016

город Донской

Строительство модульной котельной в г. Донской

2017

Каменский район

Реконструкция котельной с. Архангельское Каменского района

2016

Реконструкция котельной д. Яблонево Каменского района

2018

Киреевский район

Замена ветхих тепловых сетей пос. Шварцевский

2016

Строительство модульной котельной в г. Липки Киреевского района

2018

Замена ветхих тепловых сетей в г. Киреевске и пос. Октябрьский

2018

Строительство модульной котельной в г. Киреевске

2019

Ленинский район

Замена ветхих тепловых сетей в поселениях Ленинского района

2018-2019

Одоевский район

Замена ветхих тепловых сетей в поселениях Одоевского района

2018

пгт. Славный

Строительство модульной котельной в пгт. Славный мощностью до 5 Гкал/ч

2017

город Тула

Строительство модульной котельной в пос. Клоково, в т.ч. ПИР

2015

Реконструкция неавтоматизированной котельной кв. «Н» с заменой существующих котлов на жаротрубные и переключения нагрузки с неавтоматизированной котельной кв. «Н–а»

2017

Узловский район

Строительство модульной котельной г. Узловая

2015

Чернский район

Реконструкция блочной котельной по ул. Свободная в пос. Чернь

2016

Щекинский район

Строительство модульной котельной в г. Щекино

2020

Ясногорский район

Строительство модульной котельной кв. «М» в г. Ясногорске

2017

Замена тепловых сетей в поселениях Ясногорского района

2020

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/ч), Фрунзенской - 175 МВт/час (150 Гкал/ч).

Сведения о фактической выработке тепловой энергии Фрунзенской и Зареченской районными котельными за 2014 год представлены в таблице 3.20.

Таблица 3.20. Выработка тепловой энергии Фрунзенской и Зареченской районными котельными, Гкал

Котельная

Январь

Февраль

Март

Апрель

Май

Июнь

Июль

Август

Сентябрь

Октябрь

Ноябрь

Декабрь

ФРК

52112

40772

37569

28046

4161

8794

8837

8686

13456

35246

39931

45175

ЗРК

68745

51679

48528

36244

13203

6503

10046

12835

17416

46171

53810

58690

Сведения о планируемой выработке тепловой энергии Фрунзенской и Зареченской районными котельными на перспективу до 2020 года представлены в таблице 3.21.

Таблица 3.21. Планируемая выработка тепловой энергии Фрунзенской и Зареченской районными котельными на 2015−2020 годы, Гкал

Год

Котельная

2015

2016

2017

2018

2019

2020

ФРК

351540

351540

351540

351540

351540

351540

ЗРК

467510

467510

467510

467510

467510

467510

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 идет 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, жилое хозяйство, ЖКХ), 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 3.22, 3.23.

Таблица 3.22. Эффективная средняя месячная выработка мощности Фрунзенской и Зареченской районными котельными, МВт

Котельная

Январь

Февраль

Март

Апрель

Май

Июнь

Июль

Август

Сентябрь

Октябрь

Ноябрь

Декабрь

Максимум

ФРК

19,0

16,5

13,7

10,6

1,5

3,3

3,2

3,2

5,1

12,9

15,1

16,5

19,0

ЗРК

25,4

21,2

17,9

13,8

4,9

2,5

3,7

4,7

6,7

17,1

20,6

21,7

25,4

Таблица 3.23. Эффективная средняя месячная выработка электроэнергии Фрунзенской и Зареченской районными котельными, тыс. кВт.ч

Котельная

Январь

Февраль

Март

Апрель

Май

Июнь

Июль

Август

Сентябрь

Октябрь

Ноябрь

Декабрь

Итого

ФРК

14153

11073

10203

7617

1130

2388

2400

2359

3655

9572

10845

12269

87664

ЗРК

18908

14214

13347

9969

3631

1788

2763

3530

4790

12699

14801

16142

116582

Выработка электрической энергии и мощности ФРК и ЗРК на 2015−2020 годы  представлена в таблице 3.24.

Таблица 3.24. Планируемая выработка электроэнергии и мощности Фрунзенской и Зареченской районных котельных на 2015–2020 годы

Котельная

Ед. изм.

2015

2016

2017

2018

2019

2020

ФРК

МВт

19,0

19,0

19,0

19,0

19,0

19,0

тыс. кВт.ч/год

87664

87664

87664

87664

87664

87664

ЗРК

МВт

25,4

25,4

25,4

25,4

25,4

25,4

тыс. кВт.ч/год

116582

116582

116582

116582

116582

116582

Результаты расчетов показали, что перевод Фрунзенской и Зареченской районных котельных на когенерационный цикл позволяет обеспечить выработку 2042456 тыс. кВт.ч в год при мощности от 5,8 МВт до 44,4 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 области состоит из следующих карт-схем, включающих в себя существующие и планируемые к строительству и выводу из эксплуатации линии электропередачи и подстанции напряжением 110 кВ и выше, а также электрические станции, установленная мощность которых превышает 5 МВт:

1. 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 № 6).

2. 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 № 7).

3. Нормальная схема электрических соединений 35 кВ и выше на 01.01.2015 и на период до 2020 года в соответствии с базовым прогнозом потребления электрической энергии и мощности (приложение № 8).

4. Нормальная схема электрических соединений 35 кВ и выше на 01.01.2015 и на период до 2020 года в соответствии с региональным прогнозом потребления электрической энергии и мощности (приложение № 9).

Список сокращений, используемых в тексте

АИИС КУЭ

Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учёта электроэнергии

АТ

Автотрансформатор

БСК

Батарея статических конденсаторов

ВЛ

Воздушная линия электропередачи

В

Вольт

Вт

Ватт

Вт.ч

Ватт-час

Гц

Герц

ГРЭС

Государственная районная электростанция

Гкал/ч

Гигакалория в час

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)

МВт.ч

Мегаватт-час

млн

Миллион

млрд

Миллиард

МВ

Масляный выключатель

ОЭС

Объединенная энергетическая система

ОРУ

Открытое распределительное устройство

ОРЭМ

Оптовый рынок электрической энергии и мощности

отп.

Отпайка

ПА

Противоаварийная автоматика

ПГУ

Парогазовая установка

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

ФСК ЕЭС

Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы

ШСВ

Шиносоединительный выключатель