ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ТУЛЬСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2020-2024 ГОДЫ



ПРАВИТЕЛЬСТВО ТУЛЬСКОЙ ОБЛАСТИ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

от 30.04.2019 № 161

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ТУЛЬСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2020-2024 ГОДЫ

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

1. Утвердить Схему и Программу развития электроэнергетики Тульской области на 2020-2024 годы (приложение).

2. Признать утратившим силу пункт 1 постановления правительства Тульской области от 27.04.2018 № 165 «Об утверждении Схемы и Программы развития электроэнергетики Тульской области на 2019-2023 годы».

3. Постановление вступает в силу со дня официального опубликования, за исключением пункта 2 постановления, вступающего в силу с 1 января 2020 года.

Первый заместитель Губернатора Тульской области – председатель правительства Тульской области

В.В. Шерин

Приложение
к постановлению правительства Тульской области

от 30.04.2019 № 161

СХЕМА И ПРОГРАММА

развития электроэнергетики Тульской области на 2020-2024 годы

Содержание

Введение              6

1. Общая характеристика Тульской области              7

2.              Анализ существующего состояния электроэнергетики Тульской области              17

2.1.              Характеристика энергосистемы Тульской области              17

2.1.1.              Филиал «Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина» АО «Интер РАО – Электрогенерация»              18

2.1.2.              Филиал ПАО «Квадра» - «Центральная генерация»              19

2.1.3.              ООО «Щекинская ГРЭС»              19

2.1.4.              Филиал ПАО «ФСК ЕЭС» – Приокское предприятие магистральных электрических сетей              20

2.1.5.              Филиал «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»              21

2.1.6.              Территориальные сетевые организации Тульской области              24

2.1.7.              Энергосбытовые организации Тульской области              25

2.2.              Динамика изменения уровней электропотребления и максимума/минимума зимних и летних нагрузок энергосистемы Тульской области за 2014-2018 годы              25

2.3.              Структура электропотребления за 2014-2018 годы              27

2.3.1.              Перечень основных крупных потребителей электроэнергии и мощности              28

2.4.              Анализ балансов мощности и электроэнергии энергосистемы Тульской области за 2014-2018 годы              30

2.4.1.              Структура выработки электроэнергии по видам собственности и видам генерирующего оборудования за 2018 год              33

2.5.              Основные характеристики электросетевого хозяйства Тульской области                            35

2.6.              Анализ произведенных в 2018 году вводов, реконструкций электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше на территории Тульской области              42

2.7.              Основные внешние электрические связи энергосистемы Тульской области                            43

2.7.1. Анализ отчетного потокораспределения электрических сетей напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области на зимний/летний максимум нагрузок за 2018 год              44

2.8.              Анализ основных проблем функционирования энергосистемы Тульской области              47

2.9.              Анализ загрузки питающих центров напряжением 110-220 кВ              47

2.9.1.              Оценка пропускной способности центров питания 220 кВ Тульской энергосистемы              47

2.9.2.              Оценка резервов мощности центров питания 110 кВ Тульской энергосистемы              54

2.10.              Анализ уровней напряжения и состояние степени компенсации реактивной мощности в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше Тульской области              56

2.11.              Оценка существующих уровней токов короткого замыкания на шинах 110 кВ и выше объектов энергосистемы Тульской области              56

2.12.              Анализ развития генерирующих мощностей и режимов работы электростанций энергосистемы Тульской области за 2014-2018 годы              56

2.13.              Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения в Тульской области за 2014-2018 годы              62

2.14.              Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за 2014-2018 годы              64

2.15.              Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных генерирующих компаний на территории Тульской области в 2018 году                            65

2.16.              Единый топливно-энергетический баланс Тульской области за 2013-2017 годы              67

3.              Основные направления развития электроэнергетики Тульской области на 2020−2024 годы              69

3.1.              Исходные данные и принятые допущения              69

3.2.              Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность по Тульской области на 2019-2024 годы              79

3.2.1.              Детализация электропотребления и максимума нагрузки по отдельным частям энергосистемы Тульской области с выделением крупных потребителей              83

3.3.              Перспективные балансы производства и потребления электрической энергии и мощности энергосистемы Тульской области  на 2019-2024 годы              84

3.4.              Расчеты электрических режимов сети напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области на 2020-2024 годы              86

3.5.              Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ и выше на территории Тульской области на период до 2024 года              93

3.5.1.              Анализ развития электрических сетей напряжением 110 кВ и выше на территории Тульской области на период до 2024 года в соответствии с базовым прогнозом потребления электроэнергии и мощности              93

3.5.2.              Анализ развития электрических сетей напряжением 110 кВ и выше на период до 2024 года в соответствии с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности              108

3.6.              Анализ надежности схемы отдельных подстанций классом напряжения 110 кВ              121

3.7.              Расчеты токов короткого замыкания в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше Тульской области на период до 2024 года              122

3.8.              Анализ баланса реактивной мощности в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше Тульской области на период до 2024 года              123

3.9.              Мероприятия, направленные на снижение износа энергетической инфраструктуры энергосистемы Тульской области              123

3.10.              Мероприятия по усилению связи 110 кВ между Новомосковской ГРЭС и ПС 220 кВ Северная              125

3.11.              Анализ эффективности и перспективы эксплуатации  ПС 110 кВ Трансмаш, ПС 110 кВ Кирпичная и ПС 110 кВ Олень              127

3.12.              Перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию электрических сетей напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области                            129

3.13.              Плановые значения показателя надежности услуг по передаче электрической энергии, оказываемых территориальными сетевыми организациями, действующими на территории Тульской области              142

3.14.              Развитие источников генерации Тульской области на 2020–2024 годы              142

3.14.1.              Анализ схемно-режимной ситуации в связи с возможным выводом из эксплуатации генерирующих объектов на период до 2024 года в соответствии с базовым прогнозом потребления электроэнергии и мощности              143

3.14.2.              Анализ схемно-режимной ситуации в связи с возможным выводом из эксплуатации генерирующих объектов на период до 2024 года в соответствии с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности              144

3.14.3.              Анализ угрозы возникновения дефицита теплоснабжения потребителей в связи с возможным выводом из эксплуатации источников тепловой энергии на период до 2024 года в соответствии с базовым прогнозом потребления электроэнергии и мощности              144

3.14.4.              Анализ угрозы возникновения дефицита теплоснабжения потребителей в связи с возможным выводом из эксплуатации источников тепловой энергии на период до 2024 года в соответствии с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности              145

3.14.5.              Предложения по вводу новых генерирующих мощностей (новые потребители, тепловая нагрузка, балансовая необходимость)              146

3.15.              Предложения по переводу на парогазовый цикл с увеличением мощности действующих КЭС и ТЭЦ и производства на них электроэнергии и тепла с высокой эффективностью топливоиспользования              146

3.16.              Прогноз потребления тепловой энергии на 2020−2024 годы с выделением крупных потребителей              147

3.17.              Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе на 2020−2024 годы              149

3.18.              Определение территорий перспективного развития когенерации на базе новых ПГУ-ТЭЦ в Тульской области              150

3.19.              Анализ включения генерирующего объекта, функционирующего на основе использования возобновляемых источников энергии, в отношении которого продажа электрической энергии (мощности) планируется на розничных рынках, в схему и программу              153

4.Переход к интеллектуальным цифровым электрическим сетям              154

5.Схема развития электроэнергетики Тульской области              161

6.Список сокращений, используемых в тексте              161

Приложения к Схеме и Программе развития электроэнергетики Тульской области на 2020-2024 годы:

приложение № 1. Перечень существующих, планируемых к строительству и выводу из эксплуатации электрических станций, установленная мощность которых превышает 5 МВт, на период до 2024 года в соответствии с базовым и региональным прогнозами потребления электрической энергии и мощности по энергосистеме Тульской области;

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

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

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

приложение № 5. Вводы электросетевых объектов напряжением 220 кВ и ниже энергосистемы Тульской области на 2020−2024 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 01.01.2019 и на период до 2024 года в соответствии с базовым прогнозом потребления электрической энергии и мощности;

приложение № 9. Нормальная схема электрических соединений 35 кВ и выше на 01.01.2019 и на период до 2024 года в соответствии с региональным прогнозом потребления электрической энергии и мощности.

Введение

Схема и Программа развития электроэнергетики Тульской области на 2020−2024 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 № 0366200035618006630/1 от 09.01.2019 на выполнение научно-исследовательской работы по теме «Схема и программа развития электроэнергетики Тульской области на 2020−2024 годы», заключенного между министерством промышленности и топливно-энергетического комплекса Тульской области и АО «НТЦ ЕЭС (Московское отделение)».

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:

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

2) 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;

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

4) 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;

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

Основными принципами формирования схемы и программы являются:

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

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

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

4) скоординированное развитие магистральной и распределительной сетевой инфраструктуры;

5) скоординированное развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;

6) 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.

1. 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 1,1 тыс. км. Основные железнодорожные магистрали: Москва – Тула – Орел, Ряжск – Тула – Калуга, Москва – Ефремов – Донецк. На территории области расположены крупные железнодорожные узловые станции: Тула, Узловая, Плеханово, Присады, Казначеевка, Ефремов, Сбродово.

По состоянию на 01.01.2019 общая протяженность автомобильных дорог составляет 13686,6 км, в том числе регионального или межмуниципального значения – 4447,9 км, федерального значения – 731,6 км, местного значения – 8507,1 км.

По территории области проходят пять автомобильных дорог федерального значения: М-2 «Крым», М-4 «Дон», М-6 «Каспий», Р-132 «Калуга – Тула – Михайлов – Рязань», Р-92 «Калуга – Перемышль – Белев – Орел».

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

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

Таблица 1.1. Основные данные по численности населения Тульской области

Численность населения по состоянию на 01.01.2019, тыс. человек

Всего

в том числе

городское

сельское

1478,8

1106,5

372,3

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 2019 года.

Таблица 1.2. Наиболее крупные населенные пункты Тульской области

Наименование

Численность населения,

тыс. человек

Наименование

Численность населения,

тыс. человек

1

2

3

4

Городской округ город Тула

546,9

г. Кимовск

25,7

Городской округ город Новомосковск

134,9

г. Киреевск

26,2

Городской округ город Донской

63,0

г. Суворов

17,4

Городской округ город Алексин

67,3

г. Ясногорск

15,6

г. Щекино

57,7

г. Плавск

15,9

г. Узловая

50,5

г. Венев

14,0

Городской округ город Ефремов

55,3

г. Белев

12,9

г. Богородицк

30,8

-

-

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

Индекс промышленного производства Тульской области за 2018 год составил 102,3% (в целом по ЦФО – 108,5% и России – 102,9%). Рост промышленного производства региона обеспечен обрабатывающими отраслями, доля которых в структуре оборота организаций области составляет 47,8%.

По итогам 2018 года в структуре обрабатывающей промышленности лидирующее место занимает машиностроение с долей 32,8%, далее идет химическое производство – 20,8%, металлургия – 15,8%, производство пищевых продуктов – 13,4%, ТЭК – 6,8%, производство неметаллических минеральных продуктов – 3,7%, целлюлозно-бумажное производство - 2,5%, легкая промышленность – 1,3% и др.

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. Поддержка оборонно-промышленного комплекса со стороны руководства области – приоритет в развитии промышленного комплекса.

В целом стабильное развитие промышленности региона в 2018 году во многом обеспечено реализацией и запуском новых инвестиционных проектов по выпуску высокотехнологичной, конкурентоспособной на мировом и отечественном рынках продукции.

В химической промышленности региона в 2018 году индекс производства составил 100,1% по сравнению с 2017 годом.

В 2018 году запущены крупные производственные комплексы на ведущих предприятиях химической отрасли:

проекты «Производство метанола-ректификата мощностью 450 тысяч тонн в год и аммиака мощностью 135 тысяч тонн в год» и «Производство диметилового эфира мощностью 20000 т/год» в ОАО «Щекиноазот»;

проект «Техническое перевооружение цеха «Карбамид-2» с увеличением мощности до 1500 тонн в сутки и созданием производства гранулированного карбамида с серой» в АО «НАК «Азот».

В настоящее время продолжается реализация инвестиционных проектов ОАО «Щекиноазот» по производству азотной кислоты и аммиачной селитры, производству метанола, карбамида.

В металлургической промышленности индекс производства за 2018 год составил 81,7% по отношению к 2017 году.

ООО УК «Промышленно-металлургический Холдинг» и ООО «Тулачермет-Сталь» реализуют масштабный инвестиционный проект «Строительство литейно-прокатного комплекса по производству сортового проката, фасонного проката и слябов с производством стального проката в объеме 1,5 миллиона тонн». Реализация проекта вошла в завершающую стадию. Осуществляется поставка основного и вспомогательного технологического оборудования. Продолжаются работы по устройству встроенных помещений и обустройству территории. Завершены горячие испытания и осуществлен розжиг печи стана. Выполнен прокат первой заготовки. Объем освоенных инвестиций составил более 95,0%.

В структуре регионального промышленного выпуска значимую долю составляет целлюлозно-бумажное производство, представленного такими предприятиями, как филиалы ООО «ЭсСиЭй Хайджин Продактс Раша» в г. Веневе и г. Советске Щекинского района, ООО «Алексинская бумажно-2018 год составил 101,4%.

Предприятия активно реализуют инвестиционные программы, модернизируют производства и создают новые рабочие места. ООО «Алексинская бумажно-картонная фабрика» реализовало проект по модернизации картоноделательной машины. В планах предприятия создание нового производства по изготовлению гофрокартона и гофроупаковки.

В 2018 году в легкой промышленности наблюдается разноправленная динамика по индексам по производству текстильных изделий (89,6%), производству одежды (113,2%), производству кожи и изделий из кожи, производству обуви (90,2%).

Фондом развития промышленности Тульской области совместно с министерством промышленности и топливно-энергетического комплекса Тульской области запущена единая отраслевая торговая площадка предприятий легкой промышленности (legprom71.ru). На площадке представлено более 36 региональных производителей, которые предлагают к поставке более 800 товарных позиций.

В полной мере заработал Фонд развития промышленности Тульской области. В 2018 году предоставлено финансирование для реализации проектов:

ООО «ИЭК Холдинг» - «Внедрение новых технологий производства двустенной трубы ПНД/ПВД и цветных кабель-каналов торговой марки «Элекор»;

ООО «Механик-Туламаш» - «Производство комплектующих изделий для ремонта и модернизации металлообрабатывающих станков».

При поддержке Фонда развития промышленности Тульской области совместно с министерством промышленности и топливно-энергетического комплекса Тульской области в 2017-2018 годах промышленным предприятиям региона одобрены льготные займы федерального Фонда развития промышленности на реализацию инвестиционных проектов на общую сумму более 2,5 млн руб., среди них: АО «Полема», АО «НАК «Азот», ООО «Арнест МеталлПак», ПАО «Октава», АО «ИТО-Туламаш», ООО «Металлопрокатный завод» и др.

В качестве нового механизма поддержки промышленных предприятий в 2018 году были заключены специальные инвестиционные контракты (СПИК) регионального уровня:

ООО «ИЭК ХОЛДИНГ», инвестиционный проект «Модернизация производства металлокорпусов ЩМП» (г. Ясногорск);

ООО «Алексинская бумажно-картонная фабрика», инвестиционный проект «Модернизация КДМ и создание нового производства по изготовлению гофрокартона и гофроупаковки» (г. Алексин).

Кроме того, заключен СПИК федерального уровня с ООО «Тулачермет-Сталь» для реализации инвестиционного проекта «Создание литейно-прокатного комплекса и освоение производства проката».

В соответствии с Указом Президента Российской Федерации от 7 мая 2018 года № 204 «О национальных целях и стратегических задачах развития Российской Федерации на период до 2024 года» и указом Губернатора Тульской области от 24 сентября 2018 года № 203 «О стратегических направлениях, целях и задачах развития Тульской области на период до 2024 года» реализуется региональная приоритетная программа «Производительность труда и поддержка занятости».

За период ее реализации выполнен значительный объем работ и удалось достичь значительных результатов на предприятиях-участниках (ООО «Аэрозоль Новомосковск» и АО «Полема»): улучшена логистика движения продуктов, проведено перебалансирование персонала, снижены партии запуска, сокращено время переналадок оборудования. Как результат - снижены остатки незавершенного производства, сокращено время протекания процессов, сокращены занимаемые производственные площади, обеспечен рост производительности труда.

В сфере подготовки кадров совместно с Министерством обороны Российской Федерации завершена работа по созданию научно-производственной роты на базе 106-й гвардейской воздушно-десантной дивизии и головных предприятий оборонно-промышленного комплекса г. Тулы - АО «КБП» и АО «НПО «СПЛАВ». В весенний период в состав научно-производственной роты призвано 20 военнослужащих, а в осенний еще 20 человек. Организована работа военной кафедры в ФГБОУ ВО «Тульский государственный университет» с подготовкой студентов по военно-учетным специальностям - родственным оборонным специальностям, востребованным на предприятиях оборонно-промышленного комплекса г. Тулы.

Вышеперечисленные меры поддержки позволят промышленным предприятиям региона более активно реализовывать свои инвестиционные программы по модернизации и технологическому перевооружению производств.

По данным Туластата по состоянию на 01.01.2018 в строительном комплексе Тульской области 2313 действующих строительных организаций. В соответствии с производственным планом работ Росстата срок представления данных на 01.01.2019 – 1 июля 2019 года.

Объем работ и услуг, выполненных собственными силами организаций по виду деятельности «строительство», за 2018 год на территории области составил 39 млрд 750 млн рублей, индекс физического объема к 2017 году – 89,6%.

За 2018 год ввод жилья на территории Тульской области составил 726,5 тыс. м2 или 104,3% к 2017 году.

Ввод индивидуального жилищного строительства в общем объеме ввода жилья составил 354,2 тыс. м2 или 117,1% к 2017 году; доля ввода индивидуального жилищного строительства в общем объеме жилья – 48,8%.

По данным Туластата средняя обеспеченность жителей Тульской области жильем (жилая площадь, приходящаяся в среднем на 1 человека) по состоянию на 01.01.2018 – 28,1 м2 на 1 человека, что на 11,5% больше, чем по Российской Федерации (25,2 м2) и на 6,0% больше, чем по ЦФО (26,5 м2).

Общая площадь жилых помещений, приходящаяся в среднем на 1 жителя в городах и поселках городского типа – 26,8 м2, в сельских населенных пунктах области – 31,9 м2.

Общая площадь жилых помещений в Тульской области по состоянию 01.01.2018 – 41 млн 944,8 тыс. м2, в том числе:

в городах и поселках городского типа – 29 млн 930,6 тыс. м2,

в сельских населенных пунктах – 12 млн 14,2 тыс. м2.

По состоянию на 01.01.2019 в рамках региональной программы по переселению граждан из аварийного жилищного фонда в 2018 году в муниципальных образованиях город Тула, город Новомосковск, Суворовский и Киреевский районы, принявших участие в реализации программы, приобретены 267 жилых помещения, общей площадью 12,49 тыс. кв. м.

Одной из важнейших направлений улучшения комфортности проживания населения на территории Тульской области – газификация населенных пунктов. По областным программам газификации в 2018 году газифицировано природным газом 26 населенных пунктов, построено 76,07 км распределительных газовых сетей, газифицировано 4 728 домовладений (квартир), уровень газификации региона на 01.01.2019 составляет 88,31%, в том числе природным – 86,97%.

В рамках областных подпрограмм по развитию ипотечного жилищного кредитования и обеспечению жильем молодых семей в Тульской области осуществляется поддержка платежеспособного спроса граждан на жилье.

Региональным фондом развития жилищного строительства и ипотечного кредитования за 2018 год выдан 351 ипотечный займ на сумму 507 млн рублей, в том числе 204 займа – на льготных условиях отдельным социальным категориям граждан.

Основными задачами, стоящими перед строительным комплексом Тульской области, на предстоящий период являются:

развитие жилищного строительства, в том числе по направлениям, обеспечивающим его доступность для граждан;

системная застройка, комплексное освоение и развитие городских и сельских территорий;

комплексный подход к формированию нового сегмента строительства жилья экономического класса;

инфраструктурное обустройство территорий.

Все это будет способствовать привлечению инвестиций не только на строительство жилья, но и на создание коммунальной и социальной инфраструктуры, обеспечит успешное выполнение контрольных показателей по вводу жилья на предстоящий период.

По состоянию на 1 января 2018 года в Тульской области насчитывается порядка 63,1 тысяч субъектов малого и среднего предпринимательства (на 2,5% больше к уровню 2017 года), в том числе 22422 малых (включая микро) предприятия, 196 средних предприятий, 40532 индивидуальных предпринимателя.

По итогам 2018 года численность работников списочного состава малых и средних предприятий с учетом занятых в сфере индивидуальной предпринимательской деятельности составляет свыше 189 тыс. чел. (на 1,5% выше уровня 2017 года).

Индустриальный парк «Узловая» и особая экономическая зона
промышленно-производственного типа «Узловая»

Индустриальный парк «Узловая» располагается между двумя крупнейшими промышленными центрами региона – городами Тула и Новомосковск, на пересечении федеральной трассы М-4 «Дон» и автомобильной дороги Р-140 «Тула-Новомосковск». Площадь индустриального парка составляет более 2000 гектаров. Владельцем земель категории «земли промышленности» является АО «Корпорация развития Тульской области». Данная организация также является управляющей компанией индустриального парка.

Конкурентными преимуществами индустриального парка «Узловая» являются:

близость к крупнейшему рынку сбыта России и Восточной Европы (Тульская область находится в 180 км от Москвы);

развитая транспортная инфраструктура (федеральная автомагистраль М-4 «Дон» проходит в непосредственной близости от площадки индустриального парка, в 50 км располагается другая крупная федеральная трасса М-2 «Крым», на границе индустриального парка находится железнодорожная станция «Маклец» московской железной дороги);

развитая инженерная инфраструктура.

В 2016 году АО «Корпорация развития Тульской области» завершило строительство ПС 110/10 кВ Индустриальная (2х125 МВА) и двух КВЛ 110 кВ (2х7,6 км) по договору об осуществлении технологического присоединения к ПС 220 кВ Северная ПАО «ФСК ЕЭС» с выделенным на индустриальный парк объемом мощности в размере 60 МВт. Создана система оптическо-волоконной связи, проходящая по всей территории индустриального парка. В 2017 году территория парка была подключена к системе газоснабжения с выделенной мощностью 14108,5 м3/час. Установлены три базовые станции сотовой связи различных операторов. В 2018 году было осуществлено подключение к системе хозяйственно-питьевого водоснабжения с разрешенной мощностью 6000 м3/сутки. В 2019 году планируется завершить строительство основных автодорог индустриального парка и железнодорожной ветки с примыканием к станции «Маклец».

При размещении производств на территории индустриального парка «Узловая» резидентам предоставляется возможность воспользоваться рядом налоговых льгот, в частности, по налогу на прибыль организаций и налогу на имущество организаций.

Якорным резидентом является дочерняя компания Great Wall Motors ООО «Хавейл моторс Мануфекчуринг Рус» (ООО «ХММР»). Завод по производству автомобилей марки Haval разместится на площади в 218 га. Проектная мощность завода составит 150 тысяч автомобилей в год, запуск производства намечен на май 2019 года. В 2018 году завершено строительство I очереди административно-делового комплекса ООО «ХММР» с двумя общежитиями на 150 человек проживания в каждом. Вторым размещенным резидентом индустриального парка является ООО «ГК Кволити», занимающееся производством модифицированного крахмала (обойного клея).

В непосредственной близости от индустриального парка «Узловая» располагается особая экономическая зона промышленно-производственного типа «Узловая» (ОЭЗ ППТ «Узловая»), созданная постановлением Правительства Российской Федерации от 14 апреля 2016 г. № 302. Общая площадь особой экономической зоны составляет 471,5 гектар. Земельные участки категории «земли промышленности» принадлежат на праве собственности АО «Корпорация развития Тульской области».

При размещении производств на территории особой экономической зоны «Узловая» резидентам предоставляются льготы в виде пониженных ставок по налогу на прибыль организаций, налогу на имущество организаций и транспортному налогу. На территории особой экономической зоны применяется таможенная процедура свободной таможенной зоны.

В настоящее время территория особой экономической зоны оснащена основными видами энергоресурсов: электроэнергией от ПС 110 кВ Индустриальная в объеме 40 МВт, водоснабжением в объеме 4000 м3/сутки, газоснабжением в объеме 12000 м3/час, построены два коллектора отведения очищенных хозяйственно-бытовых, промышленных и ливневых стоков, создан временный таможенный пост и сети связи.

В текущем году планируется завершение строительства основной автодороги и железнодорожной ветки в ОЭЗ ППТ «Узловая», общего ограждения для первого этапа развития экономической зоны, планируется дальнейшее развитие систем электро-, газо-, водоснабжения и водоотведения, завершение проектирования основного таможенного поста.

В настоящее время на территории ОЭЗ ППТ «Узловая» размещены 11 резидентов, два из которых уже начали промышленное производство продукции, еще четыре находятся в стадии активного строительства, остальные – в стадии проектирования предприятий. В 2019 году планируется завершение строительства и открытие трех предприятий из числа строящихся.

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 первого этапа высокоэтажной застройки – 105 га.

Выполнено строительство сетей газоснабжения.

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

Построено примыкание к автомобильной дороге Р-132 «Калуга-Тула-Михайлов-Рязань» (140 м) и участок №1 автомобильной дороги протяженностью 180 м. Выполнен проект строительства автодороги-дублера Калужского шоссе со светофорным объектом.

Территория опережающего социально-экономического развития «Ефремов»

В соответствии с Федеральным законом от 29 декабря 2014 года № 473-ФЗ «О территориях опережающего социально-экономического развития в Российской Федерации», постановлением правительства Российской Федерации от 16 марта 2018 г. № 269 на территории муниципального образования город Ефремов Тульской области создана территория опережающего социально-экономического развития «Ефремов» (ТОСЭР «Ефремов»). Ее функционирование будет обеспечивать достижение стабильного социально-экономического развития муниципального образования путем привлечения инвестиций и создания новых рабочих мест.

На территории ТОСЭР «Ефремов» планируется создание биотехнологического кластера. В настоящее время на базе ООО «Каргилл» заявлены к реализации инвестиционные проекты четырех компаний: ООО «Ефремов-Фарма» (производство активных фармацевтических субстанций), ООО «Ефремов-Латекс» (производство перчаток из латекса), ООО «Промбиотехнологии» (производство аминокислот и других биодобавок для сельскохозяйственной и пищевой отраслей), ООО «Тульский завод растительных масел» (строительство экстракционного завода по глубокой переработке семян сои и рапса).

Территория опережающего социально-экономического развития «Алексин»

На территории муниципального образования город Алексин создается территория опережающего социально-экономического развития «Алексин» (ТОСЭР «Алексин»), в рамках которой планируются к реализации следующие инвестиционные проекты: строительство завода по производству гранулированного зеленого корма из люцерны (ООО «Хамсин Грасс»), строительство агропромышленного парка и тепличного комплекса (ООО «Агротехнологии Развития»), строительство хлебозавода с производством хлеба высокой степени готовности (ООО «Холдинговая компания «ААА+»), строительство завода глубокой переработки молока (ООО «ЗГПМ ЛактоПром»). Потребность в электрической мощности для функционирования указанных производств оценивается в размере около 50 МВт.

Анализ существующего состояния электроэнергетики Тульской области

2.1. Характеристика энергосистемы Тульской области

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

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

Основу электроэнергетики Тульской области составляют следующие энергокомпании:

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

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

3) ООО «Щекинская ГРЭС»;

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

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

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

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

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

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

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

Кроме этого, деятельность в сфере оказания услуг по передаче электрической энергии осуществляют 23 организации – владельца объектов электросетевого хозяйства.

На территории Тульской области располагаются электростанции промышленных предприятий:

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

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

3) Первомайская ТЭЦ и ТЭЦ Ефремовского филиала ОАО «Щекиноазот» (105 МВт, 6 МВт).

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

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

Основное оборудование Черепетской ГРЭС включает два энергоблока мощностью по 225 МВт в составе турбоагрегатов К-225-12,8-4Р и котлов Еп-630-13,8-565/570 (КТ) номинальной паропроизводительностью 630 т/ч. Установленная тепловая мощность энергоблока составляет 65 Гкал/ч, суммарно по двум энергоблокам мощностью по 225 МВт - 130 Гкал/ч. Дополнительно тепловая мощность может отпускаться от оборудования 1 и 2 станции в объеме 42 Гкал/ч. Общая установленная тепловая мощность станции составляет 172 Гкал/ч.

Источником технического водоснабжения станции является Черепетское водохранилище. Система технического водоснабжения оборотная с градирнями.

Основные характеристики генерирующего оборудования Черепетской ГРЭС представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.1. Основные характеристики генерирующего оборудования

Наименование ТЭС

Установленная мощность, МВт/Гкал/ч

Доля теплофикационной выработки, %

Год пуска

ТЭС

Удельный расход топлива

на ЭЭ

г/кВт·ч

на ТЭ

кг/Гкал

2017

2018

Черепетская

ГРЭС

450/172

-

-

1953

344,7

180,2

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

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

Основные характеристики генерирующего оборудования филиала ПАО «Квадра» – «Центральная генерация» на 01.01.2019 представлены в таблице 2.2.

Таблица 2.2. Основные характеристики генерирующего оборудования

Наименование ТЭС

Установленная мощность, МВт/Гкал/ч

Доля

теплофикационной выработки, %

Год пуска

ТЭС

Удельный расход топлива

на ЭЭ

г/кВт·ч

на ТЭ

кг/Гкал

2017

2018

НГРЭС

233,65/302,4

35,9

32,05

1934

236,6

205,3

АТЭЦ

62/150

84,2

84,63

1941

656,9

181,6

ЕТЭЦ

160/520

92,3

94,1

1933

471,1

153,9

Кроме этого, филиалом «Центральная генерация» эксплуатируются три собственные котельные (г. Ефремов, г. Тула, г. Новомосковск), установленной тепловой мощностью 67,2 Гкал/ч, 5,4 Гкал/ч и 60 Гкал/ч соответственно.

2.1.3. ООО «Щекинская ГРЭС»

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

Основные характеристики генерирующего оборудования Щекинской ГРЭС представлены в таблице 2.3.

Таблица 2.3. Основные характеристики генерирующего оборудования

Наименование ТЭС

Установленная мощность, МВт/Гкал/ч

Доля теплофикационной выработки, %

Год пуска

ТЭС

Удельный расход топлива

на ЭЭ

г/кВт·ч

на ТЭ

кг/Гкал

2017

2018

Щекинская ГРЭС

400/0

2,1

2,91

1950

450,5

316,2

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

Филиал ПАО «ФСК ЕЭС» – Приокское предприятие магистральных электрических сетей (Приокское ПМЭС) – одно из восьми предприятий Магистральных электрических сетей Центра, входящих в состав ПАО «ФСК ЕЭС». Осуществляет эксплуатационно-ремонтное обслуживание линий электропередачи и подстанций сверхвысокого напряжения Центрального региона. Будучи неотъемлемой частью Единой энергосистемы России, находясь на пересечении главных перетоков мощности и электроэнергии внутри ЕЭС, Приокское ПМЭС трансформирует и передаёт электроэнергию, выработанную электростанциями, являясь 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:

1) 10 подстанций классом напряжения 220 кВ с суммарной установленной мощностью автотрансформаторов и трансформаторов 2896,5 МВА;

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

3) 31 линия электропередачи классом напряжения 220 кВ общей протяженностью 988,55 км.

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

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

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

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

В состав филиала «Тулэнерго» входят 14 районов электрических сетей (РЭС), все из которых эксплуатируют распределительные сети 0,4-6(10) кВ:

1) Ленинский РЭС;

2) Щекинский РЭС;

3) Кимовский РЭС;

4) Новомосковский РЭС;

5) Белевский РЭС;

6) Плавский РЭС;

7) Суворовский РЭС;

8) Воловский РЭС;

9) Ефремовский РЭС;

10) Алексинский РЭС;

11) Киреевский ГРЭС;

12) Ясногорский РЭС;

13) Богородицкий РЭС;

14) Веневский РЭС.

Общая протяженность ЛЭП 0,4-110 кВ в одноцепном исполнении составляет 33076,88 км.

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

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

Информация о составе основных средств филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» в 2017−2018 годах представлена в таблице 2.4.

Таблица 2.4. Информация о составе основных средств филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

Классификация основных средств

2017

2018

МВА

км

шт.

МВА

км

шт.

Электрические подстанции, всего:

5697,76

8421

5903,3

8520

ПС 110 кВ

3499,1

90

3494,1

90

ПС 35 кВ

709,2

81

709,2

81

КТП

1489,46

8250

1700

8349

Линии электропередачи, всего:

33025,39

21286

33076,88

20411

Воздушные линии – всего:

31835,65

18891

31855,93

18020

ВЛ 110 кВ

2823,91

159

2826,17

159

ВЛ 35 кВ

2150,38

132

2150,38

134

ВЛ 6(10) кВ

13564,31

1133

13507,13

1116

ВЛ 0,4 кВ

13297,05

17467

13372,25

16608

Кабельные линии, всего:

1189,84

2395

1220,95

2391

КВЛ 110 кВ

18,1

18,1

КЛ 35 кВ

0

0

КЛ 6(10) кВ

693,45

589

703,02

595

КЛ 0,4 кВ

478,19

1806

499,83

1796

Оценка технического уровня электросетевых объектов филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» представлена в таблице 2.5.

Таблица 2.5. Технический уровень электросетевых объектов филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

Показатель

Количество подстанций

ПС 110 кВ

Всего 90 ед.

ПС 35 кВ

Всего 81 ед.

Единица измерения

штук

%

штук

%

Отсутствие РПН полностью на всех трансформаторах или на нескольких

6

7

46

57

Отсутствие резервного питания ПС по высокой стороне

8

9

10

12

Однотрансформаторные подстанции

11

12

17

21

Подстанции на ОД и КЗ (отделителях, короткозамыкателях)

25

28

10

12

Технический уровень сети 110 кВ является средним: у 28% 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, 7% подстанций характеризуются отсутствием РПН полностью на всех трансформаторах или на нескольких.

Технический уровень сети 35 кВ является средним: 12% ПС 35 кВ не имеют резервного питания по высокой стороне, 21% ПС 35 кВ являются однотрансформаторными, у 12% ПС 35 кВ первичная схема РУ выполнена на отделителях и короткозамыкателях, 57% подстанций характеризуются отсутствием РПН полностью на всех трансформаторах или на нескольких.

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

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

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

Подстанции на ОД и КЗ 110 кВ (25 ПС 110 кВ): ПС 110 кВ Глушанки, ПС 110 кВ Заокская, ПС 110 кВ Яковлево, ПС 110 кВ Подземгаз, ПС 110 кВ Временная, ПС 110 кВ Авангард, ПС 110 кВ Рождественская, ПС 110 кВ Алешня, ПС 110 кВ Мелиоративная, ПС 110 кВ Гремячее, ПС 110 кВ Партизан, ПС 110 кВ КПД, ПС 110 кВ Арматурная, ПС 110 кВ Технологическая, ПС 110 кВ Епифань, ПС 110 кВ Одоев, ПС 110 кВ Доробино, ПС 110 кВ Тургеневская, ПС 110 кВ Говоренки, ПС 110 кВ Кальна, ПС 110 кВ Давыдово, ПС 110 кВ Даргомыжская, ПС 110 кВ Точмаш, ПС 110 кВ Самарская, ПС 110 кВ Черёмушки.

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

2.1.6. Территориальные сетевые организации Тульской области

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

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

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

3) ОАО «Щекинская городская электросеть» (ОАО «ЩГЭС») –
на территории: г. Щекино, р.п. Первомайский, р.п. Огаревка, пос. Лазарево, с. Крапивна, пос. Ломинцевский, д. Ясная Поляна, пос. Социалистический, пос. Головеньковский, с. Селиваново, с. Старая Колпна, пос. Раздолье, пос. Майский, пос. Шахтерский, пос. Октябрьский, пос. Залесный, пос. Рудный, пос. Шахта-20, пос. Шахта-21, пос. Шахта-22,пос. Шахта-24, пос. Прощенный Колодезь, пос. Яснополянские выселки, д. Большая Тросна, пос. Нагорный, пос. Мостовской, д. Малые Озерки, д. Смирное, д. Телятинки, д. Ясенки, д. Шевелевка, д Белые Дворы;

4) ООО «Энергосеть» – на территории города Узловая, населенных пунктов Узловского района: пос. Дубовка, пос. Партизан, пос. Брусянский, пос. Майский, пос. Каменецкий, пос. Лесной, пос. Поддубный, пос. Южный, пос. Аварийный, поселки шахт: 2 Каменецкая, 2-бис, №3, №4, 5-бис, д. Синяевка, д. Хрущевка, д. Сычевка, сети электроснабжения объектов ВКХ с. Высоцкое и пос. Комсомольский;

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

Основные характеристики объектов электросетевого хозяйства территориальных сетевых организаций Тульской области на 01.01.2019 приведены в таблице 2.6.

Таблица 2.6. Основные характеристики объектов электросетевого хозяйства ТСО Тульской области на 01.01.2019

Наименование ТСО

Объекты электросетевого хозяйства

ТП

6-10/0,4 кВ,

штук/МВА

ВЛ

110 кВ

ВЛ

6-10 кВ, км

ВЛ

0,4 кВ, км

КЛ

6-10 кВ, км

КЛ

0,4 кВ, км

АО «ТГЭС»

1055/674,6

-

75,6

753,5

1169,9

782,0

ООО «ПромЭнергоСбыт»

396/224,5

-

195,3

416,6

373,9

318,6

ОАО «ЩГЭС»

203/107,4

-

130,0

410,0

175,0

113,0

ООО «Энергосеть»

186/100,0

41,8

112,3

344,7

177,6

168,0

АО «АЭСК»

193/107,1

-

30,6

233,6

201,8

130,5

2.1.7. Энергосбытовые организации Тульской области

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

АО «ТНС энерго Тула»;

ООО «Новомосковская энергосбытовая компания»;

ООО «Алексинэнергосбыт».

Кроме этого, на 01.04.2019 в Тульской области действуют 19 энергосбытовых организаций, являющихся субъектами ОРЭМ.

2.2. Динамика изменения уровней электропотребления и максимума/минимума зимних и летних нагрузок энергосистемы Тульской области за 2014-2018 годы

В 2015 году имело место снижение электропотребления на 0,31% по отношению к 2014 году. В 2016 году прирост электропотребления составил 1,29% по отношению к 2015 году. В 2017 году снижение электропотребления составило 1,14% по отношению к 2016 году. В 2018 году вновь наметился прирост электропотребления на 1,75% по отношению к 2017 году.

Удельный вес энергосистемы Тульской области в потреблении электроэнергии по ОЭС Центра за рассматриваемый период незначительно снизился (до 4,13% в 2018 году при 4,24% в 2014 году).

Динамика потребления электроэнергии по Тульской энергосистеме с 2014 года представлена в таблице 2.7.

Таблица 2.7. Динамика потребления электроэнергии по Тульской энергосистеме за 2014-2018 годы

Показатель

2014

2015

2016

2017

2018

Средне-годовые темпы прироста, %

ОЭС Центра

232,93

231,771

237,276

238,558

242,565

Годовой темп прироста, %

-

-0,50

2,38

0,54

1,68

0,82

Энергосистема Тульской области, млрд кВт·ч

9,869

9,838

9,965

9,851

10,023

Годовой темп прироста, %

-

-0,31

1,29

-1,14

1,75

0,32

Удельный вес в ОЭС Центра, %

4,24

4,24

4,20

4,13

4,13

За период 2014-2018 годов собственный максимум нагрузки составил 1660 МВт в 2014 году.

Динамика изменения максимума/минимума зимних и летних нагрузок энергосистемы Тульской области представлена в таблицах 2.8 и 2.9.

Таблица 2.8. Динамика изменения максимума/минимума зимних нагрузок энергосистемы Тульской области за 2014-2018 годы

Год

Максимум

потребления,

МВт

Дата, час

Среднесуточная

t°C в день

максимума

нагрузки

Минимум

потребления,

МВт

Дата, час

Среднесуточная

t°C в день

минимума

нагрузки

2014

1660

31.01.2014

10-00

-23,3

976

02.01.2014

05-00

-4,1

2015

1480

26.01.2015

11-00

-10,3

1053

24.12.2015

04-00

6,0

2016

1537

25.01.2016

11-00

-17,1

1048

31.12.2016

04-00

-2,3

2017

1549

08.02.2017

10-00

-19,3

974

02.01.2017

05-00

0,4

2018

1552

20.02.2018

11-00

-12,0

952

02.01.2018

04-00

1,6

Таблица 2.9. Динамика изменения максимума/минимума летних нагрузок энергосистемы Тульской области за 2014-2018 годы

Год

Максимум

потребления,

МВт

Дата, час

Среднесуточная

t°C в день

максимума

нагрузки

Минимум

потребления,

МВт

Дата, час

Среднесуточная

t°C в день

минимума

нагрузки

2014

1174

13.08.2014

14-00

22,8

785

01.06.2014

05-00

20,0

2015

1144

28.07.2015

14-00

21,4

771

05.07.2015

05-00

23,5

2016

1172

15.07.2016

11-00

25,0

777

01.06.2016

05-00

13,1

2017

1170

15.06.2017

11-00

10,0

796

06.08.2017

05-00

20,0

2018

1167

06.08.2018

14-00

21,7

813

20.08.2018

05-00

20,6

2.3. Структура электропотребления за 2014-2018 годы

Данные по электропотреблению Тульской области с разделением по группам потребителей в 2014-2018 годах представлены в таблице 2.10.

Таблица 2.10. Структура электропотребления Тульской области в 2014-2018 годах

Группа потребителей

Потребление, млн кВт·ч

2014

2015

2016

2017

2018

Промышленное производство

5141,7

5269,2

5220,9

5206,9

5260,7

Производственные сельскохозяйственные потребители и лесное хозяйство

128,5

109,1

117,1

115,5

124,1

Транспорт и связь

117,2

106,4

94,3

87,5

92,5

Строительство

60,1

58,8

58,1

60,7

69,4

Жилищно-коммунальное хозяйство

403,6

334,7

386,6

385,6

428,0

Население

1372,7

1344,5

1432,2

1427,7

1419,9

Бюджетные потребители

309,3

308,5

317,0

357,6

331,9

Прочие виды экономической деятельности

1264,6

1288,5

1279,4

1257,6

1321,4

Потери электрической энергии в распределительных сетях

938,4

894,0

926,1

821,3

835,2

Потери в сетях ЕНЭС

132,7

124,2

133,5

131,0

140,0

ИТОГО электропотребление

9868,6

9837,9

9965,2

9851,4

10023,0

Основную долю в структуре электропотребления в 2018 году занимает промышленное производство – 5266,4 млн кВт·ч или 52,5% от общей величины электропотребления, потребители группы «Население» –
1419,94 млн кВт·ч или 14,2%, потребители сферы «Жилищно-коммунальное хозяйство» – 4,3%.

Кроме этого, в структуре электропотребления 975,2 млн кВт·ч или 9,7% в совокупности составляют потери электрической энергии в распределительных сетях и в сетях ЕНЭС.

Структура электропотребления Тульской области за 2018 год представлена на рисунке 2.1.

За рассматриваемый период времени самый динамичный прирост электропотребления зафиксирован по группам «Население» и «Прочие виды экономической деятельности».

Рисунок 2.1. Структура электропотребления Тульской области за 2018 г., %

2.3.1. Перечень основных крупных потребителей электроэнергии и мощности

В Тульской области наиболее крупными потребителями электрической энергии являются АО «Новомосковская акционерная компания «Азот» и ОАО «Щекиноазот», являющиеся одними из значимых химических предприятий России. Объемы их электропотребления в совокупном объеме электропотребления Тульской области составляют 11,7% и 6,3% соответственно.

Данные по потреблению электроэнергии и мощности крупными потребителями электрической энергии и мощности в Тульской области представлены в таблицах 2.11 и 2.12.

Таблица 2.11. Объемы потребления электроэнергии крупными потребителями в Тульской области

Наименование потребителя электроэнергии

Объем годового потребления электроэнергии, млн кВт·ч

2014

2015

2016

2017

2018

Потребление электроэнергии всего, в том числе по наиболее крупным потребителям:

9868,57

9837,94

9965,2

9851,4

10022,8

АО «НАК «Азот»

1156,8

1178,15

1173,49

1176,6

1205,3

ОАО «Щекиноазот»

551,89

620,93

632,2

630,8

659,1

ПАО «Тулачермет»

471,00

431,70

394,4

386,4

389,1

ООО «Каргилл»

213,75

228,35

218,34

207,3

215,2

ОАО «РЖД» (по Тульскому региону)

162,69

160,28

153,55

153,3

154,1

ПАО «Косогорский металлургический завод»

156,97

165,92

119,70

124,5

125,3

АО «Тулагорводоканал»

103,48

103,41

107,70

108,1

106,9

ООО «Проктер энд Гэмбл - Новомосковск»

108,71

102,83

107,79

98,8

97,9

ОАО «Ефремовский завод синтетического каучука»

87,54

68,56

38,07

16,6

19,1

АО «Тулатеплосеть»

81,25

81,23

87,02

86,2

85,8

АО «Тяжпромарматура»

66,90

70,31

69,19

60,5

56,4

ОАО «Пластик»

60,35

52,83

53,46

54,0

56,5

АО «Полема»

50,58

59,34

56,60

58,3

59,1

АО АК «Туламашзавод»

49,59

52,08

54,44

52,6

53,2

АО «Тульский патронный завод»

38,63

37,87

40,20

32,12

24,4

ООО «КНАУФ ГИПС НОВОМОСКОВСК»

47,79

42,47

40,26

39,3

41,2

ООО «Новомосковский городской водоканал»

30,77

28,89

29,96

28,9

29,6

АО «Алексинская бумажно-картонная фабрика»

35,67

26,24

31,24

21,52

43,8

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

21,13

23,24

24,57

25,5

27,6

Таблица 2.12. Объем потребления мощности крупными потребителями в Тульской области

Наименование потребителя электрической мощности

Потребление мощности

(зимний максимум), МВт

2014

2015

2016

2017

2018

1

2

3

4

5

6

Максимум (зимний) потребления энергосистемы:

1660

1480

1537

1549

1552

АО «НАК «Азот»

170,0

134,5

134,0

134,0

138,0

ОАО «Щекиноазот»

80,0

70,9

72,2

72,0

75,2

ПАО «Тулачермет»

70,0

49,3

45,0

45,0

45,0

ООО «Каргилл»

30,0

31,4

30,0

31,0

30,0

ПАО «Косогорский металлургический завод»

21,0

18,9

13,6

14,2

14,3

ООО «Проктер энд Гэмбл - Новомосковск»

18,0

16,0

17,0

17,5

18,2

ОАО «Ефремовский завод синтетического каучука»

13,0

11,2

10,5

10,5

11,5

АО «Тулатеплосеть»

30,0

30,0

30,4

30,7

30,7

АО «Тяжпромарматура»

12,5

9,2

10,5

10,5

9,5

ОАО «Пластик»

12,0

7,0

8,4

6,5

7,5

АО «Полема»

8,3

8,0

9,0

9,0

10,0

АО АК «Туламашзавод»

14,5

14,5

16,0

16,0

15,0

АО «Тульский патронный завод»

12,0

7,5

8,2

8,2

5,5

ООО «КНАУФ ГИПС НОВОМОСКОВСК»

9,5

8,0

9,5

9,5

9,5

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

4,4

6,0

4,6

5,6

6,0

2.4. Анализ балансов мощности и электроэнергии энергосистемы Тульской области за 2014-2018 годы

Согласно фактическим замерам максимум потребления мощности энергосистемы Тульской области за 2014-2018 годы зафиксирован 31.01.2014 и составил 1660 МВт при частоте электрического тока 50,00 Гц и среднесуточной температуре наружного воздуха минус 23,3°С. Максимальная нагрузка электростанций на час прохождения максимума составила 1703 МВт. В 2018 году максимум потребления мощности зафиксирован 20.12.2018 в 10:00 и составил 1552 МВт при среднесуточной температуре наружного воздуха минус 12,0°С.

Фактический баланс мощности энергосистемы Тульской области на час максимума прохождения ЕЭС России в декабре 2014-2018 годов представлен в таблице 2.13.

Таблица 2.13. Фактический баланс мощности энергосистемы Тульской области на час максимума прохождения ЕЭС России в декабре 2014-2018 годов (МВт)

Показатели

2013 г.

12 декабря 10-00

2014 г.

3 декабря 17-00

2015 г.

17 декабря 17-00

2016 г.

20 декабря 17-00

2018 г.

24 декабря 17-00

1

2

3

4

5

6

1. Установленная мощность, всего,

в том числе:

2597,15

2917,15

2497,15

1 542,15

1542,15

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

675,65

545,65

545,65

455,65

455,65

Черепетская ГРЭС АО «Интер РАО-Электрогенерация»

1285,00

1735,00

1315,00

450,00

450,00

ООО «Щекинская ГРЭС»

400,00

400,00

400,00

400,00

400,00

Первомайская ТЭЦ ОАО «Щекиноазот»

105,00

105,00

105,00

105,00

105,00

Электростанции промышленных предприятий

131,50

131,50

131,50

131,50

131,50

2. Ограничения, всего, в том числе:

159,99

194,80

195,43

199,12

213,09

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

72,76

99,69

107,97

107,25

128,45

Черепетская ГРЭС АО «Интер РАО-Электрогенерация»

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

ООО «Щекинская ГРЭС»

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Первомайская ТЭЦ ОАО «Щекиноазот»

40,00

40,00

38,33

43,05

34,64

Электростанции промышленных предприятий

47,23

55,11

49,13

48,82

50,00

3. Располагаемая мощность, всего,

в том числе:

2437,16

2722,35

2301,72

1343,03

1329,06

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

602,89

445,96

437,68

348,40

327,20

Черепетская ГРЭС АО «Интер РАО-Электрогенерация»

1285,00

1735,00

1315,00

450,00

450,00

ООО «Щекинская ГРЭС»

400,00

400,00

400,00

400,00

400,00

Первомайская ТЭЦ ОАО «Щекиноазот»

65,00

65,00

66,67

61,95

70,36

Электростанции промышленных предприятий

84,27

76,39

82,37

82,68

81,50

4. Ремонты, всего, в том числе:

0,00

0,00

200,00

0,00

200,00

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

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Черепетская ГРЭС АО «Интер РАО-Электрогенерация»

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

ООО «Щекинская ГРЭС»

0,00

0,00

200,00

0,00

200,00

Первомайская ТЭЦ ОАО «Щекиноазот»

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Электростанции промышленных предприятий

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

из них капитальный ремонт

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

средний ремонт

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

текущий ремонт

0,00

0,00

200,00

0,00

0,00

аварийный ремонт

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

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

20,87

0,00

17,45

0,00

0,00

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

0,00

0,00

17,45

0,00

0,00

Черепетская ГРЭС АО «Интер РАО-Электрогенерация»

20,87

0,00

0,00

0,00

0,00

ООО «Щекинская ГРЭС»

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Первомайская ТЭЦ ОАО «Щекиноазот»

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Электростанции промышленных предприятий

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

6. Консервация, всего, в том числе:

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

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

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Черепетская ГРЭС АО «Интер РАО-Электрогенерация»

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

ООО «Щекинская ГРЭС»

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Первомайская ТЭЦ ОАО «Щекиноазот»

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Электростанции промышленных предприятий

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

7. Резерв, всего, в том числе:

1032,10

1885,86

1435,30

722,00

279,17

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

307,25

199,23

145,30

97,00

79,17

Черепетская ГРЭС АО «Интер РАО-Электрогенерация»

519,27

1286,63

1090,00

225,00

0,00

ООО «Щекинская ГРЭС»

203,69

400,00

200,00

400,00

200,00

Первомайская ТЭЦ ОАО «Щекиноазот»

1,89

0,00

0,00

0,00

0,00

Электростанции промышленных предприятий

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

8. Нагрузки, всего, в том числе:

1547,99

842,01

660,08

633,51

999,79

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

295,64

246,74

274,93

251,40

380,77

Черепетская ГРЭС АО «Интер РАО-Электрогенерация»

897,64

448,37

228,93

226,16

452,12

ООО «Щекинская ГРЭС»

196,31

0,00

0,00

0,00

0,00

Первомайская ТЭЦ ОАО «Щекиноазот»

74,13

70,51

73,85

73,27

85,40

Электростанции промышленных предприятий

84,27

76,39

82,37

82,68

81,50

9. Собственное потребление

1515,64

1374,98

1522,75

1 369,35

1481,56

10. Сальдо перетоков мощности («+» -

прием; «-» - отдача) (п. 9-п. 8)

-32,35

532,97

862,67

735,84

481,77

Согласно фактическим замерам максимум потребления мощности за указанный 5-летний период зафиксирован в 17-00 20.12.2014 и составил 1514,64 МВт, величина генерации составила 660,08 МВт. В момент зафиксированного максимума потребления мощности в 2014 году сальдо перетоков мощности от соседних энергосистем составлял 32,35 МВт.

Согласно фактическим замерам режимного дня в 2018 году (в 17-00 24.12.2017) максимум потребления энергосистемы Тульской области составил 1542,15 МВт при нагрузке электростанций 999,79 МВт.

Баланс электрической энергии по территории энергосистемы Тульской области за 2014-2018 годы приведен в таблице 2.14.

Таблица 2.14. Баланс электрической энергии по территории энергосистемы Тульской области за 2014-2018 годы, млн кВт·ч

Показатели

2014

2015

2016

2017

2018

1

2

3

4

5

6

1. Выработка электроэнергии, всего,
в том числе:

6174,2

5683,1

6008,4

5079,7

5014,5

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

1725,2

1727,7

1623,0

1618,6

1602,3

Черепетская ГРЭС АО «Интер РАО -Электрогенерация»

3238,2

2699,1

2964,9

2097,1

2060,9

ООО «Щекинская ГРЭС»

126,2

45,7

259,2

189,7

122,4

Первомайская ТЭЦ ОАО «Щекиноазот»

497,6

539,5

528,3

539,1

571,2

Электростанции промышленных предприятий

586,9

671,1

633,0

635,2

657,7

2. Электропотребление

9868,6

9837,9

9965,2

9851,4

10023,0

3. Сальдо перетоков электроэнергии

«+» - прием, «-» - отдача

3694,4

4154,8

3956,8

4771,7

5008,5

Максимум электропотребления энергосистемы Тульской области за период 2014-2018 годов отмечен в 2018 году и составил 10023 млн кВт·ч при выработке электроэнергии в объеме 5014,5 млн кВт·ч. В 2018 году имел место рост электропотребления Тульской области по сравнению с 2017 годом на 1,75%.

2.4.1. Структура выработки электроэнергии по видам собственности и видам генерирующего оборудования за 2018 год

Выработка электроэнергии электростанциями энергосистемы Тульской области, включая производство электроэнергии электростанциями промышленных предприятий, в 2018 году составила 5014,5 млн кВт·ч (98,7% от факта 2017 года):

1) электростанция АО «Интер РАО – Электрогенерация» – 2060,9 млн кВт·ч;

2) электростанция ООО «Щекинская ГРЭС» – 122,4 млн кВт·ч;

3) электростанции ПАО «Квадра» – 1602,3 млн кВт·ч;

4) электростанции промышленных предприятий – 1228,9 млн кВт·ч.

Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности за 2017 год приведена в таблице 2.15.

Таблица 2.15. Структура выработки электроэнергии в Тульской энергосистеме по типам электростанций и видам собственности за 2018 год

Электростанция

Собственник

Выработка за 2018 год, млн кВт·ч

% от общей

выработки

1

2

3

4

Черепетская ГРЭС

АО «Интер РАО - Электрогенерация»

2060,9

41,1

Щекинская ГРЭС

ООО «Щекинская ГРЭС»

122,4

2,4

Алексинская ТЭЦ

ПАО «Квадра»

140,6

2,8

Ефремовская ТЭЦ

ПАО «Квадра»

230,4

4,6

Новомосковская ГРЭС

ПАО «Квадра»

1231,3

24,6

Первомайская ТЭЦ

ОАО «Щекиноазот»

571,2

11,4

ТЭЦ

Ефремовский филиал ОАО «Щекиноазот»

50,5

1,0

ТЭЦ-ПВС

ПАО «Тулачермет»

484,9

9,7

ТЭЦ-ПВС

ПАО «Косогорский металлургический завод»

122,3

2,4

Доля выработки электроэнергии электростанций по видам собственности от общей выработки энергосистемы Тульской области за 2018 год приведена на рисунке 2.2.

Рисунок 2.2. Доля выработки электроэнергии за 2018 год, %

Рисунок 2.2. Доля выработки электроэнергии за 2018 год, %

Структура выработки электроэнергии электростанций энергосистемы Тульской области за 2018 год по видам генерирующего оборудования (млн кВт·ч) приведена на рисунке 2.3.

Рисунок 2.3. Структура выработки электроэнергии за 2018 год, млн кВт·ч

Сведения об использовании установленной мощности электростанций энергосистемы Тульской области за 2018 год приведены в таблице 2.16.

Таблица 2.16. Коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) электростанций энергосистемы Тульской области за 2018 год

Наименование

Установленная мощность электростанции на 31.12.2018, МВт

КИУМ, %

Установленная мощность электростанции на 01.01.2019, МВт

Черепетская ГРЭС

450

52,28

450

Щекинская ГРЭС

400

3,49

400

Новомосковская ГРЭС

233,65

60,16

233,65

Алексинская ТЭЦ

62

25,90

62

Ефремовская ТЭЦ

160

16,44

160

Первомайская ТЭЦ

105

62,10

105

ТЭЦ ПАО «Тулачермет»

101,5

54,53

101,5

ТЭЦ ПАО «КМЗ»

24

58,19

24

ТЭЦ Ефремовского филиала ОАО «Щекиноазот»

6

96,00

6

2.5. Основные характеристики электросетевого хозяйства Тульской области

Основной проблемой текущего состояния энергосистемы Тульской области является наличие в отдельных частях энергосистемы значительного физического износа объектов электросетевого хозяйства.

На рисунках 2.4 и 2.5 представлена возрастная структура линий электропередачи 110 и 220 кВ энергосистемы Тульской области. В таблице 2.17 приведены данные о количестве линий электропередачи 110 и 220 кВ, срок эксплуатации которых превышает нормативный срок в 25 лет.

Рисунок 2.4. Возрастная структура линий электропередачи Тульской энергосистемы

Рисунок 2.5. Возрастная структура линий электропередачи Тульской энергосистемы

Таблица 2.17 Возрастная структура линий электропередачи 110 и 220 кВ на 01.01.2019

Показатель

30 лет и менее

31-40 лет

41-50 лет

51-60 лет

более 60 лет

1

2

3

4

5

6

ВЛ 220 кВ общая протяженность, км

35,8

110,7

5,6

328,2

508,3

То же, %

3,6

11,2

0,6

33,2

51,4

ВЛ 110 кВ общая протяженность, км

395

491,2

470,8

672,5

812,5

То же, %

13,9

17,3

16,6

23,7

28,6

С учетом данных по состоянию электросетевого хозяйства Филиалом «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» планируется реконструкция электросетевых объектов в связи со значительным физическим износом (таблица 2.18).

Таблица 2.18. Перечень электросетевых объектов, по которым планируется реконструкция в связи со значительным физическим износом

Наименование энергообъекта

Характеристика объекта

Год реконструкции

1

2

3

1.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Обидимо-Октябрьская, протяженностью по трассе 3 км

3,0 км

2019

2.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Пятницкая-Ясногорск, протяженностью по трассе 0,8 км

0,8 км

2025

3.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Ленинская-Мясново с отпайками, ВЛ 110 кВ Ленинская-Ратово с отпайкой на ПС Барсуки, ВЛ 110 кВ Ратово- Мясново, ВЛ 110 кВ Тула-Мясново №1 с отпайками, ВЛ 110 кВ Тула-Мясново №2 с отпайкой на ПС Южная с заменой опор, провода, изоляторов для увеличения пропускной способности на участке ВЛ 110 кВ Мясново-Ратово (протяженность 26,85 км)

26,85 км

2025

4.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Звезда-Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Звезда-Волово с отпайкой на ПС Турдей, протяженностью по трассе 20,0 км

20,0 км

2023

5.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Звезда-Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Волово-Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк, протяженностью по трассе 29,44 км

29,44 км

2023

6.

Реконструкция ВЛ 35 кВ Казановка-Бучалки, протяженностью по трассе 12,7 км

12,7 км

2023

7.

Техническое перевооружение ПС 110 кВ Лужное, замена ТН-110 кВ (НКФ-110) - 6 шт. на НАМИ-110 кВ - 6шт., замена ТТ-110 кВ (ТФНД-110) - 6 шт. на элегазовые ТРГ-110 - 6 шт., монтаж модульного здания, замена комплектов электромеханических реле на микропроцессорные; монтаж микропроцессорной дуговой защиты

2023

8.

Техническое перевооружение ПС 110 кВ Даргомыжская, замена ОД, КЗ на ЭВ 110 кВ - 1 шт., замена МВ 35 кВ на ЭВ 35 кВ - 3 шт.

2023

9.

Техническое перевооружение ПС 110 кВ Тургеневская, замена ОД, КЗ на ЭВ 110 кВ - 2 шт., замена МВ 35 кВ на ЭВ 35 кВ - 3 шт.

2023

10.

Реконструкция ПС 110 кВ Щегловская с заменой металлоконструкций ОРУ 110 кВ и монтажом жесткой ошиновки, заменой МВ-110 кВ на ЭВ-110 кВ и установкой разъединителей 110 кВ с моторным приводом рабочих ножей

2024

11.

Техническое перевооружение ПС 35 кВ Арсеньево с заменой ОРУ 35-10 кВ на комплектную блочно-модульную подстанцию с выключателями 35 кВ - 3 шт., разъединителями 35 кВ - 6 шт., с заменой МВ 10 кВ на ВВ 10 кВ - 5 шт., монтажом ВЧ заградителя - 1 шт.

2023

12.

Техническое перевооружение ПС 35 кВ Кураково с заменой МВ 35 кВ - 3 шт. на ЭВ 35 кВ, заменой разъединителей 35 кВ - 6 шт., монтажом ВЧ заградителя - 1 шт.

2023

13.

Техническое перевооружение ПС 110 кВ Угольная с заменой разъединителей 110 кВ - 17 шт., МВ 35 кВ на ЭВ 35кВ - 4 шт., разъединителей 35 кВ - 22 шт., МВ-6 кВ на вакуумные - 14 шт., разъединителей 6 кВ - 68 шт., воздушных мостов 6 кВ Т-1 и Т-2 на кабельные вводы

2022

14.

Установка шкафов защит и автоматики линии типа ШЭ2607 016106 на ПС 110 кВ Ясногорск для ликвидации аварийных режимов (3 шт.)

2023

15.

Реконструкция ПС 110 кВ Подземгаз с заменой ОД и КЗ на ЭВ 110 кВ (1 шт.)

2021

16.

Модернизация ПС 110 кВ Гремячее с заменой ОД и КЗ на ЭВ 110 кВ (1 шт.)

2021

17.

Реконструкция ПС 110 кВ Волово с заменой ОД и КЗ на ЭВ 110 кВ (1 шт.)

2022

18.

Реконструкция ПС 110 кВ Щегловская с заменой металлоконструкций ОРУ 35 кВ и монтажом жесткой ошиновки, установкой разъединителей 35 кВ с моторным приводом рабочих ножей, реконструкцией ячеек 6 кВ №2 А+Б, № 9 А+Б, 11 А+Б

2024

19.

Реконструкция ВЛ 35 кВ Ефремов-Черемушки с отп., протяженностью по трассе 6,0 км

6,0 км

2022

20.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Звезда-Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Звезда-Волово с отпайкой на ПС Турдей в пролётах опор №105-163А, протяженностью по трассе 8,7 км

8,7 км

2023

21.

Реконструкция ОРУ-110 кВ ПС 110 кВ Турдей, замена разъединителя перемычки №1 и №2 и их опорно-стержневой изоляции на полимерную

2021

22.

Реконструкция ПС 110 кВ Малахово с заменой выключателя 6 кВ на ВБП 20-10-1000 (10 шт.), ТН 110 кВ - 3 шт., ТСН на ТМГ 100/6 -3 шт.

2024

23.

Реконструкция ПС 110 кВ Венёв с заменой ТН 110 кВ - 3 шт., конденсатора связи 110 кВ (1 шт.)

2022

24.

Техническое перевооружение ПС 110 кВ Ефремов с заменой выключателя 6 кВ на ВБП 20-10-3000 (2 шт.), ТН 35 кВ на НАМИ 35 кВ - 3 шт., ТСН на ТМГ400/6 - 2 шт.

2022

25.

Реконструкция ПС 110 кВ Доробино с заменой ТН 35 кВ на НАМИ 35 кВ - 2 шт.

2021

26.

Техническое перевооружение ПС 110 кВ Гремячее с заменой ТН 110 кВ (2 шт.)

2019

27.

Техническое перевооружение ПС 110 кВ Тургеневская с заменой ТН 35 кВ на НАМИ 35 кВ (1 шт.)

2019

28.

Модернизация ПС 110 кВ Мясново с заменой ТН 110 кВ (3 шт.)

2020

29.

Техническое перевооружение ПС 110 кВ Задонье с заменой ТН 110 кВ (6 шт.)

2021

30.

Техническое перевооружение ПС 110 кВ Точмаш с заменой выключателя 10 кВ на ВБМ 10/20/1000 (3 шт.)

2020

31.

Модернизация ПС 110 кВ Рудаково с заменой ТСН на ТМГ 64/6 (1 шт.)

2021

32.

Техническое перевооружение ПС 110 кВ Говоренки с заменой выключателя 10 кВ на ВБП 10-1000 (2 шт.)

2021

33.

Модернизация ПС 110 кВ Труново с заменой ТН 110 кВ (3 шт.)

2022

34.

Модернизация ПС 110 кВ Турдей с заменой ТСН на ТМГ 25/10 (2 шт.)

2022

35.

Реконструкция ПС 35 кВ Дмитриевская с заменой выключателя 10 кВ - 10 шт.

2022

36.

Реконструкция ПС 35 кВ Смородино с заменой ТН 35 кВ на НАМИ 35 кВ - 2 шт.

2022

37.

Техническое перевооружение ПС 35 кВ Гранки с заменой ТН 35 кВ на НАМИ 35 кВ - 2 шт.

2020

38.

Техническое перевооружение ПС 35 кВ Липицы с заменой выключателя 10 кВ на ВБМ 10/20-1000 (1 шт.)

2019

39.

Техническое перевооружение ПС 35 кВ Осташино с заменой ТСН на ТМГ 25/10 (1 шт.)

2022

40.

Модернизация ПС 35 кВ Варфоломеево с заменой ТН 35 кВ на НАМИ 35 кВ - 2 шт.

2021

41.

Техническое перевооружение ПС 35 кВ Ержино с заменой выключателя 10 кВ на ВБМ 10/1000 - 2 шт.

2021

42.

Модернизация ПС 35 кВ Дворики с заменой ТСН на ТМГ 25/10 (2 шт.)

2020

43.

Техническое перевооружение ПС 35/6 кВ Пашково с заменой ТН 35 кВ на НАМИ 35 кВ (1 шт.)

2021

44.

Модернизация ПС 35 кВ Марьино с заменой ТСН на ТМГ 25/10 (1 шт.)

2021

45.

Модернизация ПС 35 кВ Павловская с заменой ТСН на ТМГ 25/10 (1 шт.)

2021

46.

Техническое перевооружение ПС 35 кВ Павшино с заменой ТН 35 кВ на НАМИ 35 кВ (1 шт.)

2022

47.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Труново-Советская, протяженностью по трассе 21 км

21,0 км

2023

48.

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

Плавск-Лазарево с отпайкой на ПС Смычка, ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС-Лазарево (2-я очередь), протяженностью по трассе 12,0 км

12,0 км

2024

49.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Мценск-Плавск с отпайками, протяженностью по трассе 30 км

30,0 км

2024

50.

Реконструкция ВЛ 35 кВ Иваньково-Кашира (с 1 по 79 опору) протяженностью по трассе 7,7 км

7,7 км

2024

51.

Реконструкция двухцепной ВЛ 35 кВ Ясногорск-Шульгино 1 и 2 (с 1 по 83 опору), протяженностью по трассе 15,7 км

15,7 км

2025

52.

Реконструкция ПС 110 кВ Криволучье с монтажом секционной перемычки 110 кВ

2022

53.

Модернизация ПС 110 кВ Огаревка c заменой электромеханических защит двух ВЛ 35 кВ Огарёвка-Карамышево-1 и Огарёвка-Карамышево-2 на микропроцессорные (тип защит «Сириус 21Л» - 2 шт.)

2022

54.

Модернизация ПС 110 кВ Мясново с заменой электромеханических защит четырех вводных выключателей 6-10 кВ силовых трансформаторов №1 и №2 на шкаф микропроцессорных защит (тип шкафа ШЭ2607164 - 1 шт.)

2022

55.

Модернизация ПС 110 кВ Мясново с заменой электромеханических защит двух секционных выключателей 6-10 кВ и четырех трансформаторов напряжением 6-10 кВ на шкафы микропроцессорных защит (тип шкафа ШЭ2607179 - 2 шт.)

2022

56.

Техническое перевооружение ПС 110 кВ КПД с заменой ОД, КЗ–110 кВ на ЭВ 110 кВ, РВС 110 кВ на ОПН 110 кВ, разъединителей 110 кВ, ЩСН (2 панели), монтажом новых шкафов КРУН, со строительством ОПУ, с заменой защиты и автоматики тр-ров 110/6 кВ, устройство ЦС на микропроцессорные устройства РЗА

2022

57.

Реконструкция ПС 110 кВ Самарская с заменой МВ 35 кВ на ЭВ (7 шт.), замена ОД и КЗ 110 кВ на ЭВ - 2 шт. Замена ТСН №3. Реконструкция двух линейных ячеек 6 кВ

2022

58.

Реконструкция ПС 110 кВ Черёмушки. Замена ОД и КЗ 110 кВ на ЭВ (1 шт.). Замена МВ 35 на ЭВ (3 шт.). Реконструкция КРУН 10 кВ с заменой 2-х линейных ячеек и МВ 10 кВ на ВВ (8 шт.)

2022

59.

Техническое перевооружение ПС 110 кВ Ефремов. Замена проходной изоляции в ЗРУ 6 кВ. Замена МВ 110 на ЭВ 110 (4 шт.). Замена МВ 35 на ЭВ 35 (8 шт.) Замена МВ 6 на ВВ 6 (5 шт). Замена ТН 1 и 2 СШ 110 кВ (6 шт.). Замена ТН 35 кВ (2 шт.). Замена ДГК 6 кВ (6 шт.)

2022

60.

Модернизация ОРУ 35 кВ ПС 35 кВ Гурово с заменой МВ 35 кВ на ЭВ 35 кВ (7 шт.)

2022

61.

Устройство 2-х линейных ячеек 35 кВ на ПС 35 кВ Марьино и ПС 35 кВ Дворики

2022

62.

Техническое перевооружение ПС 35 кВ Павловская, замена МВ 35 кВ на элегазовые (2 шт.) на ОРУ 35 кВ и замена МВ 10 кВ на вакуумные (5 шт.) в КРУН 10 кВ

2022

63.

Техническое перевооружение ПС 35 кВ Львово с заменой МВ 35 кВ на ЭВ 35 кВ - 5 шт., ТН–35кВ - 2 шт., разрядников РВС 35 кВ - 6 шт.; разъединителей 35 кВ - 14 шт.; МВ 6 кВ на ВВ 6 кВ - 14 шт.; панелей СН - 3 шт., панелей ПТ - 3 шт., АБ 2хСК-2 24В на АБ – 110В, ВУ 1 - шт.

2022

64.

Реконструкция ПС 35 кВ Гранки с заменой трансформатора 6,3 МВА на 10 МВА, МВ 35 кВ на ЭВ 35 кВ, РВС 35 кВ, ТН 35 кВ, разъединителей 35 кВ, МВ 6 кВ на ВВ 6 кВ

10 МВА

2023

65.

Реконструкция ПС 110 кВ Одоев с заменой КРУН - 10 кВ (16 шт.)

2021

66.

Реконструкция ПС 110 кВ Яковлево с заменой КРУН - 10 кВ (2 шт.) в Заокском районе деревня Верхнее Романово

2019

67.

Реконструкция ПС 35 кВ Баскаково Воловского РЭС с заменой ячеек (4 шт.)

2021

2.6. Анализ произведенных в 2018 году вводов, реконструкций электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше на территории Тульской области

Информация по выполненным в 2018 году вводам, реконструкциям и прочим действиям с объектами электросетевого хозяйства по Тульской энергосистеме приведена в таблице 2.19.

Таблица 2.19. Вводы, реконструкция объектов электросетевого хозяйства в 2018 году

Наименование

объекта

Наименование элемента

Мероприятие

1

2

3

По филиалу ПАО «ФСК ЕЭС» - Приокское ПМЭС

ПС 220 кВ Северная

ЭВ ВЛ 110 кВ Северная-Хлорная

Высоковольтный ввод МВ ВЛ 110 кВ Пластмасс 2 ф. Жш

Высоковольтный ввод МВ ВЛ 110 кВ Пластмасс 2 ф. Жл

Высоковольтный ввод МВ ВЛ 110 кВ Пластмасс 2 ф. Зл

Высоковольтный ввод МВ ВЛ 110 кВ Пластмасс 2 ф. Зш

Высоковольтный ввод МВ ВЛ 110 кВ Пластмасс 2 ф. Кл

Высоковольтный ввод МВ ВЛ 110 кВ Пластмасс 2 ф. Кш

техническое перевооружение и программа повышения надёжности

ПС 220 кВ Бегичево

Высоковольтный ввод ШСМВ 220 кВ ф. Аш2

Высоковольтный ввод ШСМВ 220 кВ ф. Сш1

Высоковольтный ввод МВ ВЛ 110 кВ Технологическая 2 ф. Зш

Высоковольтный ввод МВ ВЛ 110 кВ Бегичево-Труново ф. Жш

Высоковольтный ввод МВ ВЛ 110 кВ Бегичево-Труново ф. Кл

программа повышения надёжности

ПС 220 кВ Звезда

Высоковольтный ввод МВ ВЛ 110 кВ Звезда-Бегичево с отп. ф. Кш

программа повышения надёжности

ПС 220 кВ Ленинская

Высоковольтный ввод 110 кВ АТ-2 ф.С

Высоковольтный ввод МВ 220 кВ АТ-1 ф. Ж

Высоковольтный ввод МВ 220 кВ АТ-1 ф. Жт

Высоковольтный ввод ОМВ 110 кВ ф. Жш

Высоковольтный ввод ОМВ 110 кВ ф. Жо

Высоковольтный ввод ОМВ 110 кВ ф. Зш

Высоковольтный ввод ОМВ 110 кВ ф. Зо

Высоковольтный ввод ОМВ 110 кВ ф. Кш

Высоковольтный ввод ОМВ 110 кВ ф. Ко

Высоковольтный ввод МВ ВЛ 110 кВ Ленинская-Щегловская 1 с отп. ф. Зл

Высоковольтный ввод МВ ВЛ 110 кВ Ленинская-Щегловская 1 с отп. ф. Кш

Высоковольтный ввод МВ ВЛ 110 кВ Ленинская-Фрунзенская ф. Зш

Высоковольтный ввод МВ ВЛ 110 кВ Ленинская-Фрунзенская ф. Кл

программа повышения надёжности

ПС 220 кВ Металлургическая

Высоковольтный ввод 110 кВ АТ-1 ф. А

программа повышения надёжности

ПС 220 кВ Тула

Высоковольтный ввод 110 кВ АТ-1 ф. А

Высоковольтный ввод МВ ВЛ 220 кВ Тула-Металлургическая ф Жш

Высоковольтный ввод МВ ВЛ 220 кВ Тула-Металлургическая ф Жл

Высоковольтный ввод МВ ВЛ 220 кВ Тула-Металлургическая ф Кш

Высоковольтный ввод МВ ВЛ 220 кВ Тула-Металлургическая ф Кл

Высоковольтный ввод МВ ВЛ 110 кВ Тула-Мясново 1 с отп. ф Жл

Высоковольтный ввод МВ ВЛ 110 кВ Тула-Мясново 1 с отп. ф Жш

программа повышения надёжности

ПС 220 кВ Яснополянская

Высоковольтный ввод МВ ВЛ 110 кВ Тула-Яснополянская с отп. ф Жл

Высоковольтный ввод МВ 110 кВ АТ-2 ф Вш

ОПН моста 220 кВ АТ-2 фС

техническое перевооружение

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

-

-

-

* Новых вводов и капитальной реконструкции объектов 110 кВ филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» в 2018 году не было.

2.7. Основные внешние электрические связи энергосистемы Тульской области

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

С энергосистемой Московской области:

1) ВЛ 220 кВ Алексинская ТЭЦ – Ока;

2) ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС – Каширская ГРЭС;

3) ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС – Химическая;

4) ВЛ 220 кВ Приокская – Бугры;

5) ВЛ 220 кВ Шипово – Ока;

6) ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС – Мордвес с отпайкой на ПС Новосёлки;

7) ВЛ 110 кВ Пятницкая – Ясногорск.

С энергосистемой Калужской области:

1) ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Орбита;

2) ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Спутник;

3) ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Электрон;

4) ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Литейная;

5) ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Станы;

6) ВЛ 220 кВ Станы – Шипово;

7) ВЛ 110 кВ Суворов – Агеево с отпайкой на ПС Безово;

8) ВЛ 110 кВ Суворов – Шепелёво с отпайками;

9) ВЛ 110 кВ Ушатово – Шепелёво с отпайками;

10) ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ – Космос с отпайками;

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

12) ВЛ 110 кВ Космос – Заокская с отпайкой на ПС Яковлево;

13) ВЛ 110 кВ Шепелево – Белев 1 с отпайками;

14) ВЛ 110 кВ Шепелево – Белев 2 с отпайками.

С энергосистемой Рязанской области:

1) ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС – Михайловская;

2) ВЛ 110 кВ Виленки – Гремячее;

3) ВЛ 110 кВ Зубово – Горлово.

С энергосистемой Орловской области:

1) ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Мценск;

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

3) ВЛ 110 кВ Мценск – Плавск с отпайками.

С энергосистемой Брянской области:

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Цементная.

2.7.1. Анализ отчетного потокораспределения электрических сетей напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области на зимний/летний максимум нагрузок за 2018 год

Тульская энергосистема ОЭС Центра входит в оперативную зону Филиала АО «СО ЕЭС» Тульского РДУ. В настоящий момент Тульская энергосистема связана:

1) c Московской энергосистемой по ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС – Каширская ГРЭС, ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС – Мордвес с отпайкой на ПС Новосёлки, ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС – Химическая, ВЛ 110 кВ Пятницкая – Ясногорск, ВЛ 220 кВ Приокская – Бугры, ВЛ 220 кВ Алексинская ТЭЦ – Ока, ВЛ 220 кВ Шипово – Ока;

2) c Рязанской энергосистемой по ВЛ 220 кВ Новомосковская
ГРЭС – Михайловская, ВЛ 110 кВ Зубово – Горлово, ВЛ 110 кВ Виленки – Гремячее;

3) с Орловской энергосистемой по ВЛ 110 кВ Мценск – Плавск с отпайками, ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Мценск, ВЛ 110 кВ Чернь – Плавск с отпайкой на ПС Скуратово;

4) с Калужской энергосистемой по ВЛ 220 кВ Станы – Шипово, ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Станы, ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Орбита, ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Спутник, ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Электрон, ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Литейная, ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ – Космос с отпайками, ВЛ 110 кВ Ушатово – Шепелёво
с отпайками, ВЛ 110 кВ Суворов – Шепелёво с отпайками, ВЛ 110 кВ Шипово – Ферзиково с отпайкой на ПС Средняя, ВЛ 110 кВ Шепелево – Белев 1 с отпайками, ВЛ 110 кВ Шепелево – Белев 2 с отпайками, ВЛ 110 кВ Космос – Заокская с отпайкой на ПС Яковлево, ВЛ 110 кВ Суворов – Агеево с отпайкой на ПС Безово;

5) с Брянской энергосистемой по ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Цементная.

В таблице 2.20 представлены основные характеристики режимов контрольных замеров зимних максимальных нагрузок и летних минимальных нагрузок. В день зимних контрольных замеров 20.12.2017 максимальное суммарное потребление Тульской энергосистемы было зафиксировано в 18 часов. В день летних контрольных замеров 20.06.2018 максимальное суммарное потребление Тульской энергосистемы было зафиксировано в 10 часов.

Таблица 2.20. Основные характеристики режимов за дни зимних и летних контрольных замеров

Основные характеристики режима

Режимный день контрольного замера

зимних максимальных нагрузок (18-00 20.12.2017)

летних максимальных нагрузок (10-00 20.06.2018)

Баланс мощности энергосистемы

Потребление, МВт

1363

1090

Генерация, МВт

709

531

Внешние перетоки*, МВт:

Московская ЭС

Рязанская ЭС

Орловская ЭС

Калужская ЭС

Брянская ЭС

+476

+127

+59

-62

+54

+278

+177

+11

+46

+47

* Приём мощности со знаком «+», выдача мощности со знаком «–».

Анализ представленных данных показал, что энергосистема Тульской области является дефицитной по мощности. Покрытие дефицита осуществляется из соседних энергосистем.

В зимнем режиме контрольных замеров дефицит покрывается за счет получения мощности из энергосистем Московской, Рязанской, Орловской и Брянской областей. Основной поток мощности поступал из энергосистем Московской и Рязанской области (более 80% от общего потока). При этом мощность передавалась в энергосистему Калужской области.

В летнем режиме контрольных замеров дефицит мощности покрывался за счет получения мощности из всех смежных энергосистем.

В таблице 2.21 представлены уровни загрузок генераторного оборудования электростанций Тульской энергосистемы, находящегося в работе в дни контрольных замеров.

Таблица 2.21. Загрузка генераторов электростанций Тульской энергосистемы мощностью более 5 МВт

Наименование электростанции

Номер блока

Загрузка в режимный день контрольного замера, МВт

зимних максимальных нагрузок (18-00 20.12.2017)

летних максимальных нагрузок (10-00 20.06.2018)

1

2

3

4

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

Блок 8

223,7

226,0

Блок 9

0

0

ООО «Щекинская ГРЭС»

Блок 1

100,1

0

Блок 2

0

0

Филиал ПАО «Квадра» -«Центральная генерация»

ПП «Новомосковская ГРЭС»

ТГ-4

0

0

ТГ-7

0

0

ГТУ-124

127,8

112,8

ПТУ-64

48,8

52,0

Филиал ПАО «Квадра» -«Центральная генерация» ПП «Алексинская ТЭЦ»

ТГ-2

11,4

0

ТГ-3

0

0

Филиал ПАО «Квадра» -«Центральная генерация» ПП «Ефремовская ТЭЦ»

ТГ-4

0

0

ТГ-5

0

0

ТГ-6

39,6

0

ТГ-7

0

7,7

Первомайская ТЭЦ Филиала ОАО «Щекиноазот»

ТГ-1

24,1

18,0

ТГ-2

21,7

27,0

ТГ-3

0

23,7

ТГ-4

0

0

ТГ-5

27,8

0

ТЭЦ ПАО «Тулачермет»

ТГ-2

14,0

0

ТГ-3

4,8

4,2

ТГ-4

4,4

4,4

ТГ-5

40,1

36,1

ТЭЦ ПАО «КМЗ»

ТГ-1

7,0

6,0

ТГ-2

7,5

7,0

ТЭЦ Ефремовского филиала ОАО «Щекиноазот»

ТГ-1

6

6

2.8. Анализ основных проблем функционирования энергосистемы Тульской области

Электросетевой комплекс Тульской области характеризуется следующими проблемами:

1) высокий износ и необходимость проведения реконструкции большого количества электросетевых объектов;

2) исчерпание паркового ресурса подавляющего большинства генерирующего оборудования на электростанциях региона;

3) исчерпание резерва центров питания 110 кВ на территории Тульской области, что ограничивает присоединение дополнительной электрической нагрузки в среднесрочной перспективе;

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

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

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

2.9. Анализ загрузки питающих центров напряжением 110-220 кВ

2.9.1. Оценка пропускной способности центров питания 220 кВ Тульской энергосистемы

Для всех энергорайонов энергосистемы Тульской области проведена оценка резервов мощности центров питания ПС 220 кВ.

Оценка пропускной способности центров питания 220 кВ энергосистемы Тульской области приведена в таблице 2.22.

Необходимо отметить, что к 2024 году срок службы всех автотрансформаторов, указанных в таблице 2.22, за исключением АТ-1 и АТ- 2 ПС 220 кВ Тула, будет превышать минимальный нормативный срок эксплуатации 25 лет (15 автотрансформаторов 220/110 кВ):

АТ-1 ПС 220 кВ Ленинская;

АТ-2 ПС 220 кВ Ленинская;

АТ-1 ПС 220 кВ Металлургическая;

АТ-2 ПС 220 кВ Металлургическая;

АТ-1 ПС 220 кВ Северная;

АТ-2 ПС 220 кВ Северная;

АТ-1 ПС 220 кВ Химическая;

АТ-2 ПС 220 кВ Химическая;

АТ-1 ПС 220 кВ Бегичево;

АТ-2 ПС 220 кВ Бегичево;

АТ-2 ПС 220 кВ Люторичи;

АТ-1 ПС 220 кВ Яснополянская;

АТ-2 ПС 220 кВ Яснополянская;

АТ-2 ПС 220 кВ Шипово;

АТ-1 ПС 220 кВ Звезда.

Таблица 2.22. Оценка пропускной способности центров питания 220 кВ Тульской энергосистемы

Энергорайон, ПС, АТ

Загрузка автотрансформаторов, МВА/%

2018 год

Загрузка автотрансформаторов, МВА/%

2017 год

∆*

на 01.01.2019

за 19.12.2018

(режимный день)

за 21.06.2018 (режимный день)

за 20.12.2017

(режимный день)

за 21.06.2017

(режимный день)

МВА/МВт

%

МВА/МВт

%

МВА/МВт

%

МВА/МВт

%

МВт

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Тульский

АТ-1 ПС 220 кВ Тула

73,3/73,2

29

58,0/57,0

23

68,3/67,4

27

60/58,7

24

100

АТ-2 ПС 220 кВ Тула

77,7/77,3

31

60,9/60,3

24

72,7/71,2

29

62,8/57,7

25

АТ-1 ПС 220 кВ Ленинская

99,9/78,6

49

91,4/66

46

95/63,8

48

66,8/60,5

33

100

АТ-2 ПС 220 кВ Ленинская

99,2/78,1

49

90,8/65,7

45

94,6/63,6

47

66/59,9

33

АТ-1 ПС 220 кВ Металлургическая

30,4/29,8

24

23,9/21,2

19

28,6/28,4

23

0

0

40

АТ-2 ПС 220 кВ Металлургическая

30,04/29,5

24

23,6/20,9

19

28,6/28,2

23

30,6/30,6

24

Новомосковский

АТ-1 ПС 220 кВ Северная

90,6/79,8

45

82,4/72,6

41

86,4/79,1

42

90,9/72,6

45

25

АТ-2 ПС 220 кВ Северная

54,3/48,0

30

54,6/48,2

30

56,3/52,7

28

47,3/39,5

27

АТ-1 ПС 220 кВ Химическая

50,1/42,5

25

52,1/43,4

26

42,7/37

21

41,4/34,9

21

60

АТ-2 ПС 220 кВ Химическая

49,5/41,9

24

52,0/43,1

26

41,9/36,2

21

40,9/34,5

20

Люторичи и Бегичево

АТ-1 ПС 220 кВ Бегичево

25,4/24,6

21

19,4/18,9

16

24/22,3

20

12/12,2

10

60

АТ-2 ПС 220 кВ Бегичево

26,8/24,7

22

20,7/19

17

25/22,5

21

14/11,5

12

АТ-2 ПС 220 кВ Люторичи

26,01/4,0

21

32,5/6,0

26

0

0

40/24,3

32

80

Щекинский

АТ-1 ПС 220 кВ Яснополянская

42,5/22,8

34

48,9/33,8

39

34,2/31,6

27

43,4/17,8

35

40

АТ-2 ПС 220 кВ Яснополянская

35,7/21,2

28

ОТКЛ

0

27,1/21,2

22

0

0

Ефремовский

АТ-1 ПС 220 кВ Звезда

26,8/21,6

21

34,8/28,7

28

24,8/22,5

23

37,5/24,6

30

0**

Заокский

АТ-2 ПС 220 кВ Шипово

56,6/49,7

45

43,9/43,9

35

59/59

47

21/20,2

17

30

* Разница между пропускной способностью трансформаторов ЦП 220 кВ и их загрузкой. Указанные здесь и далее по тексту значения приведены для информации и не могут быть использованы для определения невозможности (возможности) технологического присоединения энергопринимающих устройств или генерирующих установок.

** Величина резерва может варьироваться в зависимости от объема генерации на Ефремовской ТЭЦ.

Тульский энергорайон

В настоящее время Тульский энергорайон включает три центра питания 220 кВ: ПС 220 кВ Тула (2х250 МВА), ПС 220 кВ Ленинская (2х200 МВА), ПС 220 кВ Металлургическая (2х125 МВА).

Загрузка автотрансформаторов АТ-1 и АТ-2 ПС 220 кВ Тула в день контрольного замера за 19 декабря 2018 года составляет 29% и 31% соответственно, за 21 июня 2018 года 23% и 24% соответственно.

Загрузка автотрансформаторов ПС 220 кВ Ленинская в день контрольного замера 19 декабря 2018 года составляет 47%, за 21 июня 2018 года составляет около 45%.

Загрузка автотрансформаторов ПС 220 кВ Металлургическая в дни контрольных замеров за 19 декабря 2018 года составляет 24%, за 21 июня 2018 года составляет 19%.

Новомосковский энергорайон

Центром питания Новомосковского района являются ПС 220 кВ Северная (1х200 МВА и 1х180 МВА) и ПС 220 кВ Химическая (2х200 МВА).

Загрузка автотрансформаторов ПС 220 кВ Северная в режимный день контрольного замера зимних максимальных нагрузок 19.12.2018 составила АТ-1 90,6 МВА (45%), АТ-2 54,3 МВА (30%), в режимный день контрольного замера летних максимальных нагрузок 21.06.2018 – АТ-1 – 82,4 МВА (41%), АТ-2 54,6 МВА (30%).

Загрузка автотрансформаторов ПС 220 кВ Химическая в режимный день контрольного замера зимних максимальных нагрузок 19.12.2018 составила АТ-1 50,1 МВА (25%), АТ-2 49,5 МВА (24%), в режимный день контрольного замера летних максимальных нагрузок 21.06.2018 – АТ-1 – 52,1 МВА (26%), АТ-2 52,0 МВА (26%).

Энергорайон Бегичево-Люторичи

Основными центрами питания энергорайона Бегичево-Люторичи являются ПС 220 кВ Бегичево (АТ-1 мощностью 120 МВА, АТ-2 мощностью 120 МВА) и ПС 220 кВ Люторичи (АТ-2 мощностью 125 МВА).

В режимный день за 19.12.2018 (18-00) на ПС 220 кВ Бегичево загрузка АТ-1 составляла 25,4 МВА или 21% от номинальной мощности, АТ-2 составляла 26,8 МВА или 22% от номинальной мощности. На ПС 220 кВ Люторичи АТ-2 был загружен на 21% в зимний максимум (26,1 МВА), на 26% в летний максимум нагрузки (32,5 МВА).

В режимный день за 21.06.2018 (10-00) на ПС 220 кВ Бегичево загрузка АТ-1 составляла 19,4 МВА или 16% от номинальной мощности, АТ-2 составляла 20,7 МВА или 17% от номинальной мощности. На ПС 220 кВ Люторичи загрузка АТ-2 составляла 32,5 МВА или 26% от номинальной мощности.

Щекинский энергорайон

Центром питания Щекинского района является Щекинская ГРЭС и ПС 220 кВ Яснополянская, на которой установлены два автотрансформатора мощностью по 125 МВА каждый.

Загрузка автотрансформаторов ПС 220 кВ Яснополянская в режимный день контрольного замера зимних максимальных нагрузок 19.12.2018 составила АТ-1 42,5 МВА (34%), АТ-2 35,7 МВА (28%), в режимный день контрольного замера летних максимальных нагрузок 21.06.2018 – АТ-1 – 48,9 МВА (39%), АТ-2 был выведен из схемы.

Ефремовский энергорайон

Основными питающими центрами Ефремовского энергорайона являются Ефремовская ТЭЦ и ПС 220 кВ Звезда. На ПС 220 кВ Звезда установлен один автотрансформатор АТ-1 мощностью 125 МВА.

В режимный день за 19.12.2018 (18-00) на ПС 220 кВ Звезда загрузка АТ-1 составляла 26,8 МВА или 21% от номинальной мощности.

В режимный день за 21.06.2018 (10-00) на ПС 220 кВ Звезда загрузка АТ-1 составляла 37,5 МВА или 30% от номинальной мощности.

Ввиду того, что на ПС 220 кВ Звезда установлен один АТ 220/110 кВ, а также при наличии единственной питающей ВЛ 220 кВ, нагрузка АТ-1 ПС 220 кВ Звезда в существенной мере зависит от пропускной способности прилегающей сети 110 кВ, а также уровня генерации на Ефремовской ТЭЦ.

Заокский энергорайон

Основными центрами питания Заокского энергорайона со стороны Тульской энергосистемы являются Алексинская ТЭЦ, ПС 220 кВ Шипово (АТ-2 мощностью 125 МВА).

В режимные дни за 19.12.2018 (18-00) и за 21.06.2018 (10-00) загрузка АТ-2 на ПС 220 кВ Шипово составляла 56,6 МВА или 45% от номинальной мощности и 43,9 МВА или 35% от номинальной мощности соответственно.

Единственным центром питания со стороны Калужской энергосистемы является ПС 220 кВ Протон (АТ-1 мощностью 125 МВА, АТ-2 мощностью 125 МВА) (собственник - ФГБУ «Государственный научный центр Российской Федерации - Институт физики высоких энергий»).

Суворовский энергорайон

До 2018 года фактически единственным центром питания энергорайона являлась Черепетская ГРЭС АО «Интер РАО–Электрогенерация».

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 4 августа 2015 г. № 540 «О согласовании вывода из эксплуатации оборудования и устройств филиала «Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина» АО «Интер РАО - Электрогенерация» в 2017 году был произведен вывод из эксплуатации оборудования ОРУ 110 кВ Черепетской ГРЭС. В связи с этим в электрической сети Суворовского энергорайона Тульской энергосистемы были выполнены следующие мероприятия:

соединение ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС - Агеево и ВЛ 110 кВ Суворов - Безово с образованием ВЛ 110 кВ Суворов - Агеево с отпайкой на ПС Безово;

соединение ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС - Шепелево Северная с отпайками и ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС - Ушатово с образованием ВЛ 110 кВ Ушатово - Шепелево с отпайками;

соединение ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС - Шепелево Южная с отпайками и ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС - Суворов с образованием ВЛ 110 кВ Суворов - Шепелево с отпайками.

В настоящее время электроснабжение Суворовского энергорайона обеспечивается только по сети 110 кВ от ПС 220 кВ Электрон (по транзиту 110 кВ Электрон – Середейск – Шепелёво – Суворов и Ушатово), от ПС 220 кВ Орбита (по транзиту 110 кВ Орбита – Агеево – Суворов) и от Первомайской ТЭЦ (по транзиту 110 кВ Первомайская ТЭЦ – Малахово – Лужное). При этом в двухцепном исполнении выполнены следующие ВЛ:

ВЛ 110 кВ Шепелёво – Середейск Северная с отпайкой на ПС Козельск и ВЛ 110 кВ Шепелёво – Середейск Южная с отпайкой на ПС Козельск (сечение провода АС-120);

ВЛ 110 кВ Первомайская ТЭЦ – Малахово № 1 с отпайкой на ПС Гагаринская и ВЛ 110 кВ Первомайская ТЭЦ – Малахово № 2 с отпайкой на ПС Гагаринская (сечение провода АС-120).

Расчеты пропускной способности Суворовского энергорайона проводились методом утяжеления с контролем токовой загрузки ВЛ. Утяжеление производилось на ПС 110 кВ Ушатово, к которой будет присоединен новый потребитель (технические условия от 10.07.2017 на технологическое присоединение электроустановок АО «Корпорация развития Тульской области»).

Пропускные способности транзита 110 кВ были определены в режимах летнего максимума нагрузок для послеаварийных режимов (в схеме с отключением двух элементов сети). Резерв пропускной способности сети 110 кВ Суворовского энергорайона составил 50 МВт.

2.9.2. Оценка резервов мощности центров питания 110 кВ Тульской энергосистемы

В таблице 2.23 представлены сведения о центрах питания 110 кВ филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья», характеризующихся текущей недостаточной пропускной способностью трансформаторов в послеаварийных и ремонтных схемах.

Основные характеристики центров питания 110 кВ филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» приведены в приложении № 4.

Таблица 2.23. Сведения о загрузке центров питания 110 кВ филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья», характеризующихся недостаточной пропускной способностью в послеаварийных и ремонтных схемах

Диспетчерское наименование подстанции

110 кВ

Месторасположение подстанции (адрес)

Количество и мощность трансформаторов

Общая установленная мощность ПС

Допустимая мощность ПС (N-1)

Максимальная загрузка по замерам режимного дня за 5 лет
(2016- 2018 годы)

Объем свободной мощности для ТП

с учётом ДТП на 01.01.2019

к-во × МВА

МВА

МВА

МВА

МВА

ПС 110 кВ Пролетарская

г. Тула, ул. Приупская, 1-в

2×25

50

26,25

26,7

-0,31

ПС 110 кВ Средняя

Алексинский район, ж/д станция «Средняя»

1×16; 1×10

26

10,5

11,63

-1,36

ПС 110 кВ Заокская

Заокский район, пос. Заокский

2×16

32

16,8

23,43

-6,53

ПС 110 кВ Яковлево

Заокский район, д. В. Романово

2×10

20

10,5

5,30

-0,27

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

Анализ результатов расчетов электроэнергетических режимов за отчетные годы по данным контрольных замеров показал, что уровни напряжения в сети 110-220 кВ энергосистемы Тульской области в нормальной схеме сети и при нормативных возмущениях в нормальной и ремонтных схемах сети находятся в диапазоне допустимых значений.

Существующих средств компенсации реактивной мощности, установленных на ПС 220 кВ Тула, ПС 220 кВ Люторичи и ПС 110 кВ Ефремов, достаточно.

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

По результатам анализа отключающей способности коммутационного оборудования за отчётный 2018 год выявлено несоответствие отключающей способности выключателей, установленных на ПС 220 кВ Северная в РУ 110 кВ на присоединениях к отходящим ВЛ 110 кВ в сторону ПС 110 кВ Бытхим.

2.12. Анализ развития генерирующих мощностей и режимов работы электростанций энергосистемы Тульской области за 2014-2018 годы

Существующая установленная электрическая и тепловая мощность электростанций энергосистемы Тульской области по состоянию на 31.12.2018 представлена в таблице 2.24.

Таблица 2.24. Установленная мощность электростанций энергосистемы Тульской области по состоянию на 31.12.2018

Электростанция, установленная мощность (электрическая,

МВт / тепловая, Гкал/ч)

Тип

генератор

Тип турбины

Установленная мощность, МВт

Станционный

номер

1

2

3

4

5

Электростанция АО «Интер РАО - Электрогенерация»

Черепетская ГРЭС

450/172

ТЗФП-220-2УЗ

К-225-12,8-4р

225

8

К-225-12,8-4р

225

9

ООО «Щекинская ГРЭС»

Щекинская ГРЭС 400/0

ТВВ-220-2Е

К-200-130

200

11

ТВВ-220-2Е

К-200-130

200

12

ПАО «Квадра»

Алексинская ТЭЦ 62/150

Т-12-2УЗ

ПР-12-90/15

12

2

ТВФ-63-2У

Т-50-90/1,5

50

3

Ефремовская ТЭЦ

160/520

ТВС-30

ПР-25-90/10

25

4

ПР-25-90/10

25

5

ТВФ-63-2

ПТ-60-90/13

60

6

ТВФ-63-2

Р-50-130/13

50

7

Новомосковская

ГРЭС

233,65/302,4

Р-14-90/31

14

4

Р-32-90/13

32

7

9А5

PG9171E

131,75

8

SGen5-100A-2Р

SST РАС 600

55,9

9

Первомайская ТЭЦ ОАО «Щекиноазот»

Первомайская ТЭЦ ОАО «Щекиноазот» 105/674

ТВ-2-30-2

Р-15-90/31

15

2

ТВ-2-30-2

П-25-29/13

2x25

1,3

ТВС 30

Р-15-90/31

15

4

ТВС 30

ПР-25-90/10

25

5

Электростанции промышленных предприятий

ТЭЦ Ефремовского филиала ОАО «Щекиноазот»

6/0

П-6-35/5М

6

1

ТЭЦ ПАО «Тулачермет»

101,5/644

Т-6-2УЗ

ПТ-25-90/10

25

2

Т-12-2

Р-6-35/10

6

3

ТВФ-60-2

Р-10,5-90/31

10,5

4

ПТ-60-90/13

60

5

ТЭЦ ПАО «Косогорский

металлургический завод»

24/287,9

ПТ-12-35/10

2x12

1,2

В таблице 2.25 приведены данные о динамике изменения установленной мощности электростанций Тульской области за прошедший пятилетний период. По отношению к 2014 году суммарная установленная мощность уменьшилась на 1280 МВт.

Таблица 2.25. Установленная мощность электростанций энергосистемы Тульской области, МВт

Наименование

на

31.12.2014

на

31.12.2015

на

31.12.2016

на

31.12.2017

на

31.12.2018

1

2

3

4

5

6

Черепетская ГРЭС

1510

1735

1315

450

450

Щекинская ГРЭС

400

400

400

400

400

Новомосковская ГРЭС

413,7

323,7

323,7

233,7

233,7

Первомайская ТЭЦ

АО «Щекиноазот»

105

105

105

105

105

Ефремовская ТЭЦ

160

160

160

160

160

Алексинская ТЭЦ

102

62

62

62

62

ТЭЦ ПАО «Тулачермет»

101,5

101,5

101,5

101,5

101,5

ТЭЦ-ПВС ПАО «Косогорский металлургический завод»

24

24

24

24

24

ТЭЦ Ефремовского филиала ОАО «Щекиноазот»

6

6

6

6

6

Итого

2822,2

2917,2

2497,2

1542,2

1542,2

За период 2014-2018 годов по Тульской энергосистеме произведен окончательный вывод из эксплуатации следующего оборудования электростанций:

1) с 01.01.2015 на Новомосковской ГРЭС выведен из эксплуатации турбоагрегат ст. № 5 типа Т-90-90/2,5 установленной мощностью 90 МВт (110 Гкал/ч);

2) с 01.01.2015 на Алексинской ТЭЦ выведен из эксплуатации турбоагрегат ст. № 4 типа П-40-90/7 установленной мощностью 40 МВт (65 Гкал/ч);

3) с 01.01.2016 на Черепетской ГРЭС выведена из эксплуатации I-я очередь электростанции с тремя дубль-блоками установленной мощностью по 140 МВт в составе турбоагрегатов К-140-160, котлов ТП-240 и генераторов ТВ2-15-2;

4) с 01.01.2017 на Черепетской ГРЭС выведены из эксплуатации блок ст. № 5 установленной мощностью 300 МВт, блок ст. № 6 установленной мощностью 300 МВт и блок ст. № 7 установленной мощностью 265 МВт;

5) с 01.06.2017 на Новомосковской ГРЭС выведен из эксплуатации турбоагрегат ст. № 1 типа Т-90-90/2,5 мощностью 90 МВт и паровые энергетические котлы «Шихау» ст. №№ 2, 3, 4, 5.

За период 2014-2018 годов по Тульской энергосистеме введено в эксплуатацию следующее оборудование электростанций:

1) с 11.12.2014 на Черепетской ГРЭС введен в эксплуатацию энергоблок мощностью 225 МВт ст. № 8, состоящий из турбины К-225-12,8-4р, генератора ТЗФП-220-2УЗ и котла Еп-630-13,8-565/570 КТ номинальной паропроизводительностью 630 т/ч;

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

Суммарная мощность выведенного из эксплуатации генерирующего оборудования ТЭС в энергосистеме Тульской области за период 2014-2018 годов составила 1505 МВт.

Суммарная мощность введенного в эксплуатацию генерирующего оборудования ТЭС в энергосистеме Тульской области за период 2014-2018 годов составила 450 МВт.

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 2.26.

Таблица 2.26. Объемы ввода и демонтажа генерирующего оборудования на 2019-2024 годы, МВт

Электростанция (станционный номер, тип турбины)

Генерирующая компания

Вид

топлива

Тип ввода/вывода

2019

2020

2021

2022

2023

2024

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

По базовому прогнозу потребления электроэнергии и мощности

ВВОДЫ С ВЫСОКОЙ ВЕРОЯТНОСТЬЮ

Алексинская ТЭЦ

ПАО «Квадра»

5 ПГУ (Т)

Газ природный

новое

строительство

113,5

ВЫВОД ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ

ГРЭС

Новомосковская

ПАО

«Квадра»

4Р-14-29

Газ природный

окончательный

14

7 Р-32-90

Газ природный

окончательный

32

Всего по станции

46

Ефремовская ТЭЦ

ПАО

«Квадра»

4 ПР-25-90

Газ природный

окончательный

25

Алексинская

ТЭЦ

ПАО

«Квадра»

2 ПР-12-90

Газ природный

окончательный

12

3 Т-50-90

Газ природный

окончательный

50

Всего по станции

50

12

По региональному прогнозу потребления электроэнергии и мощности

ВВОДЫ

Алексинская ТЭЦ

ПАО «Квадра»

5 ПГУ (Т)

Газ природный

новое

строительство

113,5

Щекинская ГРЭС

ООО «Щекинская ГРЭС»

ПГУ-230

Газ природный

новое

строительство

230

ВЫВОД ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИИ

ГРЭС

Новомосковская

ПАО

«Квадра»

4 Р-14-29

Газ природный

окончательный

14

7 Р-32-90

Газ природный

окончательный

32

Всего по станции

46

Алексинская

ТЭЦ

ПАО

«Квадра»

2 ПР-12-90

Газ природный

окончательный

12

3 Т-29-90

(Т‑50‑90 перемаркировка в Т‑29‑90 в 2019 году)

Газ природный

окончательный

29

Всего по станции

41

Щекинская ГРЭС

ООО «Щекинская ГРЭС»

11 К-200-130

Газ природный

окончательный

200

По информации филиала ПАО «Квадра» — «Центральная генерация»:

1) с 01.05.2019 планируется перемаркировка установленной мощности турбоагрегата ст. №3 Алексинской ТЭЦ со снижением на 21 МВт с 50 до 29 МВт (в связи с невостребованностью конденсационной выработки);

2) с 01.02.2019 введен в эксплуатацию энергоблок ПГУ-115 на Алексинской ТЭЦ установленной электрической мощностью 113,5 МВт (состоящий из ТГ-5 ,ТГ-6, ТГ-7) и тепловой мощностью 87 Гкал/ч;

3) с 01.01.2021 планируется вывод из эксплуатации оборудования «старых» частей Новомосковской ГРЭС и Алексинской ТЭЦ (46 МВт и 205 Гкал/ч и 41 МВт и 150 Гкал/ч соответственно).

Особенности, проблемы текущего состояния и возрастной состав оборудования по выработке электрической и тепловой энергии субъектов генерации Тульской области приведены в таблице 2.27.

Таблица 2.27. Возрастной состав оборудования по выработке электрической и тепловой энергии

Электростанция и тип оборудования

Ст.

№

Год ввода в эксплуата-цию

Мощность (МВт), паропроизводи-

тельность, тонн/час)

Наработка на 01.01.2019,

час

Парковый ресурс/

индивидуальный ресурс (год достижения индивидуального ресурса), час

1

2

3

4

5

6

1. ООО «Щекинская ГРЭС»

Турбина К-200-130-1

11

1964

200

301530

220000/307160

Турбина К-200-130-1

12

1965

200

63378

220000/- (2046)

Котел 67-СП

14

1956

230

307465

300000/344573

Котел 67-СП

15

1957

230

287956

300000/33584

Котел ПК-33

16

1964

640

301530

200000/325591

Котел ПК-33

17

1965

640

296732

200000/321188

2. Новомосковская ГРЭС ПАО «Квадра»

Турбина Р-14-90/31

4

1976

14 / 40

228462

270000/-

Турбина Р-32-90/13

7

1969

32 / 165

353049

270000/393526

Турбина газовая PG9171E

8

2013

131,75 / 97,4

40728

131400/-

Турбина паровая SST РАС 600

9

2013

55,9

40450

262800/-

Котел БКЗ-220-100

13

1968

220

271007

250000/274000

Котел БКЗ-220-100

14

1969

220

287114

250000/295282

Котел БКЗ-220-100

15

1973

220

142503

300000/-

Котел-утилизатор

Е-186/39-7,5/0,7-515/29 (П-142)

1

2013

92

40728

220000/-

3. Алексинская ТЭЦ ПАО «Квадра»

Турбина Р-12-90/17/7

2

1995

12 / 70

142952

270000/-

Турбина Т-50-90/1,2

3

1948

50 / 80

459177

270000/-

Котел ТП-230-1

3

1948

230

380429

250000/393753

Котел ТП-230-1

4

1949

230

380376

250000/394753

Котел БКЗ-220-100

6

1972

220

209640

300000/-

4. Ефремовская ТЭЦ ПАО «Квадра»

Турбина ПР-25-90/10

4

1964

25 / 84

241950

270000/-

Турбина ПР-25-90/10

5

1965

25 / 84

253724

270000/-

Турбина ПТ-60-90/13

6

1975

60 / 164

277483

270000/285000

Турбина Р-50-130/13

7

1979

50 / 188

150624

220000/-

Котел БКЗ-160-100

8

1964

160

293286

300000/-

Котел БКЗ-160-100

9

1964

160

338913

300000/361212

Котел БКЗ-160-100

10

1965

160

305160

300000/343356

Котел БКЗ-160-100

11

1976

160

245023

300000/-

Котел БКЗ-160-100

12

1976

160

256176

300000/-

Котел БКЗ-320-100

13

1980

320

95717

300000/-

Котел БКЗ-320-100

14

1983

320

93568

300000/-

5. Черепетская ГРЭС АО «Интер РАО - Электрогенерация»

К-225-12,8-4р

8

2014

225

23182

220000/-

К-225-12,8-4р

9

2015

225

17657

220000/-

2.13. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения в Тульской области за 2014-2018 годы

Динамика производства, потребления и структура отпуска тепловой энергии по Тульской энергосистеме с 2014 года представлена в таблице 2.28.

Таблица 2.28. Динамика производства, потребления тепловой энергии по Тульской энергосистеме за 2014-2018 годы, тыс. Гкал

Наименование источника

тепловой энергии

2014

2015

2016

2017

2018

1

2

3

4

5

6

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

1.1. Выработка ТЭ всего, в т.ч.:

2745,1

2578,7

2372,5

2039,5

2138,3

Ефремовская ТЭЦ

1249,0

1217,1

1157,0

975,7

1013,7

Алексинская ТЭЦ

484,5

459,3

500,1

464,9

525,7

Щёкинская ГРЭС

73,8

0,0

0,0

0,0

0,0

Новомосковская ГРЭС

899,1

879,0

683,8

576,2

561,1

Котельные производственные

38,7

23,3

31,6

22,7

37,8

1.2. Потребление ТЭ на собственные нужды

-

14,0

14,3

13,4

13,8

1.3. Отпуск ТЭ «Промышленное производство»

-

1485,3

1200,7

945,7

1020,8

1.4. Отпуск ТЭ «ЖКХ»

-

992,7

1001,2

0,0

0,0

1.5. Отпуск ТЭ «Бюджетные потребители»

-

2,8

3,2

3,6

4,7

1.6. Отпуск ТЭ «Прочие виды экономической деятельности»

-

2,7

2,0

2,2

2,3

1.7. Потери ТЭ

-

145,5

151,2

133,0

123,4

1.8. Отпуск ТЭ «Перепродавцы энергии»

941,7

973,3

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

171,0

183,6

189,7

187,8

122,0

Потребление ТЭ на собственные нужды

1,8

0,9

1,0

1,0

0,9

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

63,9

72,8

74,8

75,4

34,8

Отпуск «ЖКХ»

45,7

43,2

45,5

42,8

41,9

Отпуск «Прочие потребители, потери»

59,6

66,7

68,4

68,6

4,8

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

160,2

125,0

124,1

128,5

139,3

Отпуск ОАО «Энергия – 1»

120,5

110,8

115,8

115,9

115,1

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

39,7

14,2

8,3

12,7

24,2

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

857,1

823,9

770,3

728,1

728,1

Цеха ПАО «Тулачермет» (потребление)

330,2

284,1

296,7

343,4

294,1

Отпуск АО «Тулатеплосеть» (население)

316,3

339,7

311,9

339,7

278,4

Отпуск «Промышленные потребители, потери»

210,7

200,1

161,7

45,0

155,5

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

1220,4

1426,7

984,4

874,8

884,1

Производственные нужды ПАО «Косогорский металлургический завод» (потребление)

941,8

1095,2

746,3

680,0

696,2

Отпуск «Население»

117,1

116,2

115,5

134,8

139,0

Отпуск «Прочие потребители, потери»

161,6

215,3

122,6

60,0

45,9

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

1391,2

1245,1

1311,3

1361,4

1612,2

Производственные нужды ОАО «Щекиноазот» (потребление)

1158,3

1038,9

1092,0

1143,8

1382,6

Отпуск «Население»

187,9

176,7

191,6

187,9

198,0

Отпуск «Прочие потребители, потери»

45,1

29,5

27,6

29,8

28,2

7. Котельные

10949,0

10478,9

7098,1

6787,1

6888,9

Всего объем производства тепловой энергии по Тульскому региону

17494,4

16861,9

12850,4

12107,2

12513,0

Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в Тульской области представлен в таблице 2.29.

Таблица 2.29. Объем потребления тепловой энергии крупными потребителями в Тульской области

Наименование потребителя тепловой энергии

Объем потребления тепловой энергии, тыс. Гкал

2014

2015

2016

2017

2018

1

2

3

4

5

6

АО «НАК «Азот»

1714,0

1739,3

1734,0

1783,0

1801,0

ОАО «Щекиноазот»

1158,3

1038,9

1092,0

1143,8

1382,6

ПАО «Косогорский металлургический завод»

941,8

793,1

746,4

680,0

696,2

ООО «Каргилл»

515,0

540,0

545,0

474,0

485,0

ОАО «Ефремовский завод синтетического каучука»

226,9

205,7

70,5

31,1

38,0

ПАО «Тулачермет»

330,2

284,1

296,7

343,4

294,1

АО «Тульский патронный завод»

221,0

212,0

222,0

205,0

219,0

АО АК «Туламашзавод»

81,4

54,0

53,7

47,9

51,9

АО «Тяжпромарматура»

41,7

37,4

38,5

37,5

39,6

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

45,6

34,0

41,1

39,5

42,7

АО «Полема»

18,3

19,0

21,5

20,4

22,3

2.14. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за 2014-2018 годы

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

Основные показатели энерго- и электроэффективности Тульской области за 2014-2018 годы в соответствии с данными Туластата представлены в таблице 2.30.

Таблица 2.30. Основные показатели энерго- и электроэффективности Тульской области за 2014-2018 годы

Показатель

Ед. изм.

2014

2015

2016

2017

2018

1

2

3

4

5

6

7

1.

Валовой региональный продукт

млрд

руб.

411,1

477,5

518,7

555,9

594,3*

2.

Валовой региональный продукт
(в сопоставимых ценах)

%

105,8

105,6

104,1

103,9

102,6*

3.

Потребление топливно-энергетических ресурсов

тыс. тут

9410,9

9116,0

10976,9

10541,9

сен-

тябрь

2019**

4.

Энергоемкость валового регионального продукта

кг усл.т./ тыс. руб.

22,892

19,091

21,162

18,964

сен-

тябрь

2019**

5.

Общее потребление электроэнергии (по данным системного оператора)

млрд кВт·ч

9869

9838

9965

9851

10023

6.

Потребление электроэнергии без учета расходов на бытовые нужды

млрд кВт·ч

8496

8493

8533

8424

8603

7.

Электроемкость валового регионального продукта

кВт·ч/ тыс. руб.

24,01

20,60

19,21

17,72

16,87*

8.

Численность населения (среднегодовая)

млн чел.

1,518

1,510

1,503

1,496

1,485

9.

Потребление электроэнергии на душу населения

кВт·ч/ чел.

6503

6515

6631

6587

6748

10.

Валовой региональный продукт на душу населения

тыс. руб.

270,9

316,2

344,1

371,7

400,1*

11.

Численность занятых в экономике (среднегодовая)

млн чел.

0,7499

0,7429

0,7315

0,7199

июнь 2019**

12.

Электровооруженность труда в экономике

кВт·ч на одного занятого в эконо-мике

11329

11432

11665

11701

июнь 2019**

* Оценочные данные.

** Срок представления информации.

2.15. Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных генерирующих компаний на территории Тульской области в 2018 году

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

Основным и резервным видами топлива филиала «Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина» АО «Интер РАО – Электрогенерация» является уголь Кузнецкого бассейна марки ДГ («Г» или «Д» – резервное). 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 2.31.

Таблица 2.31. Обеспеченность резервными видами топлива предприятий генерации электрической и тепловой энергии Тульской области

Наименование предприятия генерации электрической и тепловой энергии

Вид основного топлива

Вид резервного топлива

Обеспеченность резервным топливом на 01.01.2019 (план/факт), т

1

2

3

4

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

природный газ

уголь

26000/55253

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

природный газ

уголь

16000/20005

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

природный газ

мазут

7400/10826

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

уголь

уголь

70000/158019

ООО «Щекинская ГРЭС»

природный газ

мазут

12430/13219

Объем и структура топливного баланса энергоисточников Тульской области за 2018 год указаны в таблице 2.32.

Таблица 2.32. Объем и структура топливного баланса энергоисточников Тульской области за 2018 год

Наименование

Газ природный,

тут

Газ доменный,

тут

Газ сбросный, тут

Мазут,

тут

Уголь,

тут

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

778300

-

-

-

-

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

-

-

-

13619

653924

3. ООО «Щекинская ГРЭС»

127371

-

-

0,047

-

4. ПАО «Тулачермет»

209963

304506

-

-

-

5. ОАО «Щекиноазот»

406943

-

60477

-

-

6. ПАО «Косогорский металлургический завод»

73963

91622

-

-

-

Итого

1596540

396128

60477

13619

653924

2.16. Единый топливно-энергетический баланс Тульской области за 2013-2017 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 г. № 600, с использованием официальной статистической информации, представленной Территориальным органом Федеральной службы государственной статистики по Тульской области. Баланс сформирован в единых энергетических единицах – тысячах тонн условного топлива.

Конечное потребление топливно-энергетических ресурсов Тульской области за 2013−2017 годы приведено в таблице 2.33.

Таблица 2.33. Топливно-энергетический баланс Тульской области за период 2013-2017 годов, тыс. тут

Наименование показателя

№ строки баланса

2013

2014

2015

2016

2017

1

2

3

4

5

6

7

Производство энергетических ресурсов

1

0

0

0

0

0

Ввоз

2

12502,9

11802,6

11264,4

11465,8

11033,8

Вывоз

3

-788,4

-694,3

-160,7

-500,5

-503,5

Изменение запасов

4

14,1

2,6

11,4

11,6

11,6

Потребление первичной энергии

5

11728,7

11111,1

11115,2

10976,9

10541,9

Статистическое расхождение

6

-1,7

0,5

-0,5

-0,8

-3,0

Производство электрической энергии

7

-1481,2

-1909,8

-1403,1

-556,0

-896,9

Производство тепловой энергии

8

-1285,7

-747,3

-474,6

-1248,7

-270,5

Теплоэлектростанции

8.1

-428,5

-748,9

906,5

748,1

906,5

Котельные

8.2

-820,0

-24,0

163,8

-707,4

2,3

Электрокотельные и теплоутилизационные установки

8.3

0

0

0

0,0

0,0

Преобразование топлива

9

0

0

0

0

0

Переработка нефти

9.1

0

0

0

0

0

Переработка газа

9.2

0

0

0

0

0

Обогащение угля

9.3

0

0

0

0

0

Собственные нужды

10

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Потери при передаче

11

-541,1

-557,0

-367,1

-516,0

-482,3

Конечное потребление энергетических ресурсов

12

11978,4

12066,2

12430,9

12477,3

12429,2

Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство

13

154,9

167,6

162,0

192,1

190,7

Промышленность

14

4918,4

5239,2

5239,0

4875,5

4719,7

Производство и распределение эл. энергии, газа и воды

14.1

666,1

578,7

419,9

352,3

265,3

Добыча полезных ископаемых

14.2

30,8

39,5

34,8

62,1

64,2

Производство пищевых продуктов, включая напитки и табака

14.3

458,1

404,5

506,2

514,6

514,6

Текстильное и швейное производство

14.4

5,8

4,1

15,5

24,9

24,4

Производство кожи, изделий из кожи и производство обуви

14.5

2,0

1,7

1,3

2,5

2,8

Обработка древесины и производство изделий из дерева

14.6

2,6

1,9

1,9

1,9

2,2

Целлюлозно-бумажное производство, издательская и полиграфическая деятельность

14.7

52,4

45,8

85,4

90,4

88,9

Химическое производство

14.8

1678,2

1768,5

1563,2

1647,0

1633,2

Производство резиновых и пластмассовых изделий

14.9

25,5

12,9

33,2

35,7

37,5

Производство прочих неметаллических минеральных продуктов

14.10

578,1

633,1

534,5

464,1

390,4

Металлургическое производство и производство готовых металлических изделий

14.11

930,9

1119,9

1124,5

1068,7

1068,7

Производство электрооборудования, электронного и оптического оборудования

14.12

42,1

24,1

57,4

64,1

63,6

Производство транспортных средств и оборудования

14.13

17,9

22,5

15,0

22,1

22,1

Производство машин и оборудования

14.14

42,4

29,4

42,6

64,1

54,0

Прочая промышленность

14.15

58,9

13,5

5,2

5,3

51,1

Прочие виды

14.16

339,1

546,0

798,8

456,0

436,8

Строительство

15

45,6

59,5

48,6

48,7

48,6

Транспорт и связь

16

287,1

292,6

212,2

266,3

266,3

Железнодорожный

16.1

123,139

96,552

1,104

1,256

1,256

Трубопроводный

16.2

3,989

0,001

0,000

0,000

0,000

Автомобильный

16.3

3,699

5,276

3,845

3,845

3,845

Прочий

16.4

20,249

62,180

216,569

35,150

35,150

Сфера услуг

17

644,3

320,6

228,4

319,4

463,2

Население

18

2424,3

2596,2

2838,0

2610,1

2575,4

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

19

3503,7

3390,5

3702,8

4165,3

4165,3

Основные направления развития электроэнергетики Тульской области на 2020−2024 годы

3.1. Исходные данные и принятые допущения

Схема и программа выполнена для двух вариантов развития электроэнергетики энергосистемы Тульской области и соответствующих им сценариев развития:

«Базовый» – прогноз потребления электроэнергии и мощности, соответствующий прогнозу электропотребления в рамках проекта схемы и программы развития ЕЭС России на 2019-2025 годы.

«Региональный» – прогноз потребления электроэнергии и мощности, соответствующий прогнозу электропотребления в рамках проекта схемы и программы развития ЕЭС России на 2019-2025 годы и дополненный предложениями субъектов электроэнергетики Тульской области.

При обосновании основных направлений развития электроэнергетики Тульской области в рамках регионального прогноза потребления электроэнергии и мощности учитывались:

статистические данные о фактическом потреблении электрической энергии;

данные о прогнозе максимальных и минимальных объемов потребления мощности;

данные о заявках на технологическое присоединение;

данные, представленные крупными энергоемкими потребителями электрической энергии, присоединенная мощность которых превышает 1 МВт;

информация, подтвержденная органами исполнительной власти Тульской области, об инвестиционных проектах, реализация которых планируется на территории Тульской области;

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

При определении сценария развития региональной электроэнергетики по базовому прогнозу потребления электроэнергии и мощности сроки ввода/вывода генерирующих объектов приняты в соответствии с проектом схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2019−2025 годы, а сроки ввода электросетевых объектов – на основании расчетов электрических режимов.

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

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

Перечень основных, вводимых и реконструируемых энергообъектов, учтённых в расчетных моделях по базовому прогнозу потребления электрической энергии и мощности, приведенный в таблице 3.1, составлен на основании следующих документов:

проект схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2019−2025 годы;

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

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

Наименование объекта

Наименование мероприятия

Характеристики (класс напряжения/ протяженность/

мощность, кВ/км/МВА)

Срок реали-зации

Источник информации

1

2

3

4

5

ПС 220 кВ Тепличная

строительство ПС 220 кВ Тепличная и заходов к ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Тула № 2 с отпайкой на ПС Яснополянская с образованием ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Тепличная и ВЛ 220 кВ Тула - Тепличная с отпайкой на ПС Яснополянская

220 кВ / 2х80 МВА

220 кВ / 0,72 км и 0,69 км

2019

технические условия от 25.04.2017 на ТП энерго-принимающих устройств ООО «ТК «Тульский»

ПС 220 кВ Северная

реконструкция ПС 220 кВ Северная с установкой АТ 220/110 кВ

220 кВ / 200 МВА

2019

проект СиПР ЕЭС России на 2019-2025 гг.

ПС 220 кВ Агрокомплекс*

Строительство ПС 220 кВ Агрокомплекс и ЛЭП 220 кВ Щекинская ГРЭС - Агрокомплекс

220 кВ / 250 МВА

220 кВ / 2 км

2025*

проект СиПР ЕЭС России на 2019-2025 гг.

ПС 110 кВ ГРАНД-ПАРК

строительство ПС 110 кВ ГРАНД-ПАРК и отпаек от ВЛ 110 кВ Космос – Заокская с отпайкой на ПС Яковлево и

ВЛ 110 кВ Протон – Заокская с отпайкой на ПС Яковлево

110 кВ / 2х16 МВА

110 кВ / 2х0,23 км

2019

технические условия от 30.06.2017 на ТП энерго-принимающих устройств ООО «ГРАНД-ПАРК»

ПС 35 кВ Ненашево,

ВЛ 110 кВ Ленинская – Ясногорск

реконструкция ПС 35 кВ Ненашево с переводом на 110 кВ, строительство заходов от ВЛ 110 кВ Ленинская – Ясногорск на ПС 110 кВ Ненашево с образованием ВЛ 110 кВ Ясногорск – Ненашево и ВЛ 110 кВ Ленинская – Ненашево

110 кВ / 2х16 МВА

110 кВ / 2х10,5 км

2019

ПС 35 кВ Хрипково,

ВЛ 35 кВ Хрипково – Ненашево

реконструкция ПС 35 кВ Хрипково с переводом на 110 кВ, реконструкция ВЛ 35 кВ Хрипково – Ненашево с переводом на 110 кВ

110 кВ / 2х10 МВА

110 кВ / 17 км

2019

ВЛ 35 кВ Заокская – Хрипково

Реконструкция ВЛ 35 кВ Заокская – Хрипково с переводом на 110 кВ

110 кВ / 16 км

2019

ПС 110 кВ Заокская

Реконструкция ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Заокская для подключения ВЛ 110 кВ Заокская – Хрипково

-

2019

ПС 110 кВ АО «Тульская региональная корпорация развития государственно-частного партнерства»

строительство ПС 110 кВ АО «Тульская региональная корпорация развития государственно-частного партнерства» и двух ЛЭП 110 кВ Ушатово – ПС 110 кВ АО «Тульская региональная корпорация развития государственно-частного партнерства»

110 кВ / 2х100 МВА

110 кВ / 2х1 км

2019

технические условия от 10.07.2017 на ТП энерго-принимающих устройств АО «Тульская региональная корпорация развития государствен-но-частного партнерства»

ВЛ 110 кВ Глебово – Ушатово

строительство ВЛ 110 кВ Глебово – Ушатово

110 кВ / 59 км

2019

ПС 110 кВ Карбамид

реконструкция ПС 220 кВ Яснополянская (установка двух ячеек 110 кВ), строительство ПС 110 кВ Карбамид и двух КЛ 110 кВ Яснополянская – Карбамид

110 кВ / 2х60 МВА,

2х3

2020

технические условия от 15.08.2017 на ТП энерго-принимающих устройств ОАО «Щекиноазот»

ПС 110 кВ КБП

строительство ПС 110 кВ КБП и двух отпаек от ВЛ 110 кВ Кировская – Металлургическая с отпайкой на ПС Криволучье и ВЛ 110 кВ Щегловская - Глушанки

110 кВ / 2х25 МВА,

110 кВ / 2х2,2 км

2019

технические условия от 12.01.2016 на ТП энерго-принимающих устройств АО «Конструк-торское бюро приборо-

строения им. академика А.Г. Шипунова»

* Срок реализации выходит за рамки схемы и программы развития электроэнергетики Тульской области на 2020-2024 годы, приведен для сведения.

Итоги участия генерирующих объектов электростанций Тульской области в конкурентном отборе мощности (КОМ) на период 2019-2022 годов, данные о генерирующих объектах, мощность которых поставляется в вынужденном режиме (МВР), а также об объектах, в отношении которых заключены договоры о предоставлении мощности (ДПМ), приведены в таблице 3.2.

Таблица 3.2. Текущий статус генерирующих объектов Тульской области на период 2019-2022 годов

Участник

оптового

рынка

Наимено-

вание

электро-станции

Наиме-нование генери-рующе-го объекта

Тип турбины

Основной результат отбора заявки участника КОМ на 2018-2019 годы*

КОМ 2020 года**

КОМ

2021 года***

1

2

3

4

5

6

7

АО «Интер РАО – Электро-генерация»

Черепетская ГРЭС

БЛ-8

К-225-12,8-4Р

ДПМ

ДПМ

ДПМ

АО «Интер РАО – Электро-генерация»

Черепетская ГРЭС

БЛ-9

К-225-12,8-4Р

ДПМ

ДПМ

ДПМ

ООО «Щекинская ГРЭС»

Щекинская ГРЭС

ТГ-11

К-200-130

отобрана

отобрана

отобрана

ООО «Щекинская ГРЭС»

Щекинская ГРЭС

ТГ-12

К-200-130

отобрана

отобрана

отобрана

ПАО «Квадра»

Новомос-ковская ГРЭС

ТГ-4

Р-14-90/31

отобрана

МВР по теплу

отказ от заполне-ния заявки

ПАО «Квадра»

Новомос-ковская ГРЭС

ТГ-7

Р-32-90/13

отобрана

МВР по теплу

отказ от заполне-ния заявки

ПАО «Квадра»

Новомос-ковская ГРЭС

ГТ-8

PG9171E

ДПМ

ДПМ

ДПМ

ПАО «Квадра»

Новомос-ковская ГРЭС

ПТ-9

SST РАС 600

ДПМ

ДПМ

ДПМ

ПАО «Квадра»

Алексин-ская ТЭЦ

ТГ-2

ПР-12-90/15

отобрана

МВР по теплу

отказ от заполне-ния заявки

ПАО «Квадра»

Алексин-ская ТЭЦ

ТГ-3

Т-50-90/1,5

не отобрана

отказ от заполне-ния заявки

отказ от заполне-ния заявки

ПАО «Квадра»

Алексин-ская ТЭЦ

ПГУ-1

-

ДПМ

ДПМ

ДПМ

ПАО «Квадра»

Ефремов-ская ТЭЦ

ТГ-4

ПР-25-90/10

МВР

не отобрана

не отобрана

ПАО «Квадра»

Ефремов-ская ТЭЦ

ТГ-5

ПР-25-90/10

МВР по теплу

МВР по теплу

МВР по теплу

ПАО «Квадра»

Ефремов-ская ТЭЦ

ТГ-6

ПТ-60-90/13

МВР по ЭЭ

МВР по ЭЭ

МВР по ЭЭ

ПАО «Квадра»

Ефремов-ская ТЭЦ

ТГ-7

П-50-130/13

МВР по теплу

МВР по теплу

МВР по теплу

* Указанное в таблице оборудование отнесено к МВР в соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации от 15 октября 2015 г. № 2065-р.

** Указанное в таблице оборудование отнесено к МВР на 2020 год в соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации от 29 июля 2016 г. № 1619-р.

*** Указанное в таблице оборудование отнесено к МВР на 2021 год в соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации от 31 июля 2017 г. № 1646-р.

В таблице 3.3 приведен график набора нагрузки индустриальных парков, крупных промышленных потребителей и объектов нового жилищного строительства на 2019-2024 годы, учитываемый в региональном прогнозе потребления электрической мощности и энергии энергосистемы Тульской области.

Таблица 3.3. График набора нагрузки индустриальных парков, крупных промышленных потребителей и объектов нового жилищного строительства на 2019-2024 годы

Наименование индустриального парка, потребителя (местоположение)

График набора нагрузки по годам нарастающим итогом, МВт

2019

2020

2021

2022

2023

2024

1

2

3

4

5

6

7

Группа 1. Индустриальные парки Тульской области

1.1.

Индустриальный парк «Узловая», ОЭЗ ППТ «Узловая», Тульская обл., Узловский р-н, МО Каменецкое

48,4

88,3

102,3

119,4

121,8

122,5

1.2.

Индустриальный парк «Узловая», ОЭЗ ППТ «Узловая», Тульская обл., Узловский р-н, МО Каменецкое

0

1,0

2,0

50,0

100,0

150,0

1.3.

Территория опережающего социально-экономического развития «Ефремов»

0

0

0

0

50,0

50,0

Итого Группа 1, МВт

48,4

89,3

104,3

169,4

271,8

322,5

Группа 2. Крупные потребители Тульской области

2.1.

ОАО «Щекиноазот», Тульская область, Щекинский р-н,
р.п. Первомайский, ул. Симферопольская, 19

0

40,0

40,0

40,0

40,0

40,0

2.2.

Ефремовский филиал ОАО «Щекиноазот», Тульская область, Ефремовский р-н, Большеполтавский с/о

0

0

0

15,0

15,0

15,0

2.3.

ООО «Тепличный комплекс «Тульский», Щекинский район, МО Ломинцевское, в р-не пос. Рудный

100,0

148,1

148,1

148,1

148,1

148,1

2.4.

ООО «Агрохолдинг «Суворовский», Щекинский р-н,
г. Советск

0

0

54,0

107,9

215,8

215,8

2.5.

ОАО «РЖД», Тульская область, Веневский р-н

0

20,7

20,7

20,7

20,7

20,7

2.6.

ОАО «РЖД», Тульская область, Узловский район

0

22,6

22,6

22,6

22,6

22,6

2.7.

ОАО «РЖД», Тульская область, Воловский район

0

23,3

23,3

23,3

23,3

23,3

2.8.

ОАО «РЖД», Тульская область, Ефремовский район

0

22,8

22,8

22,8

22,8

22,8

2.9.

АО «Конструкторское бюро приборостроения им. академика А.Г. Шипунова», г. Тула,
ул. Щегловская засека, 31

0

21,0

21,0

21,0

21,0

21,0

Итого Группа 2, МВт

100,0

298,6

352,5

421,5

529,3

529,3

Группа 3. Объекты нового жилищного строительства

3.1.

Микрорайон комплексной застройки «Красные Ворота»,
г. Тула, ул. Ключевая, АО «Внешстрой»

0

0,6

1,7

3,0

4,4

6,0

3.2.

Жилой комплекс «Баташевский сад» (г. Тула, Зареченский район)

0,4

0,6

1,0

1,4

1,9

2,1

3.3.

Жилой комплекс «Суворовский» (г. Тула, в районе Восточного обвода)

0

0,6

1,7

3,8

5,9

8,0

3.4.

Жилой комплекс «Петровский квартал», (г. Тула, Привокзальный мкр.)

0,8

1,2

1,6

2,0

2,0

2,0

3.5.

Жилой комплекс «Новая Тула»
(г. Тула, Привокзальный мкр.)

0

0,5

1,5

3,2

5,8

9,3

Итого Группа 3, МВт

1,2

3,6

7,4

13,3

20,0

27,4

Группа 4. Потребители Заокского энергорайона Тульской области

4.1.

ООО «ГРАНД-ПАРК» (электроустановки для электроснабжения базы отдыха, расположенной по адресу: Заокский р-н, д. Волковичи)

0

0

14,2

14,2

14,2

14,2

4.2.

ООО «Промдизайн», Заокский район, б/о «Зеленая роща»

0

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

4.3.

ООО «Промдизайн», Заокский район, б/о «Зеленая роща»

0

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

4.4.

Попкова Н.И.,  Заокский район, 400 м южнее д. Федино, жилой дом

0

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

4.5.

Администрация МО Заокский район, Заокский район, пос. Заокский, проезд с. Чекалина, уч. 41, детский сад

0

0,2

0,2

0,2

0,2

0,2

4.6.

ООО «Фермерский рынок», Заокский р-н, 100 м восточнее
д. Панькино

0

0,0

4,9

4,9

4,9

4,9

4.7.

ООО «Фермерский рынок», Заокский район, 100 метров восточнее д. Панькино, уч. 123

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

4.8.

ООО «Заокское»,  Заокский район, 1050 м севернее пос. Сосновый (электроустановки для электроснабжения пометохранилища)

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

0,3

4.9.

Нагрузки по заявкам на ТП энергопринимающих устройств до 150 кВт (ПС 35 кВ Хрипково)

4,4

4,4

4,4

4,4

4,4

4,4

4.10

Нагрузки по заявкам на ТП энергопринимающих устройств до 150 кВт (ПС 110 кВ Заокская)

17,5

17,5

17,5

17,5

17,5

17,5

4.11.

Нагрузки по заявкам на ТП энергопринимающих устройств до 150 кВт (ПС 110 кВ Яковлево)

3,7

3,7

3,7

3,7

3,7

3,7

4.12.

Нагрузки по заявкам на ТП энергопринимающих устройств до 150 кВт (ПС 35 кВ Ненашево)

4,7

4,7

4,7

4,7

4,7

4,7

Итого Группа 4, МВт

31,2

31,6

50,7

50,7

50,7

50,7

Итого по группам 1-4, МВт

180,7

423,0

515,0

654,9

871,8

930,0

Объемы мощности вновь вводимой нагрузки, учтенные при формировании регионального баланса потребления мощности по энергосистеме Тульской области, представлены в таблице 3.4.

Таблица 3.4. Объемы мощности перспективных потребителей, учтенных в рамках регионального прогноза по энергосистеме Тульской области

Наименование индустриального парка (местоположение, площадь, основной резидент)

Кисп

График набора нагрузки по годам нарастающим итогом, МВт

2019

2020

2021

2022

2023

2024

1

2

3

4

5

6

7

8

Группа 1. Индустриальные парки Тульской области

1.1.

Индустриальный парк «Узловая», ОЭЗ ППТ «Узловая», Тульская обл., Узловский р-н, МО Каменецкое

0

0

0

0

0

0

0

1.2.

Индустриальный парк «Узловая», ОЭЗ ППТ «Узловая», Тульская обл., Узловский р-н, МО Каменецкое

0,56

0

0,6

1,1

28,0

56,0

84,0

1.3.

Территория опережающего социально-экономического развития «Ефремов»

0,56

0

0,0

0,0

0,0

28,0

28,0

Итого Группа 1, МВт

0

0,56

1,12

28,0

84,0

112,0

Группа 2. Крупные потребители Тульской области

2.1.

ОАО «Щекиноазот», Тульская область, Щекинский р-н, р.п. Первомайский, ул. Симферопольская, 19

0

0

0

0

0

0

0

2.2.

Ефремовский филиал ОАО «Щекиноазот», Тульская область, Ефремовский р-н, Большеполтавский с/о

0

0

0

0

0

0

0

2.3.

ООО «Тепличный комплекс «Тульский», Щекинский район, МО Ломинцевское, в р-не
пос. Рудный

0

0

0

0

0

0

0

2.4.

ООО «Агрохолдинг «Суворовский», Щекинский
р-н, г. Советск

1,0

0

0

53,95

107,90

215,76

215,76

2.5.

ОАО «РЖД», Тульская область, Веневский р-н

0,8

0

16,56

16,56

16,56

16,56

16,56

2.6.

ОАО «РЖД», Тульская область, Узловский район

0,8

0

18,11

18,11

18,11

18,11

18,11

2.7.

ОАО «РЖД», Тульская область, Воловский район

0,8

0

18,64

18,64

18,64

18,64

18,64

2.8.

ОАО «РЖД», Тульская область, Ефремовский район

0,8

0

18,24

18,24

18,24

18,24

18,24

2.9.

АО «Конструкторское бюро приборостроения им. академика А.Г. Шипунова», г. Тула, ул. Щегловская засека, 31

0

0

0

0

0

0

0

Итого Группа 2, МВт

0

71,55

125,50

179,45

287,31

287,31

Группа 3. Объекты нового жилищного строительства

3.1.

Микрорайон комплексной застройки «Красные Ворота», г. Тула, ул. Ключевая, АО «Внешстрой»

0,2

0

0,12

0,34

0,60

0,88

1,20

3.2.

Жилой комплекс «Баташевский сад» (г. Тула, Зареченский район)

0,2

0,08

0,13

0,20

0,28

0,38

0,43

3.3.

Жилой комплекс «Суворовский» (г. Тула, в районе Восточного обвода)

0,2

0

0,13

0,34

0,76

1,18

1,60

3.4.

Жилой комплекс «Петровский квартал», (г. Тула, Привокзальный мкр.)

0,2

0,16

0,24

0,31

0,39

0,39

0,39

3.5.

Жилой комплекс «Новая Тула» (г. Тула, Привокзальный мкр.)

0,2

0

0,10

0,29

0,63

1,16

1,86

Итого Группа 3, МВт

0,23

0,71

1,49

2,66

3,99

5,48

Группа 4. Потребители Заокского энергорайона Тульской области

4.1.

ООО «ГРАНД-ПАРК» (электроустановки для электроснабжения базы отдыха, расположенной по адресу: Заокский р-н, д. Волковичи)

0,81

0

0

11,50

11,50

11,50

11,50

4.2.

ООО «Промдизайн», Заокский район, б/о «Зеленая роща»

0,56

0

0,08

0,08

0,08

0,08

0,08

4.3.

ООО «Промдизайн», Заокский район, б/о «Зеленая роща»

0,56

0

0,08

0,08

0,08

0,08

0,08

4.4.

Попкова Н.И., Заокский район, 400 м южнее д. Федино, жилой дом

0,20

0,03

0,03

0,03

0,03

0,03

0,03

4.5.

Администрация МО Заокский район, Заокский район, пос. Заокский, проезд с. Чекалина, уч. 41, детский сад

0,20

0

0,03

0,03

0,03

0,03

0,03

4.6.

ООО «Фермерский рынок», Заокский р-н, 100 м восточнее д. Панькино

0,63

0

0

3,09

3,09

3,09

3,09

4.7.

ООО «Фермерский рынок», Заокский район, 100 метров восточнее д. Панькино, уч. 123

0,54

0,27

0,27

0,27

0,27

0,27

0,27

4.8.

ООО «Заокское», Заокский район, 1050 м севернее пос. Сосновый (электроустановки для электроснабжения пометохранилища)

0,18

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

4.9.

Нагрузки по заявкам на ТП энергопринимающих устройств до 150 кВт (ПС 35 кВ Хрипково)

0,32

1,40

1,40

1,40

1,40

1,40

1,40

4.10

Нагрузки по заявкам на ТП энергопринимающих устройств до 150 кВт (ПС 110 кВ Заокская)

0,36

6,30

6,30

6,30

6,30

6,30

6,30

4.11.

Нагрузки по заявкам на ТП энергопринимающих устройств до 150 кВт (ПС 110 кВ Яковлево)

0,36

1,35

1,35

1,35

1,35

1,35

1,35

4.12.

Нагрузки по заявкам на ТП энергопринимающих устройств до 150 кВт (ПС 35 кВ Ненашево)

0,32

1,49

1,49

1,49

1,49

1,49

1,49

Итого Группа 4, МВт

10,89

11,08

25,67

25,67

25,67

25,67

Итого по группам 1-4, МВт

11,12

83,91

153,78

235,79

400,98

430,47

* Кисп – коэффициент использования показывает с какой долей от заявленной мощности потребитель учтен в региональном прогнозе (Кисп=0 означает, что потребитель уже был учтен ранее при формировании базового прогноза потребления).

3.2. Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность по Тульской области на 2019-2024 годы

Базовый вариант прогноза спроса на электроэнергию и мощность соответствует прогнозу электропотребления в рамках проекта схемы и программы развития ЕЭС России на 2019-2025 годы. По базовому варианту прогнозного спроса потребление электроэнергии по энергосистеме Тульской области к 2024 году оценивается на уровне 11,344 млрд кВт·ч при среднегодовых темпах прироста за прогнозный период 2,1%. Прирост электропотребления в 2024 году относительно 2018 года может составить 13,2%.

Базовый прогноз спроса на электрическую энергию по энергосистеме Тульской области на 2019-2024 годы представлен в таблице 3.5.

Таблица 3.5. Базовый прогноз спроса на электрическую энергию по энергосистеме Тульской области на 2019-2024 годы

Показатель

Факт

Прогноз

Среднегодовой прирост за 2019-2024 годы, %

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

Электропотребление, млрд кВт·ч

10,023

10,080

10,681

11,042

11,243

11,302

11,344

Среднегодовой темп прироста электропотребления, %

-

0,6

6,0

3,4

1,8

0,5

0,4

2,1

Рост электропотребления обусловлен как реализацией инвестиционных проектов крупных предприятий, которые планируются в основном к 2020 году, так и увеличением заявок новых потребителей на технологическое присоединение энергопринимающих устройств к электрическим сетям.

Базовый прогноз спроса на электрическую мощность по энергосистеме Тульской области на 2020-2024 годы с распределением по энергорайонам представлен в таблице 3.6.

Таблица 3.6. Базовый прогноз спроса на электрическую мощность по энергосистеме Тульской области на 2020-2024 годы

Энергорайон

Год/Мощность, МВт

2020

2021

2022

2023

2024

Тульский

629

640

643

645

646

Заокский

86

87

88

88

88

Суворовский

77

78

79

79

79

Люторичи и Бегичево

163

165

166

168

168

Щекинский

318

367

370

375

375

Новомосковский

311

316

319

321

322

Ефремовский

97

98

98

99

99

Общее потребление

(собственный максимум)

1681

1751

1763

1775

1777

Среднегодовой темп прироста, %

6,1

4,2

0,7

0,7

0,1

В таблице 3.7 представлена величина расчетной мощности потребителей, учтенная в базовом прогнозе спроса на электрическую мощность по энергосистеме Тульской области (данная величина получена путем умножения заявленной мощности потребителей на понижающие коэффициенты).

Таблица 3.7. Расчетная мощность потребителей, учтенная в базовом прогнозе спроса на электрическую мощность по энергосистеме Тульской области, МВт

Оценка

Прогноз

Наименование потребителя

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

Расширение действующих предприятий, нарастающим итогом, млн кВт·ч

ПАО «Тулачермет»

443

453

473

563

683

683

683

ОАО «Щекиноазот»

671

694

724

724

771

796

796

Перспективные приросты существующих крупных потребителей в соответствии с договорами на технологическое присоединение, нарастающим итогом, МВт

ПАО «Тулачермет»

-

2,0

10,0

25,0

30,0

30,0

30,0

Ефремовский филиал ОАО «Щекиноазот»

-

4,0

5,0

5,0

10,0

15,0

15,0

Новые перспективные потребители в соответствии с договорами на технологическое присоединение, нарастающим итогом, МВт

АО «Корпорация развития Тульской области»

-

4,3

5,7

6,0

6,9

6,9

6,9

ООО «Тепличный комплекс «Тульский»

-

20,0

100,0

150,0

150,0

150,0

150,0

Анализ исходных данных по заявкам на технологическое присоединение наиболее крупных потребителей показал, что наибольший объем заявленной мощности приходится на Щекинский энергорайон. Суммарный прирост нагрузки в энергосистеме Тульской области к 2024 году относительно 2018 года составит 225 МВт из них:

1) ООО «Тепличный комплекс «Тульский» - 150 МВт;

2) ПАО «Тулачермет» - 30 МВт;

3) прочие потребители - 45 МВт.

Региональный прогноз спроса на электрическую энергию по энергосистеме Тульской области на 2019-2024 годы представлен в таблице 3.8.

Таблица 3.8. Региональный прогноз спроса на электрическую энергию по энергосистеме Тульской области на 2019-2024 годы

Показатель

Прогноз

Среднегодовой прирост

за 2019-2024 годы, %

2019

2020

2021

2022

2023

2024

Электропотребление, млрд кВт·ч

10,145

11,249

12,138

12,736

13,863

14,063

Среднегодовой темп прироста электропотребления, %

2,9

10,9

7,9

4,9

8,9

1,4

6,2

Региональный прогноз спроса на электрическую мощность по энергосистеме Тульской области на 2020-2024 годы с распределением по энергорайонам представлен в таблице 3.9.

Таблица 3.9. Региональный прогноз спроса на электрическую мощность по энергосистеме Тульской области на 2020-2024 годы

Энергорайон

Год/Мощность, МВт

2020

2021

2022

2023

2024

Тульский

627

642

646

649

651

Заокский

95

110

112

113

113

Суворовский

78

79

81

81

81

Люторичи и Бегичево

200

202

203

203

203

Щекинский

318

421

475

589

590

Новомосковский

332

335

365

424

452

Ефремовский

115

116

117

117

117

Общее потребление

(собственный максимум)

1765

1905

1999

2176

2207

Анализ исходных данных по заявкам на технологическое присоединение наиболее крупных потребителей показал, что наибольший объем заявленной мощности приходится на Щекинский энергорайон. Суммарный прирост нагрузки по региональному прогнозу в энергосистеме Тульской области к 2024 году относительно 2018 года составит около 442 МВт.

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 3.10.

Таблица 3.10. Мощность нагрузки крупных потребителей в Тульской энергосистеме

Наименование потребителя

Максимум потребления, МВт

2019

2020

2021

2022

2023

2024

АО «НАК «Азот»

136,0

137,0

137,0

137,0

137,0

136,0

ООО «ТУЛАЧЕРМЕТ-СТАЛЬ»

48,0

55,0

55,0

55,0

55,0

55,0

ОАО «Щекиноазот»

74,5

74,5

74,5

74,5

74,5

74,5

ПАО «Тулачермет»

50,0

70,0

70,0

70,0

70,0

70,0

ООО «Каргилл»

32,0

32,0

34,0

36,0

38,0

38,0

ПАО «Косогорский металлургический завод»

14,8

14,8

14,8

14,8

14,8

14,8

ООО «Проктер энд Гэмбл - Новомосковск»

18,5

18,2

18,2

18,2

18,2

18,2

ОАО «Ефремовский завод синтетического каучука»

11,5

11,5

11,5

11,5

11,5

11,5

АО «Тулатеплосеть»

30,7

30,7

30,7

30,7

30,7

30,7

АО «Тяжпромарматура»

39,0

39,5

39,5

40,0

40,0

40,5

ОАО «Пластик»

8,0

9,0

9,0

9,0

9,0

9,0

АО «Полема»

10,0

10,0

10,0

10,0

10,0

10,0

АО АК «Туламашзавод»

17,5

18,0

18,0

19,0

19,0

19,0

АО «Тульский патронный завод»

6,0

7,5

8,0

8,0

8,2

8,2

ООО «КНАУФ ГИПС НОВОМОСКОВСК»

9,5

9,5

9,5

9,5

9,5

9,5

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

7,2

8,1

8,4

8,4

8,4

8,4

ООО «Тепличный комплекс «Тульский»

100,0

148,1

148,1

148,1

148,1

148,1

При формировании прогноза потребления учитывались такие основные факторы, как рост спроса на электрическую энергию населением области, реализация инвестиционных проектов во всех отраслях экономики, а также строительство жилых и общественных зданий.

3.3. Перспективные балансы производства и потребления электрической энергии и мощности энергосистемы Тульской области на 2019-2024 годы

Перспективный баланс мощности энергосистемы Тульской области на период до 2024 года в соответствии с базовым и региональным прогнозами потребления электроэнергии и мощности представлен в таблице 3.11.

Таблица 3.11. Перспективный баланс мощности энергосистемы Тульской области в соответствии с базовым и региональным прогнозами потребления электроэнергии и мощности на 2019-2024 годы

Показатель

2019

2020

2021

2022

2023

2024

1

2

3

4

5

6

7

Базовый прогноз потребления электроэнергии и мощности

Установленная мощность электростанций, МВт

1605,7

1580,7

1522,7

1522,7

1522,7

1522,7

в том числе по станциям:

Черепетская ГРЭС

450

450

450

450

450

450

Щекинская ГРЭС

400

400

400

400

400

400

Алексинская ТЭЦ

125,5

125,5

113,5

113,5

113,5

113,5

Ефремовская ТЭЦ

160

135

135

135

135

135

Новомосковская ГРЭС

233,65

233,65

187,65

187,65

187,65

187,65

ТЭЦ ПАО «Тулачермет»

101,5

101,5

101,5

101,5

101,5

101,5

ТЭЦ-ПВС ПАО «Косогорский металлургический завод»

24

24

24

24

24

24

Первомайская ТЭЦ филиала ОАО «Щекиноазот»

105

105

105

105

105

105

ТЭЦ Ефремовского филиала ОАО «Щекиноазот»

6

6

6

6

6

6

Потребление мощности, МВт

1584,0

1681,0

1751,0

1763,0

1775,0

1777,0

Выработка электроэнергии, всего, млрд кВт·ч

6,644

6,690

6,439

6,584

6,678

6,591

Электропотребление, млрд кВт·ч

10,080

10,681

11,042

11,243

11,302

11,344

Сальдо перетоков электрической энергии, млрд кВт·ч*

3,436

3,991

4,603

4,659

4,624

4,753

Региональный прогноз потребления электроэнергии и мощности

Установленная мощность

электростанций, МВт

1634,7

1634,7

1547,7

1547,7

1547,7

1577,7

в том числе по станциям:

Черепетская ГРЭС

450

450

450

450

450

450

Щекинская ГРЭС

400

400

400

400

400

430

Алексинская ТЭЦ

154,5

154,5

113,5

113,5

113,5

113,5

Ефремовская ТЭЦ

160

160

160

160

160

160

Новомосковская ГРЭС

233,65

233,65

187,65

187,65

187,65

187,65

ТЭЦ ПАО «Тулачермет»

101,5

101,5

101,5

133,5

133,5

133,5

ТЭЦ-ПВС ПАО «Косогорский металлургический завод»

24

24

24

24

24

24

Первомайская ТЭЦ филиала ОАО «Щекиноазот»

105

105

105

105

105

105

ТЭЦ Ефремовского филиала ОАО «Щекиноазот»

6

6

6

6

6

6

Потребление мощности, МВт

1595,0

1765,0

1905,0

1999,0

2176,0

2207,0

Выработка электроэнергии,

всего, млрд кВт·ч

6,368

6,569

6,702

6,654

6,606

6,606

Электропотребление,

млрд кВт·ч

10,145

11,225

12,114

12,712

13,839

14,039

Сальдо перетоков

электрической энергии,

млрд кВт·ч*

3,777

4,656

5,412

6,058

7,233

7,433

Сведения о производстве электрической энергии по данным генерирующих компаний Тульской области на период до 2024 года, учтенные в рамках регионального прогнозного баланса мощности энергосистемы Тульской области на период до 2024 года, представлены в таблице 3.12.

Таблица 3.12. Производство электрической энергии на 2019-2024 годы по данным генерирующих компаний Тульской области, млн кВт·ч

Наименование

2019

2020

2021

2022

2023

2024

1

2

3

4

5

6

7

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

2,248

2,135

2,317

2,317

2,317

2,317

1.1. Ефремовская ТЭЦ

0,223

0,226

0,234

0,234

0,234

0,234

1.2. Алексинская ТЭЦ существующая часть

0,775

0,886

0,858

0,858

0,858

0,858

1.3. Алексинская ТЭЦ (ПГУ-115)

1,25

1,023

1,225

1,225

1,225

1,225

1.4. Новомосковская ГРЭС существующая часть

0,977

0,977

0,977

0,977

0,977

0,977

1.5.Новомосковская ГРЭС (ПГУ-190)

1,822

1,981

1,932

1,884

1,836

1,836

2. ООО «Щекинская ГРЭС»

0,555

0,71

0,71

0,71

0,71

0,71

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

0,145

0,145

0,145

0,145

0,145

0,145

3.1.ЧГРЭС (существующая часть)

0,621

0,621

0,621

0,621

0,621

0,621

3.2.ЧГРЭС (новые блоки 2x225 МВт)

0,571

0,571

0,571

0,571

0,571

0,571

4. ТЭЦ-ПВС ПАО «Тулачермет»

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

0,05

5. ТЭЦ-ПВС ПАО «Косогорский металлургический завод»

6,368

6,569

6,702

6,654

6,606

6,606

6. Электростанции ОАО «Щекиноазот», всего:

2,248

2,135

2,317

2,317

2,317

2,317

6.1. Первомайская ТЭЦ

0,223

0,226

0,234

0,234

0,234

0,234

6.2. ТЭЦ Ефремовского филиала

0,775

0,886

0,858

0,858

0,858

0,858

Итого производство электрической энергии

1,25

1,023

1,225

1,225

1,225

1,225

3.4. Расчеты электрических режимов сети напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области на 2020-2024 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 2020−2024 годов проведён анализ параметров послеаварийных режимов и сделана оценка их допустимости.

Расчеты электрических режимов сети 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области для нормальной и ремонтных схем, а также послеаварийных режимов в указанных схемах проводились с учетом нормативных возмущений в соответствии с требованиями Методических указаний по устойчивости энергосистем, утвержденных приказом Минэнерго России от 03.08.2018 № 630, для режима зимних максимальных и зимних минимальных нагрузок рабочего дня, режима летних максимальных нагрузок рабочего дня и летних минимальных нагрузок выходного дня на пятилетний период для каждого года и сценариев развития региональной электроэнергетики, соответствующих базовому и региональному прогнозам потребления электроэнергии и мощности.

На основании расчетов электроэнергетических режимов на 2020-2024 года для базового и регионального прогнозов сделаны выводы о мероприятиях, необходимых к реализации для ввода параметров электроэнергетического режима в область допустимых значений.

В расчётных схемах на этапе 2020−2024 годов для сценариев развития электроэнергетики Тульской области, соответствующего базовому и региональному прогнозам потребления электроэнергии и мощности, принят состав генерирующего оборудования электростанций Тульской области, представленный в таблице 3.13.

Таблица 3.13. Загрузка генерирующего оборудования электростанций энергосистемы Тульской области, принятая при расчетах режимов для базового и регионального прогнозов

Параметр

2020

2021-2024

ПЭВТ

ОЗП

ПЭВТ

ОЗП

1

2

3

4

5

Алексинская ТЭЦ

Установленная мощность

125,5

125,5

113,5

113,5

Ограничения всего

6

0

-

-

Располагаемая мощность, в т.ч.

119,5

125,5

113,5

113,5

ТГ-2

6

12

-

-

ПГУ-1

113,5

113,5

113,5

113,5

ТГ-3

-

-

-

-

Новомосковская ГРЭС

Установленная мощность

233,65

233,65

187,65

187,65

Ограничения всего

46

20

-

-

Располагаемая мощность, в т.ч.

187,65

213,65

187,65

187,65

ТГ-4

0

10

-

-

ТГ-7

0

16

-

-

ПГУ-190

187,65

187,65

187,65

187,65

Щекинская ГРЭС

Установленная мощность

400

400

400

400*

Ограничения всего

0

0

0

0

Располагаемая мощность, в т.ч.

400

200

200

400

Блок 1

0

200

0

200*

Блок 2

200

200

200

200

Ефремовская ТЭЦ

Установленная мощность

135

135

135

135

Ограничения всего

66

52,8

66

52,8

Располагаемая мощность, в т.ч.

69

82,2

69

82,2

ТГ-4

-

-

-

-

ТГ-5

0

11,3

0

11,3

ТГ-6

60

60

60

60

ТГ-7

9

10,9

9

10,9

Черепетская ГРЭС

Установленная мощность

450

450

450

450

Ограничения всего

0

0

0

0

Располагаемая мощность, в т.ч.

450

450

450

450

Блок 8

225

225

225

225

Блок 9

225

225

225

225

Первомайская ТЭЦ

Установленная мощность

105

105

105

105

Ограничения всего

26,7

31,7

26,7

31,7

Располагаемая мощность, в т.ч.

78,3

73,3

78,3

73,3

ТГ-1

18,0

17,3

18,0

17,3

ТГ-2

15,0

0

15,0

0

ТГ-3

20,3

16,0

20,3

16,0

ТГ-4

0

15,0

0

15,0

ТГ-5

25

25,0

25

25,0

Электростанции промышленных предприятий

Установленная мощность, в т.ч.

131,5

131,5

131,5

131,5

ТЭЦ ПВС ТЧМ

101,5

101,5

101,5

101,5

ТЭЦ ПВС КМЗ

24,0

24,0

24,0

24,0

ТЭЦ ЕХЗ

6,0

6,0

6,0

6,0

Ограничения всего, в т.ч.

50,9

40,8

50,9

40,8

ТЭЦ ПВС ТЧМ

35,4

32,8

35,4

32,8

ТЭЦ ПВС КМЗ

15,5

8,0

15,5

8,0

ТЭЦ ЕХЗ

0,0

0,0

0,0

0,0

Располагаемая мощность, в т.ч.

80,6

90,7

80,6

90,7

ТЭЦ ПВС ТЧМ, в т.ч.

66,1

68,7

66,1

68,7

ТГ-2

25,0

12,1

25,0

12,1

ТГ-3

4,5

5,0

4,5

5,0

ТГ-4

4,4

6,4

4,4

6,4

ТГ-5

32,2

45,2

32,2

45,2

ТЭЦ ПВС КМЗ, в т.ч.

8,5

16,0

8,5

16,0

ТГ-1

0,0

8,0

0,0

8,0

ТГ-2

8,5

8,0

8,5

8,0

ТЭЦ ЕХЗ, в т.ч.

6,0

6,0

6,0

6,0

ТГ-1

6,0

6,0

6,0

6,0

Тульская область

Установленная мощность

1580,65

1580,65

1522,65

1522,65

Ограничения всего

195,6

145,3

143,6

125,3

Располагаемая мощность

1385,05

1435,35

1379,05

1397,35

* В рамках регионального прогноза на этапе 2024 года суммарная мощность Щекинской ГРЭС будет составлять 430 МВт.

С учётом запланированного роста нагрузок по базовому прогнозу электропотребления и мощности в режимах зимних максимальных/минимальных нагрузок и в режимах летних максимальных/минимальных нагрузок 2020-2024 годов токовых перегрузок электросетевого оборудования не выявлено. Уровни напряжения в сети 110-220 кВ во всех рассматриваемых режимах находятся в диапазоне допустимых значений.

Следует отметить, что по базовому прогнозу потребления электроэнергии и мощности на период 2020-2024 годов для поддержания параметров электроэнергетических режимов в области допустимых значений с учётом ввода новых крупных потребителей по имеющимся ТУ на ТП необходимо обеспечить готовность к несению нагрузки Щекинской ГРЭС в объёме не менее двух блоков (400 МВт) в зимний период и не менее одного блока (200 МВт) в летний период.

С учётом запланированного роста нагрузок по региональному прогнозу электропотребления и мощности в режимах зимних максимальных/минимальных нагрузок и в режимах летних максимальных/минимальных нагрузок 2020-2024 годов выявлены максимальные токовые перегрузки следующего электросетевого оборудования:

1) МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС – Химическая на ПС 220 кВ Химическая (токовая загрузка составляет 126% от длительно допустимого тока (1000 А);

2) МВ ВЛ 220 кВ Северная – Химическая на ПС 220 кВ Химическая (токовая загрузка составляет 114% от длительно допустимого тока (1000 А);

3) ВЛ 110 кВ Ушаково-Люторичи (токовая загрузка составляет 114% от длительно допустимого тока (380 А);

4) ВЛ 110 кВ Ушаково-Бегичево (токовая загрузка составляет 114% от длительно допустимого тока (380 А);

5) АТ-1 ПС 220 кВ Северная (токовая загрузка составляет 105% от длительно допустимого тока (503 А);

6) АТ-2 ПС 220 кВ Северная (токовая загрузка составляет 106% от длительно допустимого тока (452 А).

Вышеуказанные токовые перегрузки оборудования по региональному прогнозу на период 2020-2024 выявлены при загрузке по активной генерации Щекинской ГРЭС в зимний период равной двум блокам (400 МВт), в летний период – один блок (200 МВт).

Анализ токовых загрузок электрической сети энергосистемы Тульской области в рамках регионального прогноза потребления электроэнергии и мощности приведен в таблицах 3.14.

Таблица 3.14. Анализ перегрузок электрической сети энергосистемы Тульской области по региональному прогнозу потребления электроэнергии и мощности

Региональный прогноз потребления электроэнергии и мощности

Зимний максимум нагрузок

Перегружаемый элемент

Схемы сети

Отключаемые элементы сети

Загрузка, %/год

2020

2021

2022

2023

2024

1

2

3

4

5

6

7

8

1.

МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС – Химическая на ПС 220 кВ Химическая

Нормальная

-

2 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Бегичево

-

-

-

111

113

Нормальная

-

1 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Ленинская

-

-

-

110

113

Нормальная

-

2 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Люторичи

-

-

-

112

114

Нормальная

-

2 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Тула

-

-

-

118

121

Нормальная

-

ВЛ 220 кВ Бегичево-Люторичи

-

-

-

111

114

Нормальная

-

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

-

-

-

120

126

Нормальная

-

АТ-1 ПС 220 кВ Химическая

-

-

-

109

111

Нормальная

-

ВЛ 220 кВ Алексинская ТЭЦ-Ленинская

-

-

-

110

113

Нормальная

-

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС-Тула

-

-

-

109

112

Нормальная

-

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

-

-

-

110

113

Нормальная

-

ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС-Гипсовая

-

-

-

110

112

Нормальная

-

ВЛ 220 кВ Люторичи-Гипсовая

-

-

-

108

110

Нормальная

-

ВЛ 110 кВ Протон - Заокская с отпайками (участок от отп. на Гранд-парк до ПС Протон)

-

-

-

-

101

2.

МВ ВЛ 220 кВ Северная-Химическая на ПС 220 кВ Химическая

Нормальная

-

2 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Тула

-

-

-

107

109

Нормальная

-

ВЛ 220 кВ Бегичево-Люторичи

-

-

-

-

102

Нормальная

-

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

-

-

-

109

114

Нормальная

-

ВЛ 220 кВ Алексинская ТЭЦ-Ленинская

-

-

-

-

101

Нормальная

-

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

-

-

-

-

102

Нормальная

-

ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС-Гипсовая

-

-

-

-

101

Летний максимум нагрузок

3.

МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС – Химическая на ПС 220 кВ Химическая

Ремонтная

ВЛ 220 кВ Алексинская ТЭЦ-Ленинская

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС-Тула

-

-

-

-

105

Ремонтная

ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС-Северная №2 с отпайкой на блок 2 (уч. от отп. на блок 2 до ПС Северная)

-

-

-

102

106

Ремонтная

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

ВЛ 220 кВ Бегичево-Люторичи

-

-

-

103

107

Ремонтная

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС-Тула

-

-

-

-

105

Ремонтная

АТ-1 ПС 220 кВ Химическая

-

-

-

103

107

Ремонтная

ВЛ 220 кВ Люторичи-Гипсовая

-

-

-

-

102

Ремонтная

ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС-Гипсовая

-

-

-

-

103

4.

ВЛ 110 кВ Ушаково-Люторичи

Ремонтная

ВЛ 220 кВ Северная-Химическая

ВЛ 220 кВ Бегичево-Люторичи

-

-

-

104

108

Ремонтная

ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС-Химическая

ВЛ 220 кВ Бегичево-Люторичи

-

-

101

111

114

5.

ВЛ 110 кВ Ушаково-Бегичево

Ремонтная

ВЛ 220 кВ Северная-Химическая

ВЛ 220 кВ Бегичево-Люторичи

-

-

-

-

104

Ремонтная

ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС-Химическая

ВЛ 220 кВ Бегичево-Люторичи

-

-

-

107

110

6.

АТ-1 ПС 220 кВ Северная

Ремонтная

АТ-2 ПС 220 кВ Северная

АТ-3 ПС 220 кВ Северная

-

-

-

-

105

7.

АТ-2 ПС 220 кВ Северная

Ремонтная

АТ-1 ПС 220 кВ Северная

АТ-3 ПС 220 кВ Северная

-

-

-

-

106

3.5. Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ и выше на территории Тульской области на период до 2024 года

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

3.5.1. Анализ развития электрических сетей напряжением 110 кВ и выше на территории Тульской области на период до 2024 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 трем транзитным, а именно ВЛ 110 кВ Звезда – Волово с отпайкой на ПС Турдей, ВЛ 110 кВ Звезда – Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Волово – Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк.

Возможности развития энергорайона зависят от пропускной способности сети 110 кВ и уровня генерации на Ефремовской ТЭЦ.

Установленная электрическая мощность Ефремовской ТЭЦ на 01.01.2019 составляет 160 МВт.

Результаты расчётов электроэнергетических режимов показали, что на этапе 2020-2024 годов с учетом работы турбоагрегатов ст. №№ 5, 6 и 7 ПП «Ефремовская ТЭЦ» филиала ПАО «Квадра» «Центральная генерация» параметры послеаварийных режимов находятся в области допустимых значений.

Самой тяжелой ситуацией для Ефремовского энергоузла является аварийное отключение 1 СШ 110 кВ на ПС 220 кВ Звезда и ремонт ВЛ 110 кВ Звезда – Волово с отпайкой на ПС Турдей в режиме летнего максимума нагрузки 2024 года.

При анализе установившихся режимов Ефремовского энергорайона энергосистемы Тульской области, соответствующих базовому прогнозу потребления на этапах 2020-2024 годов, токовых перегрузок электросетевого оборудования, возникающих после аварийных возмущений в сети 110-220 кВ в нормальной и ремонтных схемах сети в режимах зимних максимальных/минимальных и летних максимальных/минимальных нагрузок, не выявлено. Уровни напряжения в узлах сети 110-220 кВ находятся в диапазоне допустимых значений.

Из анализа результатов расчета электроэнергетических режимов следует, что для обеспечения электроснабжения потребителей энергорайона необходимо, чтобы на Ефремовской ТЭЦ находился в работе ТГ-6 (60 МВт).

Тульский энергорайон

В настоящее время Тульский энергорайон включает три центра питания 220 кВ: ПС 220 кВ Тула (2х250 МВА), ПС 220 кВ Ленинская (2х200 МВА), ПС 220 кВ Металлургическая (2х125 МВА).

Рост нагрузки обусловлен реализацией инвестиционных проектов крупных предприятий, которые планируются на перспективу до 2024 года, а также увеличением электропотребления в соответствии с заявками потребителей на технологическое присоединение энергопринимающих устройств к электрическим сетям.

В соответствии с утвержденными техническими условиями помимо жилищного строительства планируется подключение нагрузки крупного промышленного предприятия АО «Конструкторское бюро приборостроения им. академика А.Г. Шипунова» (21 МВт). Одним из самых крупных потребителей энергорайона является ООО «Тулачермет-Сталь» (70 МВт).

ПС 220 кВ Металлургическая расположена в Ленинском районе (д. Большая Еловая). Автотрансформаторы АТ-1 и АТ-2 типа АТДЦТН 125000/220/110/10 введены в эксплуатацию в 1981 году и в 1982 году соответственно. В настоящее время схема РУ 220 кВ ПС 220 кВ Металлургическая не соответствует типовым решениям, поскольку ВЛ 220 кВ подключены к шинам через выключатели, а автотрансформаторы через отделители (в схеме № 220-9 все присоединения, включая АТ, должны подключаться через свой выключатель). Выключатели в РУ 220 кВ ПС 220 кВ Металлургическая (кроме выключателей ВЛ 220 кВ Металлургическая – Сталь 1, 2) масляные и введены в эксплуатацию в 1981 году с продлением срока службы до 2020 года. В связи с этим целесообразна реконструкция РУ 220 кВ ПС 220 кВ Металлургическая с целью модернизации. Рекомендуется РУ 220 кВ выполнить по схеме № 220-7 (четырехугольник) с дополнительными выключателями от систем шин в сторону ПС 220 кВ Сталь. Таким образом, с учетом реконструкции отключение автотрансформаторов в РУ 220 кВ будет осуществляться выключателями, а не отделителями.

При анализе установившихся режимов Тульского энергорайона энергосистемы Тульской области, соответствующих базовому прогнозу потребления на этапах 2020-2024 годов, токовых перегрузок электросетевого оборудования, возникающих после аварийных возмущений в сети 110-220 кВ в нормальной и ремонтных схемах сети в режимах зимних максимальных/минимальных и летних максимальных/минимальных нагрузок, не выявлено. Уровни напряжения в узлах сети 110-220 кВ находятся в диапазоне допустимых значений.

Щекинский и Новомосковский энергорайоны

Щекинский энергорайон расположен в центре Тульской области, южнее г. Тула.

Источниками генерации Щекинского энергорайона являются Щекинская ГРЭС (400 МВт), Первомайская ТЭЦ (105 МВт). Центром питания 220 кВ является ПС 220 кВ Яснополянская.

Основной потребитель, осуществляющий свою деятельность на территории Щекинского энергорайона - ОАО «Щёкиноазот», который является коммерческой компанией, представляющей интересы крупных химических предприятий России, специализирующихся на производстве продуктов основной промышленной химии, инженерных пластиков, синтетических нитей, специальных продуктов в области химии – для нефте- и газодобычи, транспортировки и переработки, автомобилестроения, электронной, фармацевтической, агрохимической, целлюлозно-бумажной промышленности, водоочистки, изготовления текстиля, строительных материалов, индустриальных и потребительских продуктов.

В настоящее время центрами питания крупных промышленных потребителей в Новомосковском энергорайоне являются ПС 220 кВ Химическая и ПС 220 кВ Северная. Наиболее крупным потребителем в Новомосковском энергорайоне является АО «НАК Азот».

Были проведены расчеты установившихся электроэнергетических режимов сети 110 кВ и выше в Щекинском и Новомосковском энергорайонах энергосистемы Тульской области, соответствующих базовому прогнозу потребления на период 2020-2024 годов. Расчеты выполнены для нормальной и ремонтных схем с учетом нормативных возмущений для режимов зимних максимальных/минимальных и летних максимальных/минимальных нагрузок.

При анализе установившихся режимов Щекинского и Новомосковского энергорайонов энергосистемы Тульской области, соответствующих базовому прогнозу потребления на этапах 2020-2024 годов, токовых перегрузок электросетевого оборудования, возникающих после аварийных возмущений в сети 110-220 кВ в нормальной и ремонтных схемах сети, не выявлено. Уровни напряжения в узлах сети 110-220 кВ находятся в диапазоне допустимых значений.

Анализ электроэнергетических режимов по базовому прогнозу на период 2020-2024 годов показал, что для поддержания параметров электроэнергетических режимов в области допустимых значений с учётом ввода новых крупных потребителей по имеющимся ТУ на ТП необходимо обеспечить готовность к несению нагрузки Щекинской ГРЭС в объёме не менее двух блоков (400 МВт) в зимний период и не менее одного блока (200 МВт) в летний период.

Заокский энергорайон

В настоящее время электроснабжение Заокского энергорайона осуществляется от Алексинской ТЭЦ (Тульская энергосистема), ПС 220 кВ Шипово (Тульская энергосистема) и ПС 220 кВ Протон (Калужская энергосистема).

По данным филиала ПАО «Квадра» – «Центральная генерация» на 01.03.2019 на Алексинской ТЭЦ в работе находятся ТГ-2 установленной мощностью 12 МВт, ТГ-3 установленной мощностью 50 МВт и ПГУ-115 установленной мощностью 113,5 МВт.

Максимальная загрузка АТ-2 на ПС 220 кВ Шипово за зимний день (28.12.2018) составляла 75,7 МВА (61%), за летний день (25.05.2018) – 79,3 МВА (63%).

На ПС 220 кВ Протон установлены АТ-1,2 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА каждый, введенные в эксплуатацию в 1998 году.

В таблице 3.15 приведена загрузка АТ-1 и АТ-2 на ПС 220 кВ Протон в дни контрольного замера за 2013-2017 годы.

Таблица 3.15. Загрузка АТ-1 и АТ-2 на ПС 220 кВ Протон
в дни контрольного замера за 2013-2017 годы

Контрольный день замера

Величина загрузки АТ-1 на ПС 220 кВ Протон

Величина загрузки АТ-2 на ПС 220 кВ Протон

S, МВА

Р, МВт

Q, Мвар

%

S, МВА

Р, МВт

Q, Мвар

%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Лето мак-симум нагруз-ки

19.06.2013

55

54,5

8,1

44

отключен

18.06.2014

17,9

17,7

2,5

14

17,9

17,7

2,5

14

17.06.2015

56,2

55,7

7,7

45

отключен

15.06.2016

18,6

17,6

6,2

15

18,6

17,6

6,2

15

21.06.2017

39,4

38,8

6,6

31

36,7

36,1

6,8

29

Зима мак-симум нагруз-ки

18.12.2013

20,2

19,5

5,2

16

20,2

19,5

5,2

16

17.12.2014

19,3

19,2

1,7

15

19,3

19,2

1,7

15

16.12.2015

29,7

29,6

2,6

24

29,7

29,6

2,6

24

21.12.2016

25,6

25,4

3,2

20

25,6

25,4

3,2

20

20.12.2017

32,3

32,0

4,6

26

31,9

31,5

5,0

26

Анализ данных таблицы 3.15 показал, что загрузка АТ-1 и АТ-2 на ПС 220 кВ Протон в режимные дни зимних замеров составляла не более 26% от установленной мощности АТ. В летние дни контрольных замеров при работе двух АТ 220/110 кВ загрузка АТ-1 и АТ-2 составляла не более 30% от установленной мощности АТ.

Сценарий прогнозного электропотребления Тульской области c выделением нагрузки по Заокскому району на 2020-2024 годы для базового варианта прогноза потребления электроэнергии и мощности представлен в таблице 3.16.

Таблица 3.16. Прогноз спроса на электрическую энергию и потребления мощности по Тульской области с выделением Заокского энергорайона. Базовый прогноз

Наименование показателя

2020

2021

2022

2023

2024

Максимум нагрузки энергосистемы Тульской области, МВт

1681

1751

1763

1775

1777

Потребление мощности Заокского энергорайона, МВт

86

87

88

88

88

Электропотребление энергосистемы Тульской области, млрд кВтч

10,681

11,042

11,243

11,302

11,344

С целью выявления возможного возникновения токовых перегрузок элементов электрической сети и отклонений уровней напряжения на шинах подстанций от допустимых значений были выполнены расчеты установившихся режимов в нормальной и ремонтных схемах сети с учетом нормативных возмущений.

В расчётах принята загрузка Алексинской ТЭЦ в соответствии с данными таблицы 3.17.

Таблица 3.17. Нагрузка Алексинской ТЭЦ, МВт

Электростанция

Номер блока

2020 год

2021-2024 годы

Зима

Лето

Зима

Лето

Алексинская ТЭЦ

ТГ-2

6

12

0

0

ПГУ

113,5

113,5

113,5

113,5

Всего по станции

119,5

125,5

113,5

113,5

Анализ результатов расчетов электроэнергетических режимов сети 110 кВ и выше в Заокском энергорайоне энергосистемы Тульской области в период 2020-2024 годов токовых перегрузок электросетевого оборудования не выявил. Уровни напряжения в узлах сети 110-220 кВ находятся в диапазоне допустимых значений.

Суммарные сведения об объемах технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей в соответствии с реализованными и действующими договорами на технологическое присоединение (ДТП) максимальной мощностью 5 МВт и менее в Заокском энергорайоне представлены в таблице 3.18.

Таблица 3.18. Объем нагрузки на технологическое присоединение и резервы мощности в Заокском энергорайоне, МВт

Наименование подстанции

Установленная мощность, МВА

Допустимая мощность ПС (N-1)

Действующие ДТП на 01.01.2019

Присоединенная мощность потребителей с начала 2018 г.

Резерв мощности для ТП с учётом ДТП*

ПС 110 кВ Заокская

2х16

16,8

31,889

19,239

-6,527

ПС 110 кВ Яковлево

2х10

10,5

15,362

3,291

-0,265

ПС 35 кВ Ненашево

4+10

4,2

8,186

3,367

0,061

ПС 35 кВ Хрипково

2х2,5

2,625

5,026

0,965

-0,621

* Знак минус означает недостаточную пропускную способность.

В рамках процедуры технологического присоединения ООО «ГРАНД-ПАРК» и ООО «Фермерский рынок» предусмотрены следующие мероприятия по реконструкции сети 35-110 кВ Заокского энергорайона:

1) строительство ПС 110 кВ ГРАНД-ПАРК (2х16 МВА) и отпаек от  ВЛ 110 кВ Космос – Заокская с отпайкой на ПС Яковлево и ВЛ 110 кВ Протон – Заокская с отпайкой на ПС Яковлево (2х0,23 км);

2) реконструкция ПС 35 кВ Ненашево с переводом питания на 110 кВ и с заменой двух трансформаторов 4 МВА и 10 МВА на два трансформатора 2х16 МВА;

3) строительство заходов от ВЛ 110 кВ Ленинская – Ясногорск на  ПС 110 кВ Ненашево (2х10,5 км) с образованием ВЛ 110 кВ Ясногорск – Ненашево и ВЛ 110 кВ Ленинская – Ненашево;

4) реконструкция ПС 35 кВ Хрипково с переводом питания на 110 кВ и с заменой двух трансформаторов 2х2,5 МВА на два трансформатора 2х10 МВА;

5) реконструкция ВЛ 35 кВ Хрипково – Ненашево с переводом на 110 кВ (17 км);

6) реконструкция ВЛ 35 кВ Заокская – Хрипково с переводом на 110 кВ (16 км);

7) реконструкция ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Заокская для подключения ВЛ 110 кВ Заокская – Хрипково.

Возможна реализация первоначально строительства отпайки ВЛ 110 кВ Ленинская – Ясногорск до ПС 110 кВ Заокская параллельно ВЛ 35 кВ Хрипково – Ненашево и ВЛ 35 кВ Заокская – Хрипково.

Сроки реализации вышеуказанных мероприятий могут корректироваться с учётом результатов разработки проектной документации и динамики реального прироста нагрузки потребителей в Заокском энергорайоне.

Участок схемы электрической сети 35-110 кВ Заокского энергорайона после реконструкции представлен на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1. Участок сети 35-110 кВ Заокского энергорайона после реконструкции

Анализ установившихся режимов Заокского энергорайона энергосистемы Тульской области, соответствующих базовому прогнозу потребления на этапах 2020-2024 годов, токовых перегрузок электросетевого оборудования, возникающих после аварийных возмущений в сети 110-220 кВ в нормальной и ремонтных схемах сети в режимах зимних максимальных/минимальных и летних максимальных/минимальных нагрузок с учетом сооружения транзитной ЛЭП 110 кВ Ленинская-Ненашево-Заокская, не выявил. Уровни напряжения в узлах сети 110-220 кВ находятся в диапазоне допустимых значений.

В энергорайоне фактически отсутствует резерв свободной трансформаторной мощности для присоединения новых потребителей. Рекомендуется реконструкция ПС 110 кВ Заокская, ПС 35 кВ Ненашево и ПС 35 кВ Хрипково с увеличением трансформаторной мощности.

Суворовский энергорайон

На территории Суворовского энергорайона Тульской области расположены два монопрофильных муниципальных образования (моногорода) - Белев и Суворов.

Особую роль в обеспечении реализации государственных программ Тульской области, направленных на привлечение инвесторов в моногорода Суворов и Белев, играет наличие возможностей технологического присоединения энергопринимающих устройств новых потребителей и обеспечения надежности их электроснабжения.

В связи с выводом из эксплуатации ОРУ 110 кВ Черепетской ГРЭС в Суворовском энергорайоне потерян центр питания 220 кВ. При этом образован протяженный транзит по сети 110 кВ из Калужской энергосистемы в Щекинский энергорайон Тульской энергосистемы. В случае потери электрической связи 110 кВ со стороны Калужской энергосистемы, единственным центром электроснабжения потребителей Суворовского энергорайона является Первомайская ТЭЦ (Щекинский энергорайон), которая связана с Суворовским энергорайоном протяженным транзитом 110 кВ.

В настоящее время выданы технические условия на технологическое присоединение энергопринимающих устройств АО «Тульская региональная корпорация развития государственно-частного партнерства» с максимальной мощностью 70 МВт (ТУ от 10.07.2017). В соответствии с данными ТУ должны быть выполнены следующие мероприятия:

1) строительство ПС 110 кВ АО «Тульская региональная корпорация развития государственно-частного партнерства» и двух ВЛ 110 кВ Ушатово – ПС 110 кВ АО «Тульская региональная корпорация развития государственно-частного партнерства»;

2) строительство ВЛ 110 кВ Глебово – Ушатово.

Сооружение ВЛ 110 кВ Глебово – Ушатово позволит повысить надежность электроснабжения потребителей Суворовского энергорайона в связи с выводом из работы ОРУ 110 кВ Черепетской ГРЭС и обеспечит возможность технологического присоединения новых потребителей.

Учитывая объемы предполагаемого электросетевого строительства, по данным филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья», сроки сооружения ВЛ 110 кВ Глебово – Ушатово протяженностью 59 км составят 2021-2024 годы при выполнении ПИР в 2019 году.

Расчеты пропускной способности Суворовского энергорайона проводились методом утяжеления с контролем токовой загрузки ВЛ. Утяжеление производилось на ПС 110 кВ Ушатово с учетом сооружения ВЛ 110 кВ Глебово – Ушатово.

Пропускные способности транзита 110 кВ были определены в режимах летнего максимума нагрузок для послеаварийных режимов (в схеме с отключением двух элементов сети). Резерв пропускной способности сети 110 кВ Суворовского энергорайона составит порядка 50 МВт.

Участок схемы электрической сети 110 кВ Суворовского энергорайона после реконструкции представлен на рисунке 3.2.

Рисунок 3.2. Участок сети 110 кВ Суворовского энергорайона после реконструкции

При анализе установившихся режимов Суворовского энергорайона энергосистемы Тульской области, соответствующих базовому прогнозу потребления на этапах 2020-2024 годов, токовых перегрузок электросетевого оборудования, возникающих после аварийных возмущений в сети 110-220 кВ в нормальной и ремонтных схемах сети в режимах зимних максимальных/минимальных и летних максимальных/минимальных нагрузок, не выявлено. Уровни напряжения в узлах сети 110-220 кВ находятся в диапазоне допустимых значений.

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

По состоянию на 01.01.2019 на ПС 110 кВ Заокская, ПС 110 кВ Средняя, ПС 110 кВ Яковлево и ПС 110 кВ Пролетарская отсутствует текущий резерв мощности, свободной для технологического присоединения энергопринимающих устройств новых потребителей. Данные объекты рекомендуются для включения в инвестиционную программу ПАО «МРСК Центра и Приволжья» как объекты первой очереди.

На ПС 110 кВ Заокская установлены два трансформатора мощностью 16 МВА каждый. Максимальная загрузка подстанции, зафиксированная в режимный день в период 2016-2018 годов, составляет 23,43 МВА. Выявлена недостаточная пропускная способность трансформаторов в послеаварийных и ремонтных схемах на 01.01.2019 в объёме 6,53 МВА. Суммарный объём нагрузки по договорам на ТП на 01.01.2019 составляет 31,89 МВА. Возможность осуществить перераспределение нагрузки по сети 6-35 кВ отсутствует. С учетом отсутствия свободной мощности в прилегающей сети 110 кВ рекомендуется реконструкция ПС 110 кВ Заокская с заменых силовых трансформаторов 2х16 МВА на 2х40 МВА.

На ПС 110 кВ Средняя установлены трансформаторы мощностью 10 и 16 МВА. Максимальная нагрузка, зафиксированная в режимный день в период 2016-2018 годов, составила 11,63 МВА. Выявлена недостаточная пропускная способность трансформаторов в послеаварийных и ремонтных схемах на 01.01.2019 в объёме 1,36 МВА. Возможность осуществить перераспределение нагрузки по сети 6-35 кВ отсутствует. Рекомендуется реконструкция ПС 110 кВ Средняя с увеличением трансформаторной мощности – заменой Т-2 с 10 МВА на 16 МВА.

На ПС 110 кВ Яковлево установлены два трансформатора мощностью 10 МВА каждый. Максимальная загрузка подстанции, зафиксированная в режимный день в период 2016-2018 годов, составляет 5,3 МВА. Выявлена недостаточная пропускная способность трансформаторов в послеаварийных и ремонтных схемах на 01.01.2019 в объёме 0,27 МВА. Суммарный объём нагрузки по договорам на ТП на 01.01.2019 составляет 15,36 МВА. Возможность осуществить перераспределение нагрузки по сети 6-35 кВ отсутствует. С учетом отсутствия свободной мощности в прилегающей сети 110 кВ рекомендуется реконструкция ПС 110 кВ Яковлево с заменой силовых трансформаторов с 2х10 МВА на 2х16 МВА.

На ПС 110 кВ Пролетарская установлены два трансформатора мощностью 25 МВА каждый. Максимальная загрузка подстанции, зафиксированная в режимный день в период 2016-2018 годов, составляет 26,27 МВА. Выявлена недостаточная пропускная способность трансформаторов в послеаварийных и ремонтных схемах на 01.01.2019 в объёме 0,31 МВА. Возможность осуществить перераспределение нагрузки по сети 6-35 кВ отсутствует. С учетом этого рекомендуется реконструкция  ПС 110 кВ Пролетарская с заменой силовых трансформаторов с 2х25 МВА на 2х32 МВА.

С учетом действующих договоров на технологическое присоединение новых потребителей, по информации собственника, на 01.01.2019 резерв менее 5 МВт наблюдается на объектах 110 кВ:

1)              ПС 110 кВ Подземгаз;

2)              ПС 110 кВ Дубна;

3)              ПС 110 кВ Рудаково;

4)              ПС 110 кВ Ушатово;

5)              ПС 110 кВ Криволучье;

6)              ПС 110 кВ Болоховская;

7)              ПС 110 кВ Мордвес;

8)              ПС 110 кВ Пушкинская;

9)              ПС 110 кВ Глушанки;

10)              ПС 110 кВ Обидимо.

Данные подстанции рекомендуются для планирования по включению в соответствующую инвестиционную программу филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» как объекты второй очереди.

В зону риска ПС 110 кВ с возможной перспективной недостаточной пропускной способностью трансформаторов в послеаварийных и ремонтных схемах попадают следующие объекты 110 кВ:

1)              ПС 110 кВ Щегловская;

2)              ПС 110 кВ Медвенка.

Увеличение трансформаторной мощности на вышеуказанных объектах рекомендуется проводить с учётом:

1) мониторинга фактической загрузки оборудования и динамики реализации договоров на технологическое присоединение;

2) анализа возможности перевода электроснабжения потребителей (части потребителей) на другие центры питания, учитывая возможность резервирования по электрическим сетям 6-35 кВ.

При невозможности расширения существующих подстанций с целью разгрузки трансформаторов целесообразно выполнить сооружение нового центра питания с перераспределением на него нагрузок по сети 6-10 кВ либо осуществить перераспределение нагрузок по сети 6-10 кВ на существующие менее загруженные центры питания.

Мероприятия по реконструкции электросетевых объектов, имеющих значительный физический износ

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

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

ВЛ 110 кВ Обидимо – Октябрьская с отпайкой на ПС Привокзальная обеспечивает электроснабжение потребителей Зареченского и Привокзального районов г. Тулы, в том числе и социально значимые объекты. Данная ВЛ 110 кВ находится в эксплуатации с 1938 года и не отвечает требованиям действующих норм и правил. Часть линии выполнена на деревянных опорах. По данным технического освидетельствования, проведенного комиссией производственного отделения «Тульские электрические сети» филиала «Тулэнерго» в 2007 году, деревянные опоры имеют износ 85%. Коэффициент дефектности опор (КДО) составляет 85%. Коэффициент дефективности провода (КДП) – 90%. Бухгалтерский износ составляет 91%. Данная ЛЭП находится в неудовлетворительном техническом состоянии, в связи с чем необходима реконструкция ЛЭП с заменой опор и провода (без увеличения сечения) с целью выполнения требований «Типовой инструкции по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 35 - 800 кВ (РД 34.20.504-94)»;

2) реконструкция ВЛ 110 кВ Пятницкая – Ясногорск.

ВЛ 110 кВ Пятницкая – Ясногорск обеспечивает электроснабжение потребителей Ясногорского района Тульской области, в том числе социально значимых объектов. ВЛ 110 кВ Пятницкая-Ясногорск после реконструкции в эксплуатации с 1996 года. КДО составляет 35%, КДП – 40%. Бухгалтерский износ ВЛ 110 кВ Пятницкая – Ясногорск составляет 46,89%. Данная ЛЭП находится в неудовлетворительном техническом состоянии, в связи с чем необходима реконструкция ЛЭП с заменой опор и провода (без увеличения сечения) с целью выполнения требований «Типовой инструкции по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 35 - 800 кВ (РД 34.20.504-94)»;

3) реконструкция ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС – Плавск с отпайкой на ПС Смычка, ВЛ 110 кВ Плавск – Лазарево с отпайкой на ПС Смычка, ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС – Лазарево (вторая очередь).

ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС – Плавск с отпайкой на ПС Смычка, ВЛ 110 кВ Плавск – Лазарево с отпайкой на ПС Смычка, ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС – Лазарево находятся в эксплуатации с 1957 года и обеспечивают транзит 110 кВ Щекинская ГРЭС – Плавск – Мценск. От данного транзита питается значительное число ответственных потребителей, в том числе тяговые подстанции ОАО «РЖД» (ПС 110 кВ Плавск, ПС 110 кВ Лазарево, ПС 110 кВ Скуратово). Линия выполнена в двухцепном исполнении и имеет неудовлетворительное техническое состояние, вызванное повреждением стального сердечника при плавке гололеда в 1966, 1969, 1973 годах, большим количеством ремонтных соединений. Бухгалтерский износ ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС – Плавск с отпайкой на ПС Смычка составляет 21% и ВЛ 110 кВ Плавск – Лазарево с отпайкой на ПС Смычка составляет 25%. Для данных ВЛ КДО составляет 39%, КДП – 73%. Согласно последнему акту обследования данные линии находятся в неудовлетворительном состоянии и не соответствуют требованиям РД 34.20.504-94. Необходима реконструкция ЛЭП с заменой опор и провода (без увеличения сечения);

4) реконструкция ВЛ 110 кВ Звезда-Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Звезда-Волово с отпайкой на ПС Турдей.

Двухцепная ВЛ 110 кВ Звезда – Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Звезда-Волово с отпайкой на ПС Турдей находятся в эксплуатации с 1960 года. На линии имели место случаи разрушения железобетонных опор с их падением в 1990 и 1997 годах. Бухгалтерский износ ВЛ 110 кВ Звезда – Бегичево с отпайками составляет 94% и для ВЛ 110 кВ Звезда-Волово с отпайкой на ПС Турдей составляет 44%. Для данных ВЛ КДО составляет 60%, КДП – 65%. Согласно последнему акту обследования данные линии находятся в неудовлетворительном состоянии, не соответствуют требованиям РД34.20.504-94, чем определена необходимость замены опор и провода (без увеличения сечения);

5) реконструкция ВЛ 110 кВ Труново – Советская.

ВЛ 110 кВ Труново – Советская введена в эксплуатацию в 1956 году с целью обеспечения надежного электроснабжения потребителей Киреевского, Щекинского районов и для обеспечения транзита 110 кВ между Щекинской ГРЭС и ПС 220 кВ Бегичево. Значительный износ деревянных опор, на которых выполнена ВЛ 110 кВ Труново – Советская, и линейной арматуры приводит к частым отключениям. КДО составляет 85%, КДП – 80%. Техническое состояние ВЛ 110 кВ не соответствуют требованиям РД 34.20.504-94. Бухгалтерский износ ВЛ 110 кВ Труново – Советская составляет 87,9%. Данная ЛЭП находится в неудовлетворительном техническом состоянии, в связи с чем необходима реконструкция ЛЭП с заменой опор и провода (без увеличения сечения);

6) реконструкция двухцепной ВЛ 110 кВ Ленинская – Мясново с отпайками, ВЛ 110 кВ Ленинская – Ратово с отпайкой на ПС Барсуки, ВЛ 110 кВ Ратово – Мясново, ВЛ 110 кВ Тула-Мясново №1 с отпайками, ВЛ 110 кВ Тула-Мясново №2 с отпайкой на ПС Южная. Бухгалтерский износ ВЛ 110 кВ Ленинская – Мясново с отпайками составляет 92,5%, ВЛ 110 кВ Ленинская – Ратово с отпайкой на ПС Барсуки составляет 100%, ВЛ 110 кВ Тула-Мясново №1 с отпайками составляет 89%, ВЛ 110 кВ Тула-Мясново №2 с отпайкой на ПС Южная составляет 89%. Для данных ВЛ КДО составляет 70%, КДП – 80%.

Вышеуказанные ВЛ 110 кВ не отвечают существующим требованиям и нормам. Для улучшения технического состояния ВЛ требуется замена опор, провода (без увеличения сечения) и замена изоляторов на участке Ратово – Ленинская;

7) реконструкция ВЛ 110 кВ Мценск – Плавск с отпайками.

ВЛ 110 кВ Мценск – Плавск с отпайками введена в эксплуатацию в 1957 году и связывает энергосистему Орловской области с Щекинским энергорайоном Тульской энергосистемы. Реконструкция этой линии электропередачи предусмотрена с целью приведения ее к требованиям действующих нормативно-технических документов и повышения надежности функционирования распределительного электросетевого комплекса. КДО составляет 85%, КДП – 80%. Бухгалтерский износ ВЛ 110 кВ Мценск – Плавск с отпайками составляет 100,0%. Данная ЛЭП находится в неудовлетворительном техническом состоянии, в связи с чем необходима реконструкция ЛЭП с заменой опор и провода (без увеличения сечения) с целью выполнения требований «Типовой инструкции по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 35 - 800 кВ (РД 34.20.504-94)».

Заключение по разделу 3.5.1

На основании проведённого в схеме и программе анализа работы энергосистемы Тульской области по базовому прогнозу потребления электроэнергии и мощности на период 2020-2024 сделаны следующие выводы:

1) прогнозный прирост максимума нагрузки в Тульской энергосистеме к 2024 году составляет 225 МВт по отношению к факту 2018 года, при этом основная его часть приходится на Щекинский энергорайон;

2) за последние 5 лет выведено из эксплуатации 1505 МВт генерирующих мощностей (установленная мощность электростанций сократилась практически вдвое). В период 2019-2024 годов предполагается к выводу 133 МВт установленной генерирующей мощности;

3) с целью поддержания параметров электроэнергетических режимов в области допустимых значений с учётом ввода новых крупных потребителей по имеющимся ТУ на ТП необходимо обеспечить готовность к несению нагрузки Щекинской ГРЭС в объёме не менее двух блоков (400 МВт) в зимний период и не менее одного блока (200 МВт) в летний период;

4) отмечен существенный срок эксплуатации и износ магистрального сетевого комплекса в условиях сокращающейся внутренней генерации на электростанциях региона;

5) отмечена необходимость электросетевого строительства в Заокском и Суворовском районах Тульской области;

6) отмечена недостаточная пропускная способность трансформаторов в послеаварийных и ремонтных схемах на ПС 35-110 кВ Тульской энергосистемы, в том числе в Заокском энергорайоне, и необходимость электросетевого строительства в Заокском районе Тульской области для обеспечения возможности подключения новых потребителей;

7) разработан перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию электросетевого комплекса 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области на 2019-2024 годы, выполнение которых необходимо для обеспечения прогнозного спроса на электрическую энергию (мощность), исключения неудовлетворительного технического состояния объектов, а также для обеспечения надёжного энергоснабжения и качества электрической энергии на территории Тульской области на 2020-2024 годы в рамках базового прогноза потребления электроэнергии и мощности (таблица 3.20).

3.5.2. Анализ развития электрических сетей напряжением 110 кВ и выше на период до 2024 года в соответствии с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности

Ефремовский энергорайон

В настоящее время Ефремовский район относится к территориям опережающего социально-экономического развития (ТОСЭР «Ефремов»). В связи с этим в рамках регионального прогноза в Ефремовском энергорайоне предполагается ввод нового крупного потребителя (кластер «Ефремов») мощностью потребления 50 МВт.

По данным от ОАО «Щекиноазот» предполагается увеличение производственных мощностей на территории Ефремовского района и ввод новой нагрузки мощностью 198 МВт, помимо имеющихся ТУ на 15 МВт. Предварительно предполагается электроснабжение нагрузки ОАО «Щекиноазот» за счет сооружения новой ПС 110 кВ Новая мощностью 2х200 МВА и сооружения заходов от ПС 110 кВ Новая до РУ 110 кВ ПС 220 кВ Звезда.

По данным ПАО «РЖД», на территории Ефремовского энергорайона предполагается сооружение тяговой подстанции в Воловском районе (ПС 110 кВ Волово-тяговая 2х40 МВА) максимальной мощностью нагрузки 23,3 МВт и сооружение тяговой подстанции в Ефремовском районе (ПС 110 кВ Ефремов-тяговая 2х40 МВА) максимальной мощностью нагрузки 22,8 МВт. Выбор схемы внешнего электроснабжения предполагаемых перспективных тяговых подстанций должен осуществляться в рамках выполнения отдельной работы.

С целью выявления возможного возникновения токовых перегрузок элементов электрической сети и отклонений уровней напряжения на шинах подстанций от допустимых значений были выполнены расчеты установившихся режимов в нормальной и ремонтных схемах сети с учетом нормативных возмущений. Мощность нагрузки новых потребителей при исследовании электроэнергетических режимов принята с коэффициентов использования равным единице (Кисп=1), т.е. в полном заявленном объёме.

Результаты расчётов электроэнергетических режимов показали, что на этапе 2020-2024 годов с учетом работы турбоагрегатов ст. №№ 5, 6 и 7 ПП «Ефремовская ТЭЦ» филиала ПАО «Квадра» «Центральная генерация» в рамках регионального прогноза с учётом новых потребителей в полном объёме параметры послеаварийных режимов выходят из области допустимых значений.

Наиболее тяжелыми являются режимы зимних максимальных и летних максимальных нагрузок. Режимы зимних минимальных и летних минимальных нагрузок не являются определяющими ввиду отсутствия в них токовых перегрузок.

Анализ результатов расчетов электроэнергетических режимов сети 110 кВ и выше в Ефремовском энергорайоне энергосистемы Тульской области на этапе 2023 года (с учётом ввода кластера «Ефремов») выявил токовые перегрузки оборудования при аварийных отключениях в ремонтных схемах сети при работе ТГ-6 на Ефремовской ТЭЦ и выявил токовые перегрузки оборудования при аварийных отключениях в нормальной схеме сети при генерации Ефремовской ТЭЦ равной нулю. Для ликвидации указанных перегрузок рекомендуется сооружение дополнительной связи, питающей Ефремовский энергорайон, например, ВЛ 110 кВ Бегичево – Звезда протяженностью порядка 65 км и проводом не менее АС-120.

Анализ результатов расчетов электроэнергетических режимов сети 110 кВ и выше в Ефремовском энергорайоне энергосистемы Тульской области на этапе 2024 года (соответствует максимальному суммарному приросту нагрузок) выявил в режимах зимних максимальных нагрузок следующие токовые перегрузки электросетевого оборудования в нормальной схеме сети (при этом ТГ-6 на Ефремовской ТЭЦ в работе):

АТ-1 ПС 220 кВ Звезда (загрузка составляет 147% от Iддтн);

ВЛ 220 кВ Бегичево – Звезда (загрузка составляет 113% от Iддтн).

В режимах летних максимальных нагрузок 2024 года выявлены следующие токовые перегрузки электросетевого оборудования в нормальной схеме сети:

АТ-1 ПС 220 кВ Звезда (загрузка составляет 108% от Iддтн).

Аварийное отключение 1 СШ 110 кВ на ПС 220 кВ Звезда в режимах зимних максимальных и летних максимальных нагрузок приводит к выходу параметров послеаварийного режима из диапазона допустимых значений (недопустимое снижение напряжения).

В режимах летних максимальных нагрузок при ремонте АТ-1 ПС 220 кВ Звезда аварийное отключение ВЛ 110 кВ Звезда – Бегичево с отпайками или ВЛ 110 кВ Волово-Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк также приводит к выходу параметров послеаварийного режима из диапазона допустимых значений (недопустимое снижение напряжения).

Увеличение пропускной способности ВЛ 220 кВ Бегичево – Звезда за счет замены трансформатора тока со стороны ПС 220 кВ Звезда (с 400 А на 1000 А), со стороны ПС 220 кВ Бегичево (с 600 А на 1000 А) и установка второго автотрансформатора мощностью 125 МВА на ПС 220 кВ Звезда позволяют ликвидировать токовые перегрузки, но только в нормальной схеме сети.

При нормативных возмущениях в нормальной схеме сети 110 кВ и выше в Ефремовском энергорайоне энергосистемы Тульской области в режимах зимних максимальных нагрузок 2024 года с учетом реализации вышеописанных мероприятий выявлены токовые перегрузки следующего электросетевого оборудования:

АТ-1(2) ПС 220 кВ Звезда (загрузка составляет 147% от Iддтн);

ВЛ 110 кВ Бегичево – Звезда с отпайками (загрузка составляет 108% от Iддтн);

ВЛ 110 кВ Бегичево – Волово с отпайкой на ПС Богородицк (загрузка составляет 113% от Iддтн);

Таким образом, установка второго автотрансформатора на ПС 220 кВ Звезда мощностью 125 МВА является неэффективным мероприятием с учетом предполагаемого прироста мощности потребления в Ефремовском энергорайоне по региональному прогнозу. Для устранения токовых перегрузок АТ-1(2) ПС 220 кВ Звезда рекомендуется увеличение их мощности до 2х250 МВА.

Для устранения вышеуказанных перегрузок ВЛ 110 кВ необходимо сооружение дополнительной связи, питающей Ефремовский энергорайон.

Сооружение ВЛ 220 кВ Елецкая – Звезда (проводом АС-400, длиной 60 км) позволяет ликвидировать вышеуказанные токовые перегрузки ВЛ 110 кВ Бегичево – Звезда с отпайками и ВЛ 110 кВ Бегичево – Волово с отпайкой на ПС Богородицк при нормативных возмущениях в нормальной схеме сети.

Сооружение дополнительной связи 220 кВ в Ефремовский энергорайон (ВЛ 220 кВ Елецкая – Звезда) позволяет ввести параметры электроэнергетических режимов в область допустимых значений при аварийных отключениях в нормальной схеме сети, за исключением режимов с аварийным отключением 1(2) СШ 110 кВ ПС 220 кВ Звезда, приводящим к токовым перегрузкам АТ-2(1) ПС 220 кВ Звезда (до 113% от Iддтн). Для исключения возможных токовых перегрузок рекомендуется подключение к шинам 110 кВ ПС 220 кВ Звезда каждого из АТ-1 и АТ-2 ПС 220 кВ Звезда через развилку из выключателей.

Необходимо отметить, что в случае аварийного отключения ВЛ 220 кВ Елецкая – Звезда в режимах зимних максимальных нагрузок наблюдается резкое снижение уровней напряжения в сети 110 кВ (напряжение на шинах 110 кВ ПС 220 кВ составит 95 кВ). Для устранения возможных снижений уровней напряжения рекомендуется предусмотреть установку дополнительных устройств компенсации реактивной мощности на ПС 220 кВ Звезда мощностью не менее 70 Мвар.

В режимах летних максимальных нагрузок с учётом мощности потребителей в полном объёме и реализации предложенных мероприятий аварийное отключение ВЛ 220 кВ Бегичево – Звезда при ремонте ВЛ 220 кВ Елецкая – Звезда (или наоборот, отключение ВЛ 220 кВ Елецкая – Звезда при ремонте ВЛ 220 кВ Бегичево – Звезда) приводит к недопустимому снижению напряжения в Ефремовском энергорайоне, для ликвидации которого рекомендуется увеличение генерации Ефремовской ТЭЦ в ремонтных схемах или применение устройств противоаварийной автоматики.

Участок схемы электрической сети 110-220 кВ Ефремовского энергорайона после подключения новых потребителей с учётом реконструкции сети представлен на рисунке 3.3.

Рисунок 3.3. Участок сети 110-220 кВ Ефремовского энергорайона после подключения новых потребителей с учётом реконструкции сети

Таким образом, сооружение ВЛ 220 кВ Елецкая – Звезда не позволяет обеспечить допустимых значений параметров режимов при аварийных отключениях в ремонтных схемах сети и может рассматриваться только как предварительное решение. Итоговый перечень мероприятий по развитию сети Ефремовского энергорайона, учитывающий перспективный прирост потребления мощности в полном объёме, должен быть скорректирован и, при необходимости, дополнен после уточнения параметров вновь подключаемых перспективных потребителей (предполагаемая схема подключения, режимы работы нагрузки, состав подключаемой нагрузки и др.).

Анализ установившихся режимов Ефремовского энергорайона энергосистемы Тульской области, соответствующих региональному прогнозу потребления на этапах 2020-2024 годов (при учёте новых потребителей в полном объёме) и возникающих после аварийных возмущений в сети 110-220 кВ в нормальной схеме сети в режимах зимних максимальных/минимальных и летних максимальных/минимальных нагрузок, выявил токовые перегрузки электросетевого оборудования, для ликвидации которых рекомендуется реализация следующих мероприятий:

1) реконструкция ПС 220 кВ Звезда, включающая в себя установку автотрансформаторов мощностью 2х250 МВА и установку средств компенсации реактивной мощности мощностью не менее 70 Мвар;

2) сооружение ВЛ 220 кВ Елецкая – Звезда длиной 60 км.

Из анализа результатов расчета электроэнергетических режимов следует, что для обеспечения электроснабжения потребителей энергорайона необходимо, чтобы на Ефремовской ТЭЦ находился в работе ТГ-6 (60 МВт).

Тульский энергорайон, мероприятия по организации электроснабжения объектов нового жилищного строительства

В настоящее время Тульский энергорайон включает три центра питания 220 кВ: ПС 220 кВ Тула (2х250 МВА), ПС 220 кВ Ленинская (2х200 МВА), ПС 220 кВ Металлургическая (2х125 МВА).

Рост нагрузки обусловлен реализацией инвестиционных проектов крупных предприятий, которые планируются на перспективу до 2024 года, а также увеличением электропотребления в соответствии с заявками потребителей на технологическое присоединение энергопринимающих устройств к электрическим сетям.

В соответствии с утвержденными техническими условиями помимо жилищного строительства планируется подключение нагрузки крупного промышленного потребителя АО «Конструкторское бюро приборостроения им. академика А.Г. Шипунова» (21 МВт). Одним из самых крупных потребителей является ООО «Тулачермет-Сталь» (70 МВт).

ПС 220 кВ Металлургическая расположена в Ленинском районе (д. Большая Еловая). Автотрансформаторы АТ-1 и АТ-2 типа АТДЦТН 125000/220/110/10 введены в эксплуатацию в 1981 году и в 1982 году соответственно. В настоящее время схема РУ 220 кВ ПС 220 кВ Металлургическая не соответствует типовым решениям, поскольку ВЛ 220 кВ подключены к шинам через выключатели, а автотрансформаторы через отделители (в схеме № 220-9 все присоединения, включая АТ, должны подключаться через свой выключатель). Выключатели в РУ 220 кВ ПС 220 кВ Металлургическая (кроме выключателей ВЛ 220 кВ Металлургическая – Сталь 1, 2) масляные и введены в эксплуатацию в 1981 году с продлением срока службы до 2020 года. В связи с этим целесообразна реконструкция РУ 220 кВ ПС 220 кВ Металлургическая с целью модернизации. Рекомендуется РУ 220 кВ выполнить по схеме № 220-7 (четырехугольник) с дополнительными выключателями от систем шин в сторону ПС 220 кВ Сталь. Таким образом, с учетом реконструкции отключение автотрансформаторов в РУ 220 кВ будет осуществляться выключателями, а не отделителями.

Следует отметить, что в Тульском энергорайоне ведется крупномасштабное жилищное строительство. Суммарная мощность заявителей на подключение новых объектов жилищного строительства составляет 27,4 МВт. В соответствии с техническими условиями планируется создание следующих крупных микрорайонов жилой застройки:

1)              микрорайон комплексной застройки «Красные Ворота», г. Тула, ул. Ключевая, АО «Внешстрой» мощностью 6,0 МВт, с присоединением от нового центра питания 110 кВ, либо выполнить присоединение на ПС 110 кВ Медвенка (источник финансирования строительства новой ПС 110 кВ предусмотреть в рамках действующего законодательства);

2)              жилой комплекс «Баташевский сад», г. Тула, Зареченский район, мощностью 6,2 МВт, с присоединением от ПС 110 кВ Тулица;

3)              жилой комплекс «Суворовский», г. Тула, в районе Восточного обвода, мощностью 8,0 МВт, с присоединением от ПС 110 кВ Центральная, ПС 110 кВ Перекоп, ПС 110 кВ Стечкин;

4)              жилой комплекс «Петровский квартал», г. Тула, Привокзальный мкр., мощностью 2,0 МВт, с присоединением от ПС 110 кВ Мясново;

5)              жилой комплекс «Новая Тула», г. Тула, Привокзальный мкр., мощностью 9,3 МВт, с присоединением от ПС 110 кВ Мясново, ПС 110 кВ Южная.

С учетом действующих договоров на технологическое присоединение новых потребителей, по информации собственника, на 01.01.2019 резерв мощности на ПС 110 кВ Тулица составляет 12,18 МВА, на ПС 110 кВ Центральная 5,84 МВА, на ПС 110 кВ Перекоп 16,01 МВА, на ПС 110 кВ Стечкин 15,42 МВА, на ПС 110 кВ Мясново 19,86 МВА, ПС 110 кВ Южная 26,77 МВА, ПС 110 кВ Медвенка 6,4 МВА.

Таким образом, для подключения вышеуказанных жилищных комплексов, за исключением микрорайона комплексной застройки «Красные Ворота», на существующих центрах питания 110 кВ Тульского энергорайона трансформаторных мощностей достаточно.

С целью подключения микрорайона комплексной застройки «Красные Ворота» к сетям 110 кВ рекомендуется сооружение нового центра питания 110 кВ трансформаторной мощностью не менее 2х16 МВА либо выполнить присоединение на ПС 110 кВ Медвенка. Схема подключения новой ПС 110 кВ и её мощность должны уточняться в рамках отдельной работы.

При анализе установившихся режимов Тульского энергорайона энергосистемы Тульской области, соответствующих региональному прогнозу потребления на этапах 2020-2024 годов, токовых перегрузок электросетевого оборудования, возникающих после аварийных возмущений в сети 110-220 кВ в нормальной и ремонтных схемах сети в режимах зимних максимальных/минимальных и летних максимальных/минимальных нагрузок, не выявлено. Уровни напряжения в узлах сети 110-220 кВ находятся в диапазоне допустимых значений.

Заокский энергорайон

Результаты расчётов электроэнергетических режимов на период 2020-2024 годов установившихся режимов зимних и летних максимальных нагрузок, возникающих после аварийных возмущений в сети 110-220 кВ в нормальной схеме сети, аварийной схеме сети, ремонтно-аварийной схеме в соответствии с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности показали, что токовых перегрузок электросетевого оборудования не выявлено.

На территории муниципального образования город Алексин Тульской области создается территория опережающего социально-экономического развития «Алексин» (ТОСЭР «Алексин»). Основным центром питания ТОСЭР «Алексин» Заокского энергорайона является ПС 220 кВ Шипово (АТ-2 мощностью 125 МВА).

В режимные дни за 19.12.2018 (18-00) и за 21.06.2018 (10-00) загрузка АТ-2 на ПС 220 кВ Шипово составляла 56,6 МВА или 45% от номинальной мощности, и 43,9 МВА или 35% от номинальной мощности соответственно.

Поскольку в настоящее время отсутствуют заявки на подключение нагрузки резидентов ТОСЭР «Алексин», мероприятия по организации их электроснабжения целесообразно определить в рамках очередного цикла схемы и программы развития электроэнергетики Тульской области на 5-летний период.

Мероприятия по развитию электросетей Заокского энергорайона в рамках регионального сценария развития соответствуют мероприятиям, предложенным в рамках базового сценария развития.

Новомосковский и Щекинский энергорайоны

В Новомосковском и Щекинском энергорайонах планируется подключение крупных потребителей, потребляемая мощность которых учтена в рамках регионального прогноза потребления электроэнергии и мощности: ООО «Тепличный комплекс «Тульский» (150 МВт), ООО «Агрохолдинг «Суворовский» (215,8 МВт), ОАО «Щекиноазот» (40 МВт), индустриальный парк «Узловая» (150 МВт), ПАО «РЖД» (20,7 МВт). Выбор схемы внешнего электроснабжения предполагаемых перспективных потребителей, в том числе тяговых подстанций, должен осуществляться в рамках выполнения отдельной работы.

С целью выявления возможного возникновения токовых перегрузок элементов электрической сети и отклонений уровней напряжения на шинах подстанций от допустимых значений, были выполнены расчеты установившихся режимов в нормальной и ремонтных схемах сети с учетом нормативных возмущений. Мощность нагрузки новых потребителей при исследовании электроэнергетических режимов принята с коэффициентов использования равным единице (Кисп=1), т.е. в полном заявленном объёме.

Анализ результатов расчетов электроэнергетических режимов сети 110 кВ и выше в Щекинском и Новомосковском энергорайонах энергосистемы Тульской области на этапе 2024 года (соответствует максимальному суммарному приросту нагрузок) выявил в режимах зимних максимальных нагрузок следующие токовые перегрузки электросетевого оборудования в нормальной схеме сети:

МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС – Химическая на ПС 220 кВ Химическая (загрузка составляет 117% от Iддтн);

МВ ВЛ 220 кВ Северная – Химическая на ПС 220 кВ Химическая (загрузка составляет 106% от Iддтн).

При нормативных возмущениях в нормальной схеме сети в режимах зимних максимальных нагрузок 2024 года выявлены токовые перегрузки следующего электросетевого оборудования:

МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС – Химическая на ПС 220 кВ Химическая (загрузка составляет 147% от Iддтн);

МВ ВЛ 220 кВ Северная – Химическая на ПС 220 кВ Химическая (загрузка составляет 136% от Iддтн);

ВЛ 220 кВ Северная – Химическая (загрузка составляет 112% от Iддтн);

ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС – Химическая (загрузка составляет 102% от Iддтн);

АТ-1 ПС 220 кВ Северная (загрузка составляет 124% от Iддтн);

АТ-2 ПС 220 кВ Северная (загрузка составляет 116% от Iддтн);

АТ-3 ПС 220 кВ Северная (загрузка составляет 108% от Iддтн).

При нормативных возмущениях в нормальной схеме сети в режимах летних максимальных нагрузок 2024 года выявлены токовые перегрузки следующего электросетевого оборудования:

МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС – Химическая на ПС 220 кВ Химическая (загрузка составляет 123% от Iддтн);

ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС – Химическая (загрузка составляет 105% от Iддтн).

Определяющими нормативными возмущениями являются аварийное отключение ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1, аварийное отключение 2 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Тула и отключение одного из АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Северная. Наиболее тяжелыми являются режимы зимних максимальных и летних максимальных нагрузок, режимы зимних минимальных и летних минимальных нагрузок не являются определяющими ввиду отсутствия в них токовых перегрузок.

Как видно из представленных выше результатов, ввод новых крупных потребителей в Новомосковском энергорайоне (таких как индустриальный парк «Узловая» мощностью 150 МВт) без разработки дополнительных электросетевых мероприятий не представляется возможным, поскольку приводит к токовым перегрузкам существующей сети.

В качестве оптимального варианта, позволяющего обеспечить подключение новых крупных потребителей в Новомосковском энергорайоне (индустриальный парк «Узловая»), является сооружение нового центра питания 220 кВ – ПС 220 кВ Новоиндустриальная с питанием от ПС 220 кВ Северная и Новомосковской ГРЭС.

Сооружение ПС 220 кВ Новоиндустриальная мощностью 2х200 МВА, сооружение новых ВЛ 220 кВ Северная – Новоиндустриальная (проводом АС-400, длиной 6 км) и ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС – Новоиндустриальная (проводом АС-500, длиной 10 км) позволяет ликвидировать перегрузки электросетевого оборудования в нормальной схеме сети и при нормативных возмущениях в нормальной схеме сети.

Необходимо отметить, что для поддержания параметров электроэнергетических режимов в области допустимых значений с учётом ввода новых крупных потребителей по имеющимся ТУ на ТП необходимо обеспечить готовность к несению нагрузки Щекинской ГРЭС в объёме не менее двух блоков (400 МВт) в зимний период и не менее одного блока (200 МВт) в летний период.

Участок схемы электрической сети 110-220 кВ Щекинского и Новомосковского энергорайонов после подключения новых потребителей с учётом реконструкции сети представлен на рисунке 3.4.

Рисунок 3.4. Участок сети 110-220 кВ Щекинского и Новомосковского энергорайонов с учетом подключения новых крупных потребителей

Таким образом, анализ установившихся режимов Щекинского и Новомосковского энергорайонов энергосистемы Тульской области, соответствующих региональному прогнозу потребления на этапах 2020-2024 годов (при учёте новых потребителей в полном объёме) и возникающих после аварийных возмущений в сети 110-220 кВ в нормальной и ремонтных схемах сети в режимах зимних максимальных/минимальных и летних максимальных/минимальных нагрузок, выявил токовые перегрузки электросетевого оборудования, для ликвидации которых рекомендуется реализация следующих мероприятий:

1) сооружение нового центра питания 220 кВ (ПС 220 кВ Новоиндустриальная) мощностью не менее 2х200 МВА, сооружение ВЛ 220 кВ Северная – Новоиндустриальная и ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС – Новоиндустриальная;

2) реконструкция РУ 220 кВ ПС 220 кВ Химическая посредством установки дополнительных ячеек выключателей 220 кВ и приведение РУ 220 кВ к схеме №220-15;

3) замена ВЧЗ ВЛ 220 кВ Северная – Химическая на ПС 220 кВ Северная.

Суворовский энергорайон

Мероприятия по развитию электросетей Суворовского энергорайона в рамках регионального сценария развития соответствуют мероприятиям, предложенным в рамках базового сценария развития.

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

В соответствии с выданными техническими условиями на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей энергосистемы Тульской области в региональном сценарии развития возможен рост нагрузки более высокими темпами.

Планируется увеличение нагрузки введенного индустриального парка «Узловая» (122,5 МВт к 2024 году) и ввод дополнительной очереди индустриального парка «Узловая» (150 МВт к 2024 году), объектов жилищного строительства (27,4 МВт к 2024 году), ООО «Тепличный комплекс «Тульский» (150 МВт), ОАО «Щекиноазот» (40 МВт в Щекинском энергорайоне, 198 МВт в Ефремовском энергорайоне), ООО «Агрохолдинг «Суворовский» (215,8 МВт), АО «Конструкторское бюро приборостроения им. академика А.Г. Шипунова» (21 МВт), ПАО «РЖД» (Веневский район – 20,7 МВт, Узловский район – 22,6 МВт, Воловский район – 23,3 МВт, Ефремовский район – 22,8 МВт).

Для обеспечения электроэнергией электроприемников индустриального парка «Узловая» (МО Каменецкое, Узловский район, 122,5 МВт) в настоящее время введены в эксплуатацию ПС 110 кВ Индустриальная трансформаторной мощностью 2х125 МВА и две КВЛ 110 кВ Северная – Индустриальная № 1 и КВЛ 110 кВ Северная – Индустриальная № 2 длиной по 7,2 км.

Для обеспечения электроэнергией электроприемников второй очереди индустриального парка «Узловая» (МО Каменецкое, Узловский район, 150 МВт) рекомендуется сооружение ПС 220 кВ Новоиндустриальная трансформаторной мощностью 2х200 МВА и сооружение новых ВЛ 220 кВ Северная – Новоиндустриальная длиной 6 км и ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС – Новоиндустриальная длиной 10 км.

Для обеспечения электроэнергией электроприемников ООО «Тепличный комплекс «Тульский» (Щекинский р-н, в районе пос. Рудный, 150 МВт) планируется сооружение ПС 220 кВ Тепличная трансформаторной мощностью 2х80 МВА и сооружением заходов от ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Тула № 2 с отпайкой на ПС Яснополянская на ПС 220 кВ Тепличная длиной 2х0,7 км.

Для обеспечения электроэнергией электроприемников ООО «Агрохолдинг «Суворовский» (215,8 МВт) сооружается ПС 220 кВ Агрокомплекс с установкой трансформатора 220/10 кВ мощностью 250 МВА и ЛЭП 220 кВ от 1 СШ 220 кВ РУ 220 кВ Щекинской ГРЭС длиной 2 км.

Для обеспечения электроэнергией электроприемников ОАО «Щекиноазот» (40 МВт) планируется сооружение ПС 110 кВ Карбамид трансформаторной мощностью 2х60 МВА и сооружение двух КЛ 110 кВ Яснополянская – Карбамид длиной по 3 км.

В рамках осуществления деятельности по расширению и модернизации производства действующих предприятий Тульской области прогнозируется увеличение максимальной мощности присоединённых энергопринимающих устройств АО «КБП» на 21 МВт. Для обеспечения электроэнергией электроприемников АО «КБП» планируется сооружение ПС 110 кВ КБП трансформаторной мощностью 2х25 МВА, питание которой будет осуществляться отпайками от ВЛ 110 кВ Щегловская – Глушанки и ВЛ 110 кВ Кировская – Металлургическая с отпайкой на ПС Криволучье длиной по 2,2 км.

Для обеспечения электроэнергией электроприемников новых объектов жилищного строительства в г. Тула (27,4 МВт) рекомендуется сооружение нового центра питания 110 кВ трансформаторной мощностью 2х16 МВА.

Для обеспечения электроэнергией электроприемников ПАО «РЖД» в Венёвском районе (20,7 МВт) рекомендуется сооружение ПС 220 кВ Венёв трансформаторной мощностью 2х40 МВА (со схемой РУ 220 кВ № 220-7 «четырехугольник») и сооружение заходов к ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС – Химическая длиной по 5 км.

Для обеспечения электроэнергией электроприемников ПАО «РЖД» в Узловском районе (22,6 МВт) рекомендуется сооружение ПС 110 кВ Узловая-2 трансформаторной мощностью 2х40 МВА и сооружение заходов и заходов от ВЛ 110 кВ Северная – Метаноловская и от ВЛ 110 кВ Узловая – Северная.

Для обеспечения электроэнергией электроприемников кластера «Ефремов» (50 МВт) и ПАО «РЖД» (23,3 МВт) в Ефремовском энергорайоне рекомендуется сооружение ВЛ 110 кВ Бегичево – Звезда длиной 65 км.

Для обеспечения электроэнергией электроприемников ОАО «Щекиноазот» (198 МВт), кластера «Ефремов» (50 МВт) и ПАО «РЖД» (23,3 МВт) в Ефремовском энергорайоне рекомендуется реконструкция ПС 220 кВ Звезда с установкой трансформаторов 2х250 МВА, установкой устройств СКРМ мощностью не менее 70 Мвар и сооружение ВЛ 220 кВ Елецкая – Звезда длиной 60 км. При этом сооружение ВЛ 110 кВ Бегичево – Звезда уже не требуется.

Заключение по разделу 3.5.2

На основании проведённого в схеме и программе анализа работы энергосистемы Тульской области по региональному прогнозу на период 2020-2024 сделаны следующие выводы:

1) прогнозный прирост максимума нагрузки в Тульской энергосистеме к 2024 году составляет 655 МВт по отношению к факту 2018 года, при этом основная его часть приходится на Щекинский энергорайон;

2) за последние 5 лет выведено из эксплуатации 1505 МВт генерирующих мощностей (установленная мощность электростанций сократилась практически вдвое). В период 2019-2024 годов предполагается к выводу 287 МВт установленной генерирующей мощности;

3) с целью поддержания параметров электроэнергетических режимов в области допустимых значений с учётом ввода новых крупных потребителей по имеющимся ТУ на ТП необходимо обеспечить готовность к несению нагрузки Щекинской ГРЭС в объёме не менее двух блоков (400 МВт) в зимний период и не менее одного блока (200 МВт) в летний период;

4) отмечена необходимость электросетевого строительства в Заокском, Суворовском, Тульском, Новомосковском и Ефремовском энергорайонах Тульской области;

5) отмечена недостаточная пропускная способность трансформаторов в послеаварийных и ремонтных схемах на ПС 35-110 кВ Тульской энергосистемы, в том числе в Заокском, Тульском и Ефремовском энергорайонах для обеспечения возможности подключения новых потребителей;

6) разработан перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию электросетевого комплекса 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области на 2019-2024 годы, выполнение которых необходимо для обеспечения прогнозного спроса на электрическую энергию (мощность), исключения неудовлетворительного технического состояния объектов, а также для обеспечения надёжного энергоснабжения и качества электрической энергии на территории Тульской области на 2020-2024 годы в рамках регионального прогноза потребления электроэнергии и мощности
(таблица 3.21).

3.6. Анализ надежности схемы отдельных подстанций классом напряжения 110 кВ

Анализ РУ 110 кВ ПС 110 кВ Гремячее, ПС 110 кВ Подземгаз, ПС 110 кВ Задонье, ПС 110 кВ Богородицк, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ Мясново, ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Центральная, ПС 110 кВ Тулица, ПС 110 кВ Привокзальная показал, что только схемы ПС 110 кВ Мясново, ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Центральная, ПС 110 кВ Тулица и ПС 110 кВ Привокзальная соответствуют типовым решения. Для приведения в соответствие схем РУ 110 кВ к типовым на ПС 110 кВ Гремячее, ПС 110 кВ Подземгаз, ПС 110 кВ Задонье, ПС 110 кВ Богородицк и ПС 110 кВ Октябрьская целесообразно установить выключатели 110 кВ в цепях трансформаторов.

С целью повышения надежности отдельных потребителей, запитанных от вышеназванных ПС (ПАО «НПО «Стрела», ПАО «Завод «Тула», АО «Тулаточмаш», АО «Электромашиностроительный завод», ООО «Северо-Задонский конденсатный завод», АО «Особое конструкторское бюро «Октава», АО «Научно-производственное объединение «Сплав», АО «Тульский завод резиновых технических изделий», АО «Ресурс», АО «Новомосковская акционерная компания «Азот») целесообразно осуществить резервирование по сети 6–10 кВ от смежных ПС путем сооружения дополнительных связей, что сократит время перерыва электроснабжения части потребителей при полном погашении питающих ПС:

1) установку на ПС 110 кВ Гремячее силового трансформатора ТМ-4000/10-85 У1 и вводной ячейки КРУН-10 кВ с выключателем и линейным разъединителем для резервирования ПС 110 кВ Гремячее от ВЛ 10 кВ Савино-ТСН-3 ПС 110 кВ Гремячее с ПС 110 кВ Савино;

2) установку на ПС 110 кВ Технологическая силового трансформатора ТМ-4000/10-85 У1 и вводной ячейки КРУН-6 кВ с выключателем, линейным разъединителем и строительством КЛ 6 кВ протяжённостью 6 км между ПС 110 кВ Богородицк и ПС 110 кВ Технологическая для резервирования потребителей запитанных от ПС 110 кВ Богородицк;

3) строительство резервной ЛЭП протяженностью около 6 км от РП Китаевка до ПС 110 кВ Мясново для резервирования с ПС 110 кВ Мясново электроснабжения АО «Особое конструкторское бюро «Октава».

Аварийное электроснабжение ответственных потребителей можно осуществлять через РУ 6-10 кВ подстанций филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» по специально выделенным фидерам иных абонентов или «путем запетления выделенных фидеров», для чего необходимо заключение трехсторонних соглашений, устанавливающих порядок действия сторон и их обязанности.

Наиболее универсальным мероприятием, позволяющим осуществить питание значимых потребителей при выходе из строя подстанций 110 кВ, является наличие в резерве у филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» мобильной трансформаторной подстанции 110/10/6 кВ с установленной мощностью трансформатора не менее 16 МВА.

3.7. Расчеты токов короткого замыкания в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше Тульской области на период до 2024 года

Для определения уровней токов короткого замыкания, выявления требующего замены коммутационного оборудования, а также предложения мероприятий по ограничению токов короткого замыкания выполнены расчеты трехфазного и однофазного коротких замыканий.

Расчетная модель энергосистемы Тульской области на этапе 2020-2024 годов учитывает перспективное сетевое строительство, включая реализацию рекомендованных мероприятий по реконструкции существующих и строительству новых подстанций, а также ввод и демонтаж генерирующих мощностей и рост потребления в энергосистеме.

Была проведена проверка отключающей способности выключателей сети на этапе 2020-2024 годов для базового и регионального прогнозов потребления электроэнергии и мощности энергосистемы Тульской области.

В базовом и региональном прогнозах потребления электроэнергии и мощности на период 2019-2024 годов расчетные токи КЗ не превышают отключающую способность установленных выключателей во всех узлах сети (при существующих точках деления сети), за исключением следующих выключателей:

1) РУ 110 кВ ПС 220 кВ Северная. Рекомендуется замена двух выключателей на присоединениях к отходящим ВЛ 110 кВ в сторону ПС 110 кВ Бытхим на выключатели с отключающей способностью не менее 31,5 кА. Замена выключателей может осуществляться собственником оборудования (ООО «Аэрозоль Новомосковск»).

При этом расчеты токов КЗ для регионального прогноза выявили в РУ 220 кВ Алексинской ТЭЦ на присоединениях к трансформатору Т-33 уровни токов трехфазного и однофазного КЗ (13,1 кА и 11,3 кА соответственно) близкие к отключающей способности установленных выключателей (13,2 кА).

Наибольшие значения трехфазных и однофазных токов КЗ в энергосистеме Тульской области КЗ выявлены в 2024 году в рамках регионального прогноза и составляют:

1) в сети 220 кВ               – 22,51 и 22,11 кА соответственно в РУ 220 кВ Черепетской ГРЭС;

2) в сети 110 кВ               – 24,7 и 27,36 кА соответственно в РУ 110 кВ ПС 220 кВ Тула.

3.8. Анализ баланса реактивной мощности в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше Тульской области на период до 2024 года

В рамках базового прогноза уровни напряжения на шинах ПС 110 кВ выше в энергосистеме Тульской области во всех рассмотренных, в том числе и в наиболее тяжёлых послеаварийных режимах, находятся в диапазоне допустимых значений, и применение устройств СКРМ в энергосистеме Тульской области на перспективном этапе 2020-2024 не требуется.

Самый низкий уровень напряжения в сети 110-220 кВ в энергосистеме Тульской области наблюдается в режимах зимних максимальных нагрузок 2024 года в соответствии с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности обусловлен дефицитом активной и реактивной мощности в энергосистеме Тульской области и высокой загрузкой ЛЭП 220 кВ.

В рамках регионального прогноза для увеличения уровней напряжения в сети 110-220 кВ при вводе новых крупных потребителей в полном заявленном объёме рекомендуется установка дополнительных устройств СКРМ. Необходимость, место установки, объём и мощность дополнительных устройств СКРМ должны уточняться и определяться на этапе подключения новых крупных потребителей к сети.

3.9. Мероприятия, направленные на снижение износа энергетической инфраструктуры энергосистемы Тульской области

Анализ возрастной структуры электросетевого оборудования электроэнергетического комплекса энергосистемы Тульской области показал следующее:

1) ВЛ 220 кВ со сроком службы более 30 лет составляют около 96% от общей протяженности ВЛ 220 кВ;

2) АТ 220/110 кВ со сроком службы более 25 лет составляют 88%;

3) ВЛ 110 кВ со сроком службы более 30 лет составляют около 86%;

4) трансформаторы филиала ПАО «МРСК Центра и Приволжья» со сроком службы более 25 лет составляют около 80%.

Таким образом, электросетевое оборудование имеет значительный срок эксплуатации, что увеличивает вероятность отказа электрооборудования энергосистемы Тульской области и, как следствие, снижение надежности электроснабжения потребителей.

Основной проблемой текущего состояния энергосистемы Тульской области является наличие в отдельных частях энергосистемы значительного физического износа объектов электросетевого хозяйства.

Сводные сведения об износе объектов электросетевого хозяйства по состоянию на 01.01.2019 по сетевым предприятиям Тульской области приведены в таблице 3.19.

Таблица 3.19. Сведения об износе объектов электросетевого хозяйства по состоянию на 01.01.2019 по сетевым предприятиям Тульской области, %

Группы основных средств

Наименование предприятия

Приок-ское ПМЭС

Филиал «Тул-энерго»

АО «ТГЭС»

ОАО «ЩГЭС»

ООО «Энерго-сеть»

ООО «Пром-Энерго-Сбыт»

АО «АЭСК»

Всего износ основных средств, %, в том числе

-

54,2

41,97

48,8

60

70

33,4

ВЛ 220 кВ

28

-

-

-

-

-

-

ЛЭП 110 кВ

-

55,1

-

-

76

-

-

ЛЭП 35 кВ

-

47,9

-

-

-

-

-

ЛЭП 6-10 кВ (ВЛ/КЛ)

-

66,2

52,4/50,6

57/60

73/70

35,8/29,2

ЛЭП 0,4 кВ (ВЛ/КЛ)

-

62,7

65,7/45,2

57/72

82/82

25,5/10,5

ПС 220 кВ

78

-

-

-

-

-

-

ПС 35-110 кВ

-

61,2-61,5

-

-

-

-

-

ТП-РП 6-10/0,4 кВ

-

68,7-66,0

49,61

41,9

49

83

39,6

Анализ величины бухгалтерского износа по состоянию на 01.01.2019 электросетевого оборудования энергосистемы Тульской области показал следующее:

1) протяженность ЛЭП 500 кВ, входящих в зону ответственности филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - Приокское ПМЭС на территории Тульской области, с величиной износа равной 100% составляет 60 км, ЛЭП 220 кВ - 210 км;

2) количество автотрансформаторов 220/110 кВ, входящие в зону ответственности филиала ПАО «ФСК ЕЭС» - Приокское ПМЭС на территории Тульской области, с величиной износа равной 100% составляет 13 из 17, суммарной мощностью 2045 МВА.

3) протяженность ЛЭП 110 кВ, входящих в зону ответственности филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья», с величиной износа более 50% составляет 2141 км, в том числе с величиной бухгалтерского износа равной 100% - 350 км;

4) количество трансформаторов 110 кВ, входящие в зону ответственности филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья», с величиной износа равной 100% составляет 120 из 170 суммарной мощностью 2136 МВА.

С целью снижения величины износа оборудования и поддержания электросетевого оборудования в технически исправном состоянии рекомендуется осуществление своевременного планового и текущего ремонта оборудования, организация капитального ремонта наиболее изношенных и наиболее загруженных элементов сети, реновация оборудования, имеющего большой моральный и физический износ.

В настоящий момент все вышеуказанное оборудование является технически исправными и пригодными к эксплуатации. При этом необходимо отметить, что при значительном сроке службы электросетевого оборудования увеличивается вероятность его отказа и, как следствие, снижение надежности электроснабжения потребителей.

3.10. Мероприятия по усилению связи 110 кВ между Новомосковской ГРЭС и ПС 220 кВ Северная

В рамках базового прогноза потребления мощности и электроэнергии в энергосистеме Тульской области на период 2020-2024 годов токовых перегрузок электросетевого оборудования не выявлено, уровни напряжения в сети 110-220 кВ находятся в диапазоне допустимых значений. В связи с этим разработка дополнительных мероприятий по усилению связи 110 кВ между Новомосковской ГРЭС и ПС 220 кВ Северная не требуется.

В рамках регионального прогноза потребления мощности и электроэнергии в Новомосковском энергорайоне энергосистемы Тульской области предполагается большой прирост нагрузки за счет ввода новых крупных потребителей, который без разработки дополнительных электросетевых мероприятий не представляется возможным, поскольку приводит к токовым перегрузкам существующей сети.

В настоящее время между ПС 220 кВ Северная и Новомосковской ГРЭС существует ВЛ 110 кВ Новомосковская ГРЭС – Северная, которая нормально отключена.

Включение ВЛ 110 кВ Новомосковская ГРЭС – Северная в нормальной схеме сети в режимах зимних максимальных нагрузок 2024 года по региональному прогнозу с учетом ввода крупных потребителей в полном объёме приводит к токовой загрузке ВЛ 110 кВ Новомосковская ГРЭС – Северная до 149% от Iддтн и до 121% от Iддтн в режимах летних максимальных нагрузок, при этом токовые перегрузки МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС – Химическая на ПС 220 кВ Химическая и МВ ВЛ 220 кВ Северная – Химическая на ПС 220 кВ Химическая в нормальной схеме сети ликвидируются. Очевидно, что данное мероприятие не является полностью эффективным.

В качестве альтернативного варианта усиления сети 110 кВ рассмотрен вариант по созданию второй связи 110 кВ между ПС 220 кВ Северная и Новомосковской ГРЭС (ВЛ 110 кВ Новомосковская ГРЭС – Северная № 2) путем объединения ВЛ 110 кВ Новомосковская ГРЭС – Метаноловская и ВЛ 110 кВ Северная – Метаноловская (данные ВЛ в настоящее время работают на холостом ходу).

Сооружение ВЛ 110 кВ Новомосковская ГРЭС – Северная № 2 позволяет ликвидировать все описанные выше токовые перегрузки электросетевого оборудования в режимах зимних максимальных и летних максимальных нагрузок только в нормальной схеме сети, при нормативных возмущениях в нормальной схеме сети остаются токовые перегрузки ВЛ 110 кВ Новомосковская ГРЭС – Северная №1(№2) (149% от Iддтн) и МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС – Химическая на ПС 220 кВ Химическая (107% от Iддтн). Таким образом, сооружение второй связи ВЛ 110 кВ Новомосковская ГРЭС – Северная № 2 не позволяет ликвидировать токовые перегрузки с учетом ввода новых крупных потребителей.

В качестве оптимального варианта, позволяющего обеспечить подключение новых крупных потребителей в Новомосковском энергорайоне (индустриальный парк «Узловая») рекомендуется сооружение нового центра питания 220 кВ – ПС 220 кВ Новоиндустриальная мощностью 2х200 МВА и сооружение новых ВЛ 220 кВ Северная – Новоиндустриальная и ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС – Новоиндустриальная. Данное мероприятие позволяет ликвидировать перегрузки электросетевого оборудования при вводе нового крупного потребителя в Новомосковском энергорайоне.

Таким образом, мероприятия по усилению связи 110 кВ между Новомосковской ГРЭС и ПС 220 кВ Северная, включающие в себя перевод ВЛ 110 кВ Новомосковская ГРЭС – Северная в нормально включенное состояние и сооружение ВЛ 110 кВ Новомосковская ГРЭС – Северная № 2, с учётом предполагаемого прироста мощности нагрузки в Новомосковском энергоузле являются малоэффективными и требуют дополнительной проработки.

3.11. Анализ эффективности и перспективы эксплуатации ПС 110 кВ Трансмаш, ПС 110 кВ Кирпичная и ПС 110 кВ Олень

ПС 110 кВ Трансмаш

ПС 110 кВ Трансмаш находится в городе Белёв. В настоящее время на ПС 110 кВ Трансмаш установлены два трансформатора 110/10 кВ мощностью по 16 МВА каждый. ПС 110 кВ Трансмаш является абонентской.

В РУ 110 кВ ПС 110 кВ Трансмаш нет ни одного выключателя, основное коммутационное оборудование – разъединители (в цепях ВЛ и между секциями шин) и отделители (в цепях трансформаторов).

Анализ электроэнергетических режимов 2020-2024 годов перегрузок электросетевого оборудования ПС 110 кВ Трансмаш не выявил. Однако для осуществления надежного электроснабжения потребителей с учетом интенсивных условий эксплуатации (прежде всего из-за отсутствия выключателей), необходимо надлежащее содержание имеющегося оборудования ПС в технически исправном состоянии, которое требует существенных капитальных затрат и опыта эксплуатации.

В связи с этим для улучшения эффективности эксплуатации и возможности дальнейшего развития ПС 110 кВ Трансмаш в качестве одного из перспективных центров питания 110 кВ Белевского энергорайона, рекомендуется переход ПС 110 кВ Трансмаш из состава абонентских ПС (собственность АО «Трансмаш») в состав филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья». Данное мероприятие позволит осуществлять своевременную реновацию оборудования ПС и возможность присоединять новых потребителей Суворовского энергорайона.

ПС 110 кВ Кирпичная

ПС 110 кВ Кирпичная находится в городе Ломинцевский. В настоящее время на ПС 110 кВ Кирпичная установлен один трансформатор 110/10 кВ мощностью 16 МВА. ПС 110 кВ Кирпичная является абонентской.

Через РУ 110 кВ ПС 110 кВ Кирпичная проходят ВЛ 110 кВ, соединяющие два основных центра питания 220 кВ Щекинского энергорайона – Щекинская ГРЭС и ПС 220 кВ Яснополянская. В РУ 110 кВ ПС 110 кВ Кирпичная в цепях ВЛ отсутствуют выключатели.

Анализ электроэнергетических режимов 2020-2024 годов перегрузок электросетевого оборудования ПС 110 кВ Кирпичная не выявил.

Основной прирост мощности потребления в период 2020-2024 годов предполагается именно в Щекинском энергорайоне. В связи с этим целесообразно дальнейшее развитие ПС 110 кВ Кирпичная в качестве одного из перспективных центров питания 110 кВ Щекинского энергорайона, соединяющего центры питания 220 кВ Щекинского энергорайона, и рекомендуется переход ПС 110 кВ Кирпичная из состава абонентских ПС в состав филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья». Данное мероприятие позволит повысить эффективность эксплуатации ПС 110 кВ Кирпичная и обеспечить электроснабжение имеющихся и перспективных новых потребителей Щекинского энергорайона.

ПС 110 кВ Олень

ПС 110 кВ Олень находится в городе Киреевск. В настоящее время на ПС 110 кВ Олень установлены два трансформатора 110/6 кВ мощностью 16 МВА каждый. ПС 110 кВ Олень является абонентской.

ПС 110 кВ Олень является тупиковой и питается по двум цепям от ПС 110 кВ Труново, через которую соединяются два центра питания 220 кВ Тульской энергосистемы – Щекинскую ГРЭС и ПС 220 кВ Бегичево. В РУ 110 кВ ПС 110 кВ Олень нет ни одного выключателя, основное коммутационное оборудование – разъединители (в цепях ВЛ и между секциями шин) и отделители (в цепях трансформаторов).

Анализ электроэнергетических режимов 2020-2024 годов перегрузок электросетевого оборудования ПС 110 кВ Олень не выявил.

Как было отмечено выше, основной прирост мощности потребления в период 2020-2024 годов предполагается в Щекинском энергорайоне. В связи с этим целесообразно дальнейшее развитие ПС 110 кВ Олень в качестве одного из перспективных центров питания 110 кВ Киреевского энергорайона и рекомендуется переход ПС 110 кВ Олень из состава абонентских ПС в состав филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья». Данное мероприятие позволит повысить эффективность эксплуатации ПС 110 кВ Олень, в том числе за счет реновации оборудования, и обеспечить электроснабжение имеющихся и перспективных новых потребителей Киреевского энергорайона, включая г. Киреевск.

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

Перечни реализуемых и перспективных проектов по развитию энергосистемы Тульской области сформированы на основании расчетов электрических режимов и разделены в соответствии со сценариями развития региональной энергетики, соответствующими базовому (таблица 3.20) и региональному (таблица 3.21) прогнозам потребления электрической энергии и мощности. Данные проекты (мероприятия) выполняются с целью ликвидации выявленных перегрузок элементов сети, создания дополнительной возможности технологического присоединения энергопринимающих устройств новых потребителей.

Для каждого из рассматриваемых сценариев развития энергосистемы Тульской области выполнена оценка капитальных вложений в их реализацию по сборнику «Укрупненные стоимостные показатели линий электропередачи и подстанций напряжением 35-750 кВ», внесенного приказом Минстроя России от 06.10.2014 № 5697/пр в Федеральный реестр сметных нормативов. Стоимость на реализацию мероприятий определена в ценах I квартала 2019 года.

Таблица 3.20. Перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию энергосистемы Тульской области на 2019-2024 годы в соответствии с базовым прогнозом потребления электроэнергии и мощности

Наименования проекта (мероприятия)

Харак-теристика объекта,

ВЛ км,

ПС МВА

Рекомен-дуемый срок ввода

Цели, решаемые при реконструкции/ строительстве

Организация, ответственная за реализацию мероприятия

Итоговая стоимость, млн руб. (без НДС)***

1

2

3

4

5

6

Мероприятия, выполняемые в соответствии с проектом СиПР ЕЭС России на 2019-2025 годы

1.

Строительство ПС 220 кВ Тепличная

2х80 МВА

2019

Технические условия от 13.03.2017 на технологическое присоединение электроустановок ООО «ТК «Тульский»

ООО «Тепличный комплекс «Тульский»

803,65

Строительство заходов на ПС 220 кВ Тепличная от ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Тула № 2 с отпайкой на ПС Яснополянская

2х0,5 км

2019

2.

Строительство ПС 220 кВ Агрокомплекс**

250 МВА

2025

Технические условия от 18.09.2017 на технологическое присоединение электроустановок ООО «Агрохолдинг «Суворовский»

ООО «Агрохолдинг «Суворовский»

919,74

Строительство ЛЭП 220 кВ Щекинская ГРЭС – Агрокомплекс для присоединения ПС 220 кВ Агрокомплекс**

1х2 км

2025

3.

Реконструкция ПС 220 кВ Северная с установкой АТ 220/110 кВ с увеличением трансформаторной мощности на 200 МВА до 580 МВА****

200 МВА

2019

Технические условия от 21.05.2013 на технологическое присоединение электроустановок АО «Корпорация развития Тульской области»

ПАО «ФСК ЕЭС»

380,20

Мероприятия для обеспечения возможности технологического присоединения энергопринимающих устройств новых потребителей

4.

Строительство ПС 110 кВ ГРАНД-ПАРК с питающими ВЛ 110 кВ:

1 этап: строительство ПС 110 кВ ГРАНД-ПАРК с установкой одного трансформатора 16 МВА, строительство отпайки от ВЛ 110 кВ Космос – Заокская с отпайкой на ПС Яковлево.

2 этап: установка второго трансформатора 16 МВА, строительство отпайки от ВЛ 110 кВ Протон – Заокская с отпайкой на ПС Яковлево*

2х16 МВА

2х0,23 км

2019

Технические условия от 30.06.2017 на технологическое присоединение электроустановок ООО «ГРАНД-ПАРК»

ООО «ГРАНД-ПАРК»,

ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

311,67

5.

Реконструкция ПС 35 кВ Ненашево с заменой силовых трансформаторов 4 и 10 МВА на 2х16 МВА и переводом питания на 110 кВ*

2х16 МВА

2019

ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

449,61

6.

Реконструкция ПС 35 кВ Хрипково с заменой двух трансформаторов 2х2,5 МВА на два трансформатора 2х10 МВА и переводом питания на 110 кВ*

2х10 МВА

2019

304,53

7.

Строительство заходов от ВЛ 110 кВ Ленинская – Ясногорск на ПС 110 кВ Ненашево с образованием ВЛ 110 кВ Ясногорск – Ненашево и ВЛ 110 кВ Ленинская – Ненашево*

2х10,5 км

2019

376,68

8.

Реконструкция ВЛ 35 кВ Хрипково – Ненашево с переводом на 110 кВ*

17 км

2019

9.

Реконструкция ВЛ 35 кВ Заокская – Хрипково с переводом на 110 кВ*

16 км

2019

10.

Реконструкция ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Заокская для подключения ВЛ 110 кВ Заокская – Хрипково*

-

2019

11.

Строительство ВЛ 110 кВ Глебово – Ушатово*

59 км

2024

Технические условия от 10.07.2017 на технологическое присоединение электроустановок АО «Тульская региональная корпорация развития государственно-частного партнерства»

524,07

12.

Строительство ПС 110 кВ АО «Тульская региональная корпорация развития государственно-частного партнерства» и с присоединением от двух ЛЭП 110 кВ ПС 110 кВ Ушатово – ПС 110 кВ АО «Тульская региональная корпорация развития государственно-частного партнерства»*

2х100 МВА,

2х1 км

2024

АО «Тульская региональная корпорация развития государственно-частного партнерства»

468,43

13.

Строительство ПС 110 кВ Карбамид и двух КЛ 110 кВ Яснополянская – Карбамид

2х60 МВА,

2х3 км

2021

Технические условия от 10.07.2017 на технологическое присоединение электроустановок ОАО «Щекиноазот»

ОАО «Щекиноазот»

546,67

14.

Строительство ПС 110 кВ КБП и двух отпаек от ВЛ 110 кВ Кировская – Металлургическая с отпайкой на ПС Криволучье и ВЛ 110 кВ Щегловская - Глушанки

50 МВА,

2х2,2 км

2019

Технические условия от 10.07.2017 на технологическое присоединение электроустановок АО «Конструкторское бюро приборостроения им. академика

А.Г. Шипунова»

АО «Конструк-торское бюро приборо-строения им. академика

А.Г. Шипунова»

411,68

15.

Реконструкция ПС 110 кВ Яковлево с заменой Т-1 и Т-2 с 2х10 МВА на 2х16 МВА

2х16 МВА

2024

Устранение превышения допустимой токовой загрузки с учетом технологического присоединения новых потребителей

ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

96,19

Мероприятия, рекомендуемые для устранения выявленных схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений

16.

Реконструкция ПС 110 кВ Заокская с заменой силового трансформатора Т-1 мощностью 16 МВА на трансформатор 40 МВА (1-й пусковой комплекс)

1х40 МВА

2021

Устранение превышения допустимой токовой загрузки с учетом технологического присоединения новых потребителей

ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

203,67

17.

Реконструкция ПС 110 кВ Заокская с заменой силового трансформатора Т-2 мощностью 16 МВА на трансформатор 40 МВА (2-й пусковой комплекс)

1х40 МВА

2021

210,63

18.

Реконструкция ПС 110 кВ Средняя с заменой Т-2 с 10 МВА на 16 МВА

1х16 МВА

2022

3,30

19.

Реконструкция ПС 110 кВ Пролетарская с заменой Т-1 и Т-2 с 2х25 МВА на 2х32 МВА

2х32 МВА

2024

175,46

Мероприятия по реконструкции электросетевых объектов, имеющих значительный физический износ

20.

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

3 км

2019

Реновация основных фондов

ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

38,93

21.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Пятницкая – Ясногорск

0,8 км

2025

1,87

22.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Ленинская-Мясново с отпайками, ВЛ 110 кВ Ленинская-Ратово с отпайкой на ПС Барсуки, ВЛ 110 кВ Ратово- Мясново, ВЛ 110 кВ Тула-Мясново №1 с отпайками, ВЛ 110 кВ Тула-Мясново №2 с отпайкой на ПС Южная с заменой опор, провода, изоляторов

26,85 км

2025

299,0

23.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Звезда-Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Звезда-Волово с отпайкой на ПС Турдей, протяженностью по трассе 20,0 км

20,0 км

2023

142,63

24.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Звезда-Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Звезда-Волово с отпайкой на ПС Турдей в пролётах опор № 105-163А, протяженностью по трассе 8,7 км

8,7 км

2023

57,17

25.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Звезда-Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Волово-Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк, протяженностью по трассе 29,44 км

29,44 км

2023

255,26

26.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Труново-Советская, протяженностью по трассе 21 км

21,0 км

2023

182,89

27.

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

Плавск-Лазарево с отпайкой на ПС Смычка, ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС-Лазарево (2-я очередь), протяженностью по трассе 12 км

12,0 км

2024

119,57

28.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Мценск – Плавск с отпайками

30,0 км

2024

231,0

* Сроки реализации мероприятий могут корректироваться с учётом результатов разработки проектной документации и динамики реального прироста нагрузки потребителей.

** Срок реализации выходит за рамки Схемы и программы развития электроэнергетики Тульской области на 2020-2024 годы, приведено для сведения.

*** Для объектов, стоимость которых принята на основании проекта СиПР ЕЭС Росси 2019-2025, указана полная стоимость строительства в прогнозных ценах.

**** Фактический ввод в работу АТ – 2019 г., постановка на баланс – 2020 г.

Таблица 3.21. Перечень перспективных проектов по развитию энергосистемы Тульской области на 2019-2024 годы в соответствии с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности

Наименования проекта (мероприятия)

Харак-теристика объекта,

ВЛ км,

ПС МВА

Рекомен-дуемый срок ввода

Цели, решаемые при реконструкции/ строительстве

Организация, ответственная за реализацию мероприятия

Итоговая стоимость, млн руб. (без НДС)**

1

2

3

4

5

6

Мероприятия, выполняемые в соответствии с проектом СиПР ЕЭС России на 2019-2025 годы

1.

Строительство ПС 220 кВ Тепличная

2х80 МВА

2019

Технические условия от 13.03.2017 на технологическое присоединение электроустановок ООО «ТК «Тульский»

ООО «Тепличный комплекс «Тульский»

803,65

Строительство заходов на ПС 220 кВ Тепличная от ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Тула № 2 с отпайкой на ПС Яснополянская

2х0,5 км

2019

2.

Строительство ПС 220 кВ Агрокомплекс

250 МВА

2021*

Технические условия от 18.09.2017 на технологическое присоединение электроустановок ООО «Агрохолдинг «Суворовский»

ООО «Агрохолдинг «Суворовский»

919,74

Строительство ЛЭП 220 кВ Щекинская ГРЭС – Агрокомплекс для присоединения ПС 220 кВ Агрокомплекс

1х2 км

2021*

3.

Реконструкция ПС 220 кВ Северная с установкой АТ 220/110 кВ с увеличением трансформаторной мощности на 200 МВА до 580 МВА***

200 МВА

2019

Технические условия от 21.05.2013 на технологическое присоединение электроустановок АО «Корпорация развития Тульской области»

ПАО «ФСК ЕЭС»

380,20

Мероприятия для обеспечения возможности технологического присоединения энергопринимающих устройств новых потребителей

4.

Строительство ПС 110 кВ ГРАНД-ПАРК с питающими ВЛ 110 кВ:

1 этап: строительство ПС 110 кВ ГРАНД-ПАРК с установкой одного трансформатора 16 МВА, строительство отпайки от ВЛ 110 кВ Космос – Заокская с отпайкой на ПС Яковлево.

2 этап: установка второго трансформатора 16 МВА, строительство отпайки от ВЛ 110 кВ Протон – Заокская с отпайкой на ПС Яковлево*

2х16 МВА

2х0,23 км

2019

Технические условия от 30.06.2017 на технологическое присоединение электроустановок ООО «ГРАНД-ПАРК»

ООО «ГРАНД-ПАРК»,

ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

311,67

5.

Реконструкция ПС 35 кВ Ненашево с заменой силовых трансформаторов 4 и 10 МВА на 2х16 МВА и переводом питания на 110 кВ*

2х16 МВА

2019

ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

449,61

6.

Реконструкция ПС 35 кВ Хрипково с заменой двух трансформаторов 2х2,5 МВА на два трансформатора 2х10 МВА и переводом питания на 110 кВ*

2х10 МВА

2019

304,53

7.

Строительство заходов от ВЛ 110 кВ Ленинская – Ясногорск на ПС 110 кВ Ненашево с образованием ВЛ 110 кВ Ясногорск – Ненашево и ВЛ 110 кВ Ленинская – Ненашево*

2х10,5 км

2019

376,68

8.

Реконструкция ВЛ 35 кВ Хрипково – Ненашево с переводом на 110 кВ*

17 км

2019

9.

Реконструкция ВЛ 35 кВ Заокская – Хрипково с переводом на 110 кВ*

16 км

2019

10.

Реконструкция ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Заокская для подключения ВЛ 110 кВ Заокская – Хрипково*

-

2024

11.

Строительство ВЛ 110 кВ Глебово – Ушатово*

59 км

2024

Технические условия от 10.07.2017 на технологическое присоединение электроустановок АО «Тульская региональная корпорация развития государственно-частного партнерства»

524,07

12.

Строительство ПС 110 кВ АО «Тульская региональная корпорация развития государственно-частного партнерства» и с присоединением от двух ЛЭП 110 кВ ПС 110 кВ Ушатово – ПС 110 кВ АО «Тульская региональная корпорация развития государственно-частного партнерства»*

2х100 МВА

2х1 км

2024

АО «Тульская региональная корпорация развития государственно-частного партнерства»

468,43

13.

Строительство ПС 110 кВ Карбамид и КЛ 110 кВ ПС 220 кВ Яснополянская – ПС 110 кВ Карбамид

2х60 МВА,

2х3 км

2021

Технические условия от 10.07.2017 на технологическое присоединение электроустановок ОАО «Щекиноазот»

ОАО «Щекиноазот»

546,67

14.

Строительство ПС 110 кВ КБП и двух отпаек от ВЛ 110 кВ Кировская – Металлургическая с отпайкой на ПС Криволучье и ВЛ 110 кВ Щегловская - Глушанки

50 МВА,

2х2,2 км

2019

Технические условия от 10.07.2017 на технологическое присоединение электроустановок АО «Конструкторское бюро приборостроения им. академика

А.Г. Шипунова»

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

411,68

15.

Строительство ПС 220 кВ Венёв и заходов к ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС – Химическая

2х40 МВА

2х5 км

2020

Заявка ОАО «РЖД»

от 25.01.2019 №1284и-ЖДЭ.

ОАО «РЖД»

932,96

16.

Строительство ПС 110 кВ Ефремов-тяговая с заходами

2х40 МВА

2020

Предложение ОАО «РЖД»

388,90

17.

Строительство ПС 110 кВ Волово-тяговая с заходами

2х40 МВА

2020

Предложение ОАО «РЖД»

388,90

18.

Строительство ПС 110 кВ Узловая 2 и заходов от ВЛ 110 кВ Северная – Метаноловская и от ВЛ 110 кВ Узловая – Северная

2х40 МВА

2020

Предложение ОАО «РЖД»

388,90

19.

Сооружение  нового центра питания 110 кВ в г. Тула (подключение микрорайона жилищной застройки «Красные Ворота»)****

2х16 МВА

2020

Технологическое присоединение новых потребителей

Сторона в соответствии с условиями договора на ТП

374,21

20.

Реконструкция ПС 110 кВ Яковлево с заменой Т-1 и Т-2 с 2х10 МВА на 2х16 МВА

2х16 МВА

2024

Устранение превышения допустимой токовой загрузки с учетом технологического присоединения новых потребителей

ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

96,19

Мероприятия, рекомендуемые для устранения выявленных схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений

21.

Реконструкция ПС 110 кВ Заокская с заменой силового трансформатора Т-1 мощностью 16 МВА на трансформатор 40 МВА (1-й пусковой комплекс)

1х40 МВА

2021

Устранение превышения допустимой токовой загрузки с учетом технологического присоединения новых потребителей

ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

203,67

22.

Реконструкция ПС 110 кВ Заокская с заменой силового трансформатора Т-2 мощностью 16 МВА на трансформатор 40 МВА (2-й пусковой комплекс)

1х40 МВА

2021

210,63

23.

Реконструкция ПС 110 кВ Средняя с заменой Т-2 с 10 МВА на 16 МВА

1х16 МВА

2022

3,30

24.

Реконструкция ПС 110 кВ Пролетарская с заменой Т-1 и Т-2 с 2х25 МВА на 2х32 МВА

2х32 МВА

2024

175,46

25.

Реконструкция РУ 220 кВ ПС 220 кВ Химическая (установка дополнительных двух ячеек выключателей 220 кВ)

-

2023

ПАО «ФСК ЕЭС»

264,78

26.

Замена ВЧЗ ВЛ 220 кВ Северная – Химическая на ПС 220 кВ Северная

-

2023

1,45

27.

Сооружение  нового центра питания 220 кВ в Новомосковском энергорайоне (ПС 220 кВ Новоиндустриальная)

2х200 МВА

2022

Заявитель

1042,14

28.

Сооружение ВЛ 220 кВ Северная – Новоиндустриальная (провод АС-400)

6 км

2022

71,8

29.

Сооружение ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС – Новоиндустриальная (провод АС-500)

10 км

2022

126,53

30.

Реконструкция ПС 220 кВ Звезда с заменой силового трансформатора 125 МВА на 2х250 МВА и установкой СКРМ

2х250 МВА

70 Мвар

2020

ПАО «ФСК ЕЭС»

1176,33

31.

Сооружение ВЛ 220 кВ Елецкая – Звезда (провод АС-400)

60 км

2020

714,35

Мероприятия по реконструкции электросетевых объектов, имеющих значительный физический износ

32.

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

3 км

2019

Реновация основных фондов

ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

38,93

33.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Пятницкая – Ясногорск

0,8 км

2025

1,87

34.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Ленинская-Мясново с отпайками, ВЛ 110 кВ Ленинская-Ратово с отпайкой на ПС Барсуки, ВЛ 110 кВ Ратово- Мясново, ВЛ 110 кВ Тула-Мясново №1 с отпайками, ВЛ 110 кВ Тула-Мясново №2 с отпайкой на ПС Южная с заменой опор, провода, изоляторов

26,85 км

2025

299,0

35.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Звезда-Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Звезда-Волово с отпайкой на ПС Турдей, протяженностью по трассе 20,0 км

20,0 км

2023

142,63

36.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Звезда-Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Звезда-Волово с отпайкой на ПС Турдей в пролётах опор № 105-163А, протяженностью по трассе 8,7 км

8,7 км

2023

57,17

37.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Звезда-Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Волово-Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк, протяженностью по трассе 29,44 км

29,44 км

2023

255,26

38.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Труново-Советская, протяженностью по трассе 21 км

21,0 км

2023

182,89

39.

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

Плавск-Лазарево с отпайкой на ПС Смычка, ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС-Лазарево (2-я очередь), протяженностью по трассе 12 км

12,0 км

2024

119,57

40.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Мценск – Плавск с отпайками

30,0 км

2024

231,0

* Сроки реализации мероприятий могут корректироваться с учётом результатов разработки проектной документации и динамики реального прироста нагрузки потребителей.

** Для объектов, стоимость которых принята на основании проекта СиПР ЕЭС Росси 2019-2025, указана полная стоимость строительства в прогнозных ценах.

*** Фактический ввод в работу АТ – 2019 г., постановка на баланс – 2020 г.

**** При наличии возможности выполнить подключение новых потребителей от ПС 110 кВ Медвенка

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

В Тульской области плановые значения показателя уровня надежности услуг по передаче электрической энергии, оказываемых территориальными сетевыми организациями региона, установлены постановлением комитета Тульской области по тарифам от 27.10.2016 № 39/4.

В отношении филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» значения показателя уровня надежности оказываемых услуг, определяемые средней продолжительностью прекращений передачи электрической энергии в отношении потребителей услуг электросетевой организации в течение расчетного периода, следующие:

2018 год − 0,0358;

2019 год − 0,0352;

2020 год − 0,0347;

2021 год – 0,0342;

2022 год – 0,0337.

Развитие источников генерации Тульской области на 2020–2024 годы

На период с 2019 года по 2024 год планируются следующие изменения установленной мощности в Тульской энергосистеме, учтённые при определении сценария развития энергосистемы Тульской области, соответствующего базовому прогнозу потребления электроэнергии и мощности:

демонтаж в 2021 году блока ст. № 4 мощностью 14 МВт на Новомосковской ГРЭС;

демонтаж в 2021 году блока ст. № 7 мощностью 32 МВт на Новомосковской ГРЭС;

демонтаж в 2020 году блока ст. № 4 мощностью 25 МВт на Ефремовской ТЭЦ;

демонтаж в 2021 году блока ст. № 2 мощностью 12 МВт на Алексинской ТЭЦ;

демонтаж в 2019 году блока ст. № 3 мощностью 50 МВт на Алексинской ТЭЦ;

ввод в работу в 2019 году парогазовой установки на Алексинской ТЭЦ мощностью 113,5 МВт.

На период с 2019 года по 2024 год планируются следующие изменения установленной мощности в Тульской энергосистеме, учтённые при определении сценария развития энергосистемы Тульской области, соответствующего региональному прогнозу потребления электроэнергии и мощности:

демонтаж в 2020 году блока ст. № 4 мощностью 14 МВт на Новомосковской ГРЭС;

демонтаж в 2020 году блока ст. № 7 мощностью 32 МВт на Новомосковской ГРЭС;

демонтаж в 2020 году блока ст. № 2 мощностью 12 МВт на Алексинской ТЭЦ;

перемаркировка в 2019 году блока ст. № 3 Т-50-90 в Т-29-90 на Алексинской ТЭЦ;

демонтаж в 2021 году блока ст. № 3 мощностью 29 МВт на Алексинской ТЭЦ;

демонтаж в 2024 году блока 1 мощностью 200 МВт на Щекинской ГРЭС;

ввод в работу в 2019 году парогазовой установки на Алексинской ТЭЦ мощностью 113,5 МВт;

ввод в работу в 2024 году парогазовой установки на Щекинской ГРЭС мощностью 230 МВт;

Перечень существующих и планируемых к строительству и выводу из эксплуатации электрических станций, установленная мощность которых превышает 5 МВт, на период до 2024 года в соответствии с базовым и региональным прогнозами потребления электроэнергии и мощности приведён в приложении № 1.

Анализ схемно-режимной ситуации в связи с возможным выводом из эксплуатации генерирующих объектов на период до 2024 года в соответствии с базовым прогнозом потребления электроэнергии и мощности

Оценка балансовой ситуации, а также расчеты электрических режимов в энергосистеме Тульской области на период 2020-2024 годов показали, что изменения установленной мощности в Тульской энергосистеме, соответствующие базовому прогнозу развития энергосистемы Тульской области в части вывода из эксплуатации генерирующих объектов не приводят к выходу параметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений.

По результатам расчетов рекомендуется обеспечение работы генерирующего оборудования на Ефремовской ТЭЦ в объеме не менее 60 МВт (ТГ-6).

Анализ результатов расчета электроэнергетических режимов показал, что для поддержания параметров электроэнергетических режимов в области допустимых значений с учётом ввода новых крупных потребителей по имеющимся ТУ на ТП необходимо обеспечить готовность к несению нагрузки Щекинской ГРЭС в объёме не менее двух блоков (400 МВт) в зимний период и не менее одного блока (200 МВт) в летний период.

Анализ схемно-режимной ситуации в связи с возможным выводом из эксплуатации генерирующих объектов на период до 2024 года в соответствии с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности

Оценка балансовой ситуации, а также расчеты электрических режимов в энергосистеме Тульской области на период 2020-2024 годов показали, что изменения установленной мощности в Тульской энергосистеме, соответствующие региональному прогнозу развития энергосистемы Тульской области в части вывода из эксплуатации генерирующих объектов не приводят к выходу параметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений.

Анализ результатов расчета электроэнергетических режимов показал, что для поддержания параметров электроэнергетических режимов в области допустимых значений с учётом ввода новых крупных потребителей по имеющимся ТУ на ТП, необходимо обеспечить готовность к несению нагрузки Щекинской ГРЭС в объёме не менее двух блоков (400 МВт) в зимний период и не менее одного блока (200 МВт) в летний период.

По результатам расчетов рекомендуется обеспечение работы генерирующего оборудования на Ефремовской ТЭЦ в объеме не менее 60 МВт (ТГ-6).

В качестве альтернативного мероприятия сетевому строительству можно также рекомендовать сооружение новых источников генерации в Ефремовском районе.

Анализ угрозы возникновения дефицита теплоснабжения потребителей в связи с возможным выводом из эксплуатации источников тепловой энергии на период до 2024 года в соответствии с базовым прогнозом потребления электроэнергии и мощности

По информации филиала ПАО «Квадра» – «Центральная генерация» с 01.07.2020 планируется ввод в эксплуатацию:

пароводогрейной котельной на Новомосковской ГРЭС установленной тепловой мощностью 180 Гкал/ч (четырех водогрейных котлов Eurotherm 35/150 и парового котла ДЕ-25-14/200);

пароводогрейной котельной Алексинской ТЭЦ установленной тепловой мощностью 170 Гкал/ч (трех водогрейных котлов Eurotherm 35/115 и двух паровых котлов WULFF WRK-D-2T-50000).

По информации филиала ПАО «Квадра» – «Центральная генерация» с 01.01.2021 планируется вывод из эксплуатации:

старых частей Новомосковской ГРЭС (турбоагрегатов ст. № 4, 7 и паровых котлов ст. № 13, 14, 15 – мощностью 46 МВт и 205 Гкал/ч соответственно);

старых частей Алексинской ТЭЦ (турбоагрегатов ст. № 2, 3 и паровых котлов ст. № 3, 4, 6 – мощностью 41 МВт и 150 Гкал/ч соответственно).

Вывод из эксплуатации генерирующего оборудования старых частей Новомосковской ГРЭС и Алексинской ТЭЦ не приведет к снижению надежности или ограничению подачи тепла потребителям. Работа новых котельных полностью обеспечит покрытие тепловых нагрузок при аварийных остановах ПГУ.

В Тульской области ПАО «Квадра» реализует программы по замещению старых генерирующих мощностей на новые высокотехнологичные парогазотурбинные установки на Новомосковской ГРЭС (ПГУ-190 эксплуатируется с 2013 года) и Алексинской ТЭЦ (ПГУ-115 введена с 01.02.2019). На Ефремовской ТЭЦ ПАО «Квадра» планирует проведение мероприятий по повышению эффективности и экономичности существующего оборудования.

С 2019 года ООО «Щекинская ГРЭС» прекращает отпуск теплоэнергии потребителям г. Советска, так как планируется ввод котельной мощностью 40 МВт (35 Гкал/ч) ООО «ТК-СОВЕТСК». Вывод из эксплуатации источников тепловой энергии и тепловых сетей согласован с администрацией муниципального образования город Советск Щекинского района.

Анализ угрозы возникновения дефицита теплоснабжения потребителей в связи с возможным выводом из эксплуатации источников тепловой энергии на период до 2024 года в соответствии с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности

Угроза возникновения дефицита теплоснабжения потребителей в связи с возможным выводом из эксплуатации источников тепловой энергии на период до 2024 года в соответствии с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности соответствует таковой по базовому прогнозу потребления электроэнергии и мощности.

Предложения по вводу новых генерирующих мощностей (новые потребители, тепловая нагрузка, балансовая необходимость)

Анализ результатов расчёта электроэнергетических режимов, а также баланса тепловой и электрической энергии не выявил необходимости ввода дополнительной генерации в базовом варианте развития электроэнергетики энергосистемы Тульской области.

Анализ результатов расчёта электроэнергетических режимов в базовом и региональном прогнозах потребления мощности в энергосистеме Тульской области показал, что с целью поддержания параметров электроэнергетических режимов в области допустимых значений с учётом ввода новых крупных потребителей по имеющимся ТУ на ТП необходимо обеспечить готовность к несению нагрузки Щекинской ГРЭС в объёме не менее двух блоков (400 МВт) в зимний период и не менее одного блока (200 МВт) в летний период.

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

В связи со снижением цен на оптовом рынке электрической энергии и мощности, при росте цен на газ работа ряда электростанций филиала ПАО «Квадра» – «Центральная генерация», находящихся в Тульской области, становится экономически нерентабельной.

Одним из этапов решения проблемы является развитие генерирующих мощностей, для чего в ПАО «Квадра» осуществило ввод в эксплуатацию с 01.02.2019 парогазовой установки на Алексинской ТЭЦ мощностью 113,5 МВт.

Реализовано строительство на Алексинской ТЭЦ ПГУ с двумя газотурбинными установками SGT-800 фирмы Siemens, паровой турбогенераторной установкой SST PAC 600 фирмы Siemens, двумя котлами-утилизаторами ПК-83 ОАО «Подольский машиностроительный завод», тремя дожимными компрессорными станциями и блоком очистки газа фирмы Eltacon. Строительство ПГУ с установкой теплофикационного парогазового блока увеличивает выработку электроэнергии по теплофикационному циклу на основе внедрения высокоэффективной парогазовой технологии, повышения конкурентоспособности продукции ТЭЦ в условиях рыночной экономики.

Прогноз потребления тепловой энергии на 2020−2024 годы с выделением крупных потребителей

Прогноз потребления тепловой энергии по Тульской области на период до 2024 года приведен в таблице 3.22.

Таблица 3.22. Прогноз производства, потребления тепловой энергии по Тульской энергосистеме на 2020−2024 годы

Наименование источника

тепловой энергии

2020

2021

2022

2023

2024

1

2

3

4

5

6

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

1.1. Выработка ТЭ всего, в т.ч.:

2162,4

2196,3

2216,4

2216,4

2216,4

Ефремовская ТЭЦ

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Алексинская ТЭЦ

1006,1

1049,5

1049,5

1049,5

1049,5

Новомосковская ГРЭС

418,9

295,0

315,1

315,1

315,1

Котельные производственные

221,7

478,0

478,0

478,0

478,0

1.2. Потребление ТЭ на собственные нужды

14,0

13,9

13,9

13,9

13,9

1.3. Отпуск ТЭ «Промышленное производство»

1061,6

1105,5

1125,6

1125,6

1125,6

1.4. Отпуск ТЭ «ЖКХ»

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

1.5. Отпуск ТЭ «Бюджетные потребители»

8,3

8,2

8,2

8,2

8,2

1.6. Отпуск ТЭ «Прочие виды экономической деятельности»

2,7

3,5

3,5

3,5

3,5

1.7. Потери ТЭ

116,0

111,2

111,2

111,2

111,2

1.8. Отпуск ТЭ «Перепродавцы энергии»

959,9

954,0

954,0

954,0

954,0

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

1,8

1,8

1,8

1,8

1,8

Потребление ТЭ на собственные нужды

1,8

1,8

1,8

1,8

1,8

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

133,8

133,8

133,8

133,8

133,8

Отпуск ОАО «Энергия – 1»

112,9

112,9

112,9

112,9

112,9

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

20,9

20,9

20,9

20,9

20,9

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

933,7

933,7

933,7

933,7

933,7

Цеха ПАО «Тулачермет» (потребление)

356,2

356,2

356,2

356,2

356,2

Отпуск АО «Тулатеплосеть» (население)

340,1

340,1

340,1

340,1

340,1

Отпуск «Промышленные потребители, потери»

237,5

237,5

237,5

237,5

237,5

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

870,6

870,6

870,6

870,6

870,6

Производственные нужды ПАО «Косогорский металлургический завод» (потребление)

678,5

678,5

678,5

678,5

678,5

Отпуск «Население»

137,5

137,5

137,5

137,5

137,5

Отпуск «Прочие потребители, потери»

54,6

54,6

54,6

54,6

54,6

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

1613,8

1613,8

1613,8

1613,8

1613,8

Производственные нужды ОАО «Щекиноазот» (потребление)

1414,0

1414,0

1414,0

1414,0

1414,0

Отпуск «Население»

165,7

165,7

165,7

165,7

165,7

Отпуск «Прочие потребители, потери»

34,1

34,1

34,1

34,1

34,1

7. Котельные

7097,1

7203,6

7311,6

7421,3

7532,6

Всего объем производства тепловой энергии по Тульскому региону

12813,2

12953,5

13081,7

13191,3

13302,7

Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в Тульской области и прогноз их теплопотребления представлен в таблице 3.23.

Таблица 3.23. Прогноз потребления тепловой энергии крупными потребителями в Тульской области на 2020−2024 годы

Наименование потребителя тепловой энергии

Объем потребления тепловой энергии, тыс. Гкал

2020

2021

2022

2023

2024

1

2

3

4

5

6

АО «НАК «Азот»

1805,0

1795,0

1805,0

1800,0

1809,0

ОАО «Щекиноазот»

1414,0

1414,0

1414,0

1414,0

1414,0

ПАО «Косогорский металлургический завод»

678,5

678,5

678,5

678,5

678,5

ООО «Каргилл»

500,0

545,0

545,0

580,0

580,0

ОАО «Ефремовский завод синтетического каучука»

44,0

44,0

44,0

44,0

44,0

ПАО «Тулачермет»

356,2

356,2

356,2

356,2

356,2

АО «Тульский патронный завод»

219,0

219,0

219,0

219,0

219,0

АО АК «Туламашзавод»

58,0

59,0

60,0

60,0

60,0

АО «Тяжпромарматура»

39,5

39,5

40,0

40,0

40,5

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

55,2

60,2

64,7

64,7

64,7

АО «Полема»

26,0

26,0

26,0

26,0

26,0

ООО «КНАУФ ГИПС НОВОМОСКОВСК»

4,5

4,5

4,5

4,5

4,5

Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе на 2020−2024 годы

Основным видом топлива, потребляемым объектами по выработке электрической и тепловой энергии, является природный газ. Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний Тульской области в топливе на 2020−2024 годы указана в таблице 3.24.

Таблица 3.24. Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе, (тут)

Наименование

2020 г.

2021 г.

2022 г.

2023 г.

2024 г.

1

2

3

4

5

6

1. Природный газ, всего,

в том числе:

1887208

1745826

1745826

1745826

1745826

ТЭЦ-ПВС ПАО «Тулачермет»

275000

275000

275000

275000

275000

ТЭЦ-ПВС ПАО «Косогорский металлургический завод»

72653

72653

72653

72653

72653

Первомайская ТЭЦ ОАО «Щекиноазот»

451332

451332

451332

451332

451332

Блок-станция Ефремовского филиала ОАО «Щекиноазот»

4688

4688

4688

4688

4688

ООО «Щекинская ГРЭС»

261635

154553

154553

154553

154553

Филиал ПАО «Квадра» – «Центральная генерация»

821900

787600

787600

787600

787600

2. Доменный газ всего, в том числе:

475392

475392

475392

475392

475392

ТЭЦ-ПВС ПАО «Тулачермет»

385000

385000

385000

385000

385000

ТЭЦ-ПВС ПАО «Косогорский металлургический завод»

90392

90392

90392

90392

90392

3. Уголь всего, в том числе:

594287

575932

562318

548440

548440

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

594287

575932

562318

548440

548440

4. Мазут всего, в том числе:

24819

24057

23447

22890

22890

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

24785

24023

23413

22856

22856

ООО «Щекинская ГРЭС»

34

34

34

34

34

4. Сбросный газ, в том числе:

27463

27463

27463

27463

27463

Первомайская ТЭЦ ОАО «Щекиноазот»

27463

27463

27463

27463

27463

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

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 (ФКР, ЗРК), которые являются наиболее мощными котельными в системе муниципального теплоснабжения: производительность Зареченской районной котельной составляет 233 МВт/ч (200 Гкал/ч), Фрунзенской - 175 МВт/ч (150 Гкал/ч).

Данные о фактической выработке тепловой энергии Фрунзенской и Зареченской районными котельными за 2018 год представлены в таблице 3.25.

Таблица 3.25. Выработка тепловой энергии Фрунзенской и Зареченской районными котельными в 2018 год, Гкал

Котельная

Январь

Февраль

Март

Апрель

Май

Июнь

Июль

Август

Сентябрь

Октябрь

Ноябрь

Декабрь

ФРК

45681

44066

47206

31069

4663

8223

8237

8394

9423

23977

28607

32419

ЗРК

60381

56704

60788

40152

12571

6743

8175

11156

12081

33395

39227

44805

Прогноз спроса на тепловую энергию Фрунзенской и Зареченской районных котельных на перспективу до 2024 года представлены в таблице 3.26.

Таблица 3.26. Прогноз спроса на тепловую энергию Фрунзенской
и Зареченской районных котельных на 2019-2024 годы, Гкал

Год

Котельная

2019

2020

2021

2022

2023

2024

ФРК

285009

285009

285009

285009

285009

285009

ЗРК

382257

382257

382257

382257

382257

382257

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. 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).

На основании анализа планируемой выработки тепла Фрунзенской и Зареченской районными котельными возможно оценить 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 ФРК и ЗРК приведены в таблицах 3.27, 3.28.

Таблица 3.27. Эффективная средняя месячная выработка мощности Фрунзенской и Зареченской районными котельными, МВт

Котельная

Год

Январь

Февраль

Март

Апрель

Май

Июнь

Июль

Август

Сентябрь

Октябрь

Ноябрь

Декабрь

ФРК

2019

14,9

14,4

15,4

10,2

1,5

2,7

2,7

2,7

3,1

7,8

9,3

10,6

2020

14,9

14,4

15,4

10,2

1,5

2,7

2,7

2,7

3,1

7,8

9,3

10,6

2021

14,9

14,4

15,4

10,2

1,5

2,7

2,7

2,7

3,1

7,8

9,3

10,6

2022

14,9

14,4

15,4

10,2

1,5

2,7

2,7

2,7

3,1

7,8

9,3

10,6

2023

14,9

14,4

15,4

10,2

1,5

2,7

2,7

2,7

3,1

7,8

9,3

10,6

2024

14,9

14,4

15,4

10,2

1,5

2,7

2,7

2,7

3,1

7,8

9,3

10,6

ЗРК

2019

20,0

18,8

20,1

13,3

4,2

2,2

2,7

3,7

4,0

11,1

13,0

14,8

2020

20,0

18,8

20,1

13,3

4,2

2,2

2,7

3,7

4,0

11,1

13,0

14,8

2021

20,0

18,8

20,1

13,3

4,2

2,2

2,7

3,7

4,0

11,1

13,0

14,8

2022

20,0

18,8

20,1

13,3

4,2

2,2

2,7

3,7

4,0

11,1

13,0

14,8

2023

20,0

18,8

20,1

13,3

4,2

2,2

2,7

3,7

4,0

11,1

13,0

14,8

2024

20,0

18,8

20,1

13,3

4,2

2,2

2,7

3,7

4,0

11,1

13,0

14,8

Таблица 3.28. Эффективная средняя месячная выработка электроэнергии Фрунзенской и Зареченской районными котельными, тыс. кВт·ч

Котельная

Год

Январь

Февраль

Март

Апрель

Май

Июнь

Июль

Август

Сентябрь

Октябрь

Ноябрь

Декабрь

ФРК

2019

11121

10728

11493

7564

1135

2002

2005

2044

2294

5837

6965

7893

2020

11121

10728

11493

7564

1135

2002

2005

2044

2294

5837

6965

7893

2021

11121

10728

11493

7564

1135

2002

2005

2044

2294

5837

6965

7893

2022

11121

10728

11493

7564

1135

2002

2005

2044

2294

5837

6965

7893

2023

11121

10728

11493

7564

1135

2002

2005

2044

2294

5837

6965

7893

2024

11121

10728

11493

7564

1135

2002

2005

2044

2294

5837

6965

7893

ЗРК

2019

14906

13998

15007

9912

3103

1665

2018

2754

2982

8244

9684

11061

2020

14906

13998

15007

9912

3103

1665

2018

2754

2982

8244

9684

11061

2021

14906

13998

15007

9912

3103

1665

2018

2754

2982

8244

9684

11061

2022

14906

13998

15007

9912

3103

1665

2018

2754

2982

8244

9684

11061

2023

14906

13998

15007

9912

3103

1665

2018

2754

2982

8244

9684

11061

2024

14906

13998

15007

9912

3103

1665

2018

2754

2982

8244

9684

11061

Предполагаемая годовая выработка электрической энергии и мощности ФРК и ЗРК на 2019-2024 годы представлена в таблице 3.29.

Таблица 3.29. Планируемая выработка электроэнергии и мощности Фрунзенской и Зареченской районных котельных на 2019-2024 годы

Котельная

Ед. изм.

2019

2020

2021

2022

2023

2024

ФРК

МВт

15,4

15,4

15,4

15,4

15,4

15,4

тыс. кВт·ч/год

71081

71081

71081

71081

71081

71081

ЗРК

МВт

20,1

20,1

20,1

20,1

20,1

20,1

тыс. кВт·ч/год

95335

95335

95335

95335

95335

95335

Результаты расчетов показали, что перевод Фрунзенской и Зареченской районных котельных на когенерационный цикл позволяет обеспечить суммарную выработку энергии 166416 тыс. кВт·ч в год при мощности от 4,9 МВт до 35,4 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.

Анализ включения генерирующего объекта, функционирующего на основе использования возобновляемых источников энергии, в отношении которого продажа электрической энергии (мощности) планируется на розничных рынках, в схему и программу

К возобновляемым источникам энергии относятся:

солнечное излучение (гелиоэнергетика);

энергия ветра (ветроэнергетика);

энергия рек и водотоков (гидроэнергетика);

энергия приливов и отливов;

энергия волн;

геотермальная энергия;

рассеянная тепловая энергия: тепло воздуха, воды, океанов, морей и водоемов;

энергия биомассы.

В настоящее время в нашей стране активно развивается направление возобновляемых источником энергии в части установки ветряных и солнечных электростанций. Однако, поскольку развитие данного вида электроэнергетики напрямую связано с климатическими особенностями региона размещения, то на территории нашей страны основными районами с использованием ВЭС и СЭС являются преимущественно южные регионы (Ростовская область, Краснодарский край, Ставропольский край, Алтайский край и др.)

Развитие энергетики на основе использования солнечной энергии в энергосистеме Тульской области затруднительно и осложняется следующими факторами:

1) погодозависимость установок. В облачную погоду выработка снижается до 5-20% по сравнению с безоблачной солнечной погодой. Сложность использования, связанная с большим количеством осадков, в частности снега (в среднем 187 мм в период ноябрь-март). Низкая среднесуточная выработка электроэнергии в зимнее время;

2) среднее количество солнечных дней в году составляет 109, облачных дней – 78 дней;

3) недостаточный гелиопотенциал, вызванный невысокими удельными мощностями солнечного излучения в средней полосе России. Значение суммарной солнечной радиации в кВт·ч/м² (прямой и рассеянной) на горизонтальную поверхность при безоблачном небе приведено в таблице 3.30. При анализе геопотенциала взято значение широты 52 град. с.ш. (территория Тульской области расположена между 53 град. с.ш. и 54 град. с.ш.);

Таблица 3.30. Значение суммарной солнечной радиации, кВт·ч/м²

Месяц

Январь

Февраль

Март

Апрель

Май

Июнь

Июль

Август

Сентябрь

Октябрь

Ноябрь

Декабрь

Год

Широта, 52 град.с.ш.

46

75

147

188

236

244

245

200

150

96

54

35

1716

Факторами, затрудняющими применение ветроэнергетики в энергосистеме Тульской области, являются:

1) недостаточный ветропотенциал – среднегодовая скорость ветра составляет 2,3 м/с или 8,3 км/ч. В холодное время года скорость ветра выше. Самым ветреным месяцем является декабрь. При такой скорости ветра ветрогенератор вырабатывает около 30% от своей номинальной мощности. Данные по скорости ветра для муниципального образования город Тула приведены в таблице 3.31;

2) необходимость монтажа ветрогенератора на высоте не менее 25 м от земли, поскольку жилая застройка и лес значительно снижают скорость ветра, стоимость монтажа во много раз превышает стоимость самого ветрогенератора.

Таблица 3.31. Данные по скорости ветра для муниципального образования город Тула, м/с

Месяц

Январь

Февраль

Март

Апрель

Май

Июнь

Июль

Август

Сентябрь

Октябрь

Ноябрь

Декабрь

Год

Скорость ветра (м/с)

2,5

2,5

2,5

2,5

2,2

2,1

1,9

1,8

2

2,4

2,5

2,6

2,3

Проектом схемы и программы развития ЕЭС России на 2019-2025 годы ввод генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, в энергосистеме Тульской области не предполагается.

4.              Переход к интеллектуальным цифровым электрическим сетям

Во исполнение Указа Президента Российской Федерации от 9 мая 2017 года № 203 «О Стратегии развития информационного общества в Российской Федерации на 2017-2030 годы», Указа Президента Российской Федерации от 7 мая 2018 года № 204 «О национальных целях и стратегических задачах развития Российской Федерации на период до 2024 года», в которых определены национальные цели и стратегические задачи развития Российской Федерации на период до 2030 года, в ПАО «Россети» принята концепция «Цифровая трансформация 2030».

Цель цифровой трансформации заключается в изменении логики процессов и переходе компании на риск-ориентированное управление на основе внедрения цифровых технологий и анализа массивов данных. Задачи цифровой трансформации в электросетевом комплексе:

обеспечение готовности электросетевого комплекса к новым технологическим вызовам и потребностям потребителей;

улучшение характеристик надежности и эффективности электроснабжения потребителей;

повышение доступности электросетевой инфраструктуры;

адаптивность электросетевого комплекса к новым задачам и вызовам;

адаптивность людей и развитие кадрового потенциала и новых компетенций;

внедрение системы поддержки принятия решений на всех уровнях управления компании на базе аналитики, в том числе с обработкой больших данных;

диверсификация бизнеса компании за счет дополнительных сервисов (устойчивость функционирования компании).

В основе цифровой трансформации лежит совершенствование единой технической политики компании с учетом необходимых изменений технологических и корпоративных процессов и разработки новых стандартов организации. Вышеуказанные изменения должны базироваться на онтологической модели деятельности, формирование которой позволит создать и реализовать вышеуказанные задачи с учетом требований сетецентрического подхода. Основными вызовами для перехода к цифровой трансформации являются:

сокращение темпов роста тарифов для конечного потребителя;

нарастающий износ сетевой инфраструктуры;

наличие избыточного сетевого строительства.

Мероприятия по цифровизации на территории Тульской области предполагают, прежде всего, развитие электросетевого комплекса филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья», включающего в себя:

цифровизацию распределительных электрических сетей 6-0,4 кВ;

цифровизацию объектов 110-35 кВ;

формирование современных средств управления сетью, цифровых каналов телемеханики и связи.

Создание цифровой подстанции 110 кВ Заокская

Создание цифровой подстанции 110 кВ Заокская выполняется в рамках модернизации подстанции ПС 110 кВ Заокская, расположенной в Заокском районе Тульской области, в части реконструкции существующей автоматизированной системы управления технологическими процессами (телемеханика, РЗА, учет электроэнергии, оборудование с применением  национального стандарта Российской Федерации серии МЭК 61850), направленные на внедрение элементов цифровых электрических сетей, поддерживающих цифровой обмен данными, что является первым этапом на пути к активно-адаптивной сети.

ПС 110 кВ Заокская находится в эксплуатации с 1986 г., состоит из ОРУ 110 кВ (схема 110-4Н), ОРУ 35 кВ (схема 35-4Н), КРУН 10 кВ. Питание ПС 110 кВ Заокская осуществляется по двум ВЛ 110 кВ со стороны Калужской энергосистемы (ВЛ 110 кВ Космос – Заокская с отпайкой на ПС Яковлево, ВЛ 110 кВ Протон – Заокская с отпайкой на ПС Яковлево) и имеет стратегически важное значение для обеспечения электрической энергией потребителей Заокского района, являясь основным центром питания. Данная подстанция является закрытым центром питания, что не позволяет осуществить технологическое присоединение к сетям ПАО «МРСК Центра и Приволжья» в Заокском районе. ПС 110 кВ Заокская находится в зоне активной застройки. Реконструкция ПС 110 кВ Заокская позволит увеличить надёжность и устойчивость энергоснабжения существующих потребителей и создаст возможность для технологического присоединения энергопринимающих устройств новых потребителей.

Цифровизация сетей энергосистемы Тульской области

В рамках развития цифровизации сетей энергосистемы Тульской области в качестве пилотного проекта выбран Ясногорский РЭС, предполагающий следующие мероприятия и сроки реализации:

2019 год: корректировка существующей проектной и рабочей документации в связи с объединением Заокского и Ясногорского РЭС на дополнительные объёмы Ясногорского РЭС, включающие в себя реконструкцию 12 РП (РТП), монтаж 17 реклоузеров и 26 управляемых разъединителей в комплекте с ИКЗ, строительство и реконструкцию закольцовок в объёме 8,9 км. Выполнение строительно-монтажных работ включает в себя установку 13 реклоузеров, 61 разъединителя в комплекте с ИКЗ, 14 ИКЗ, реконструкцию двух РП и 11 РТП, монтаж 5317 точек коммерческого учета и 1042 приборов технического учета электроэнергии;

2020 год: реконструкция шести РП, монтаж 44 реклоузеров, 26 управляемых разъединителей в комплекте с ИКЗ, строительство и реконструкция ВЛ 6(10) кВ протяженностью 22,795 км;

2021 год: реконструкция 12 РП, строительство и реконструкция ВЛ 6(10) кВ протяженностью 8,9 км.

В период до 2024 года в Тульской области предполагается реализовать начальный этап перехода к цифровым интеллектуальным сетям, в рамках которого планируется оснастить значительное количество абонентов интеллектуальными приборами учета.

До 2024 года в филиале «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» предполагается сформировать четыре цифровых РЭС, а также пять цифровых ПС 35-110 кВ. Условная карта цифровизации филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» представлена в таблице 4.1.

Таблица 4.1. Карта цифровизации ПАО «МРСК Центра и Приволжья» - филиал «Тулэнерго»

Описание мероприятия

Срок реализации проекта

Срок завершения проекта

Затраты, млн руб.

Ежегодный эффект, млн руб.

Общие затраты, млн руб. (без НДС)

1

2

3

4

5

6

1.

Организация цифровой радиосвязи филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» (1, 4*)

2019

2019

55,668

9,278

55,668

2.

Создание единого ЦУС (1, 2, 5, 6)

2019-2020

2020

351,555

39,062

351,555

3.

Цифровизация Ясногорского РЭС (1, 2, 3, 4)

2018-2021

2021

626,908

69,656

1487,965

4.

Цифровизация Воловского РЭС (1, 2, 3, 4)

2018-2021

130,686

21,781

5.

Цифровизация Суворовского РЭС (1, 2, 3, 4)

2019-2021

137,699

22,950

6.

Создание цифровой подстанции 110 кВ Заокская (1, 2, 3, 4)

2018-2021

414,263

59,180

7.

Создание цифровой подстанции 110 кВ Угольная (1, 2, 3, 4)

2020-2021

178,409

32,186

8.

Создание цифровой подстанции 35 кВ Львово (1, 2, 3, 4)

2022

2022

31,200

5,273

117,000

9.

Создание цифровой подстанции 110 кВ Ефремов (1, 2, 3, 4)

2022

85,800

15,802

10.

Создание цифровой подстанции 35 кВ Гранки (1, 2, 3, 4)

2022

2023

59,400

21,866

59,400

11.

Цифровизация Веневского РЭС (1, 2, 3, 4)

2018-2024

2024

294,727

14,878

881,001

12.

Создание цифровой подстанции 110 кВ Щегловская (1, 2, 3, 4)

2018-2022

586,274

44,786

13.

Цифровизация Алексинского РЭС (1, 2, 3, 4)

2023-2025

2025

179,915

12,680

934,055

14.

Создание цифровой подстанции 35 кВ Ненашево (1, 2, 3, 4)

2017-2025

449,61

221,256

15.

Создание цифровой ПС 35 кВ Хрипково (1, 2, 3, 4)

2022-2025

304,53

131,700

16.

Цифровизация Чернского РЭС (1, 2, 3, 4)

2026-2026

2026

457,541

28,995

1045,837

17.

Цифровизация Ленинского РЭС (1, 2, 3, 4)

2025-2026

502,851

31,866

18.

Создание цифровой подстанции 110 кВ Венев (1, 2, 3, 4)

2025-2026

85,445

35,176

19.

Цифровизация Ефремовского РЭС (1, 2, 3, 4)

2026-2027

2027

336,590

21,340

1150,227

20.

Цифровизация Новомосковского РЭС (1, 2, 3, 4)

2026-2027

406,197

25,741

21.

Создание цифровой подстанции 110 кВ Пролетарская (1, 2, 3, 4)

2026-2027

407,440

162,976

22.

Цифровизация Богородицкого РЭС (1, 2, 3, 4)

2027-2028

2028

339,515

21,516

962,712

23.

Цифровизация Киреевского РЭС (1, 2, 3, 4)

2026-2027

353,197

22,383

24.

Создание цифровой подстанции 110 кВ Сокольники (1, 2, 3, 4)

2027-2028

270,000

108,000

25.

Цифровизация Щекинского РЭС (1, 2, 3, 4)

2028-2029

2029

205,108

12,998

984,260

26.

Цифровизация Белевского РЭС (1, 2, 3, 4)

2028

312,152

19,782

27.

Создание цифровой подстанции 110 кВ Рудаково (1,2,3,4)

2028-2029

467,000

186,800

28.

Цифровизация Кимовского РЭС (1, 2, 3, 4)

2029-2030

2030

256,094

16,229

731,094

29.

Создание цифровой подстанции 110 кВ Подземгаз (1, 2, 3, 4)

2029-2030

475,000

190,000

*Направления цифровизации в соответствии с концепцией «Цифровая трансформация 2030» ПАО «Россети»:

1) обеспечение готовности электросетевого комплекса к новым технологическим вызовам и потребностям потребителей;

2) улучшение характеристик надежности и эффективности электроснабжения потребителей;

3) повышение доступности электросетевой инфраструктуры;

4) адаптивность электросетевого комплекса к новым задачам и вызовам;

5) адаптивность людей и развитие кадрового потенциала и новых компетенций;

6) внедрение системы поддержки принятия решений на всех уровнях управления компании на базе аналитики, том числе с обработкой больших данных;

7) диверсификация бизнеса компании за счет дополнительных сервисов (устойчивость функционирования компании).

Схема развития электроэнергетики Тульской области

Схема развития электроэнергетики Тульской области включает в себя:

1) карту-схему размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 110 кВ и выше и электростанций Тульской области в соответствии с базовым прогнозом потребления электрической энергии и мощности (приложение № 6);

2) карту-схему размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 110 кВ и выше и электростанций Тульской области в соответствии с региональным прогнозом потребления электрической энергии и мощности (приложение № 7);

3) нормальную схему электрических соединений 35 кВ и выше на 01.01.2019 и на период до 2024 года в соответствии с базовым прогнозом потребления электрической энергии и мощности (приложение № 8);

4) нормальную схему электрических соединений 35 кВ и выше на 01.01.2019 и на период до 2024 года в соответствии с региональным прогнозом потребления электрической энергии и мощности (приложение № 9).

Список сокращений, используемых в тексте

АО «СО ЕЭС»

Акционерное общество «Системный оператор Единой энергетической системы»

АТ

Автотрансформатор

АСУТП

Автоматизированная система управления технологическими процессами

АСДУ

Автоматизированная система диспетчерского управления

АИИС КУЭ

Автоматизированная информационно-измерительная система коммерческого учёта электроэнергии

АОПО

Автоматика ограничения перегруза оборудования

В

Выключатель

ВДТ

Вольтодобавочный трансформатор

ВЛ

Воздушная линия электропередачи

ВЧЗ

Высокочастотный заградитель

Вт

Ватт

Гкал/ч

Гигакалория в час

ГРЭС

Государственная районная электрическая станция

ГТУ

Газотурбинная установка

Гц

Герц

ДДТН

Длительно-допустимая токовая нагрузка

ДПМ

Договор о предоставлении мощности

ДТП

Договор на технологическое присоединение

ЕНЭС

Единая национальная (общероссийская) электрическая сеть

ЕЭС

Единая энергетическая система

Iддтн

Ток длительно допустимой токовой нагрузки

ИКЗ

Индикатор короткого замыкания

КВЛ

Кабельно-воздушная линия электропередачи

кВт·ч

Киловатт-час

КЗ

Короткозамыкатель

КИУМ

Коэффициент использования установленной мощности

КЛ

Кабельная линия электропередачи

КОМ

Конкурентный отбор мощности

КРУН

Комплектное распределительное устройство наружной установки

КТП

Комплектная трансформаторная подстанция

КЭС

Конденсационная электростанция

ЛЭП

Линия электропередачи

МВ

Масляный выключатель

МВА

Мегавольт-ампер (тысяча киловольт-ампер)

МВР

Генерирующий объект, мощность которого поставляется в вынужденном режиме

МВт

Мегаватт

МВт/ч

Мегаватт в час

МРСК

Межрегиональная распределительная сетевая компания

МЭК

Международная энергетическая комиссия

ОД

Отделитель

ОРЭМ

Оптовый рынок электрической энергии и мощности

отп.

Отпайка (отпайки) линии электропередачи

ОЭС

Объединенная энергетическая система

ПА

Противоаварийная автоматика

ПВС

Паровоздуходувная станция

ПГУ

Парогазовая установка

ПМЭС

Предприятие магистральных сетей

ПО «ЕЭС»

Производственное отделение «Ефремовские электрические сети» филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

ПО «НЭС»

Производственное отделение «Новомосковские электрические сети» филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»

ПС

Электрическая подстанция

ПТУ

Паротурбинная установка

РАС

Система регистрации аварийных событий

РДУ

Региональное диспетчерское управление

РДП

Районный диспетчерский пункт

РЗА

Релейная защита и электроавтоматика

РП

Распределительный пункт

РПН

Переключатель регулирования напряжения трансформатора под нагрузкой

РТП

Распределительная трансформаторная подстанция

РУ

Распределительное устройство

РЭС

Район электрических сетей

СВМ

Схема выдачи мощности

СМР

Строительно-монтажные работы 

СКРМ

Средство компенсации реактивной мощности

ССПИ

Система сбора и передачи информации

СТО

Стандарт организации

СШ

Система шин

т/ч

Тонна в час

ТГ

Турбогенератор

ТН

Трансформатор напряжения

ТП

Технологическое присоединение

ТСО

Территориальная сетевая организация

ТТ

Трансформатор тока

ТУ

Технические условия

тут

Тонна условного топлива

ТЭ

Тепловая энергия

ТЭК

Топливно-энергетический комплекс

ТЭС

Тепловая электростанция

ТЭЦ

Теплоэлектроцентраль (теплофикационная электростанция)

ТЭЦ-ПВС

Теплоэлектроцентраль – паровоздуходувная станция

ШР

Шунтирующий реактор

ЦП

Центр питания

ЦУС

Центр управления сетями

ЭВ

Элегазовый выключатель

к Схеме и Программе развития электроэнергетики Тульской области на 2020-2024 годы

ПЕРЕЧЕНЬ

существующих, планируемых к строительству и выводу из эксплуатации электрических станций, установленная мощность которых превышает 5 МВт, на период до 2024 года в соответствии с базовым и региональным прогнозами потребления электрической энергии и мощности по энергосистеме Тульской области

Объекты

Вид топлива

2019 год

2020 год

2021 год

2022 год

2023 год

2024 год

количество блоков

тип блока

установ-ленная мощ-ность, МВТ

количество блоков

тип блока

установ-ленная мощ-ность, МВТ

количество блоков

тип блока

установ-ленная мощ-ность, МВТ

количество блоков

тип блока

установ-ленная мощ-ность, МВТ

количество блоков

тип блока

установ-ленная мощ-ность, МВТ

количество блоков

тип блока

установ-ленная мощ-ность, МВТ

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20

В соответствии с базовым прогнозом потребления электрической энергии и мощности

Черепетская ГРЭС             Тульская область,      г. Суворов, филиал "Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина" АО "Интер РАО - Электрогенерация"

уголь

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

Итого по станции

2

450

2

450

2

450

2

450

2

450

2

450

Щекинская ГРЭС, Тульская область,      г. Советск, ООО "Щекинская ГРЭС"

газ

2

К-200-130

200

2

К-200-130

200

2

К-200-130

200

2

К-200-130

200

2

К-200-130

200

2

К-200-130

200

Итого по станции

2

400

2

400

2

400

2

400

2

400

2

400

Алексинская ТЭЦ, Тульская область,                   г. Алексин,  филиал ПАО "Квадра" - "Центральная генерация"

газ

1

ПР-12-90/15

12

1

ПР-12-90/15

12

1

5 (ПГУ)Т

113,5

1

5 (ПГУ)Т

113,5

1

5 (ПГУ)Т

113,5

1

5 (ПГУ)Т

113,5

1

5 (ПГУ)Т

113,5

1

5(ПГУ)Т

113,5

Итого по станции

2

125,5

2

125,5

1

113,5

1

113,5

1

113,5

1

113,5

Ефремовская ТЭЦ, Тульская область,                  г. Ефремов, филиал ПАО "Квадра" - "Центральная генерация"

газ

2

ПР-25-90/10

25

1

ПР-25-90/10

25

1

ПР-25-90/10

25

1

ПР-25-90/10

25

1

ПР-25-90/10

25

1

ПР-25-90/10

25

1

ПТ-60-90/13

60

1

ПТ-60-90/13

60

1

ПТ-60-90/13

60

1

ПТ-60-90/13

60

1

ПТ-60-90/13

60

1

ПТ-60-90/13

60

1

Р-50-130/13

50

1

Р-50-130/13

50

1

Р-50-130/13

50

1

Р-50-130/13

50

1

Р-50-130/13

50

1

Р-50-130/13

50

Итого по станции

4

160

3

135

3

135

3

135

3

135

3

135

Новомосковская ГРЭС, Тульская область,                       г. Новомосковск, филиал ПАО "Квадра" - "Центральная генерация"

газ

1

Р-14-90/31

14

1

Р-14-90/31

14

1

Р-32-90/13

32

1

Р-32-90/13

32

1

PG9171E

131,75

1

PG9171E

131,75

1

PG9171E

131,75

1

PG9171E

131,75

1

PG9171E

131,75

1

PG9171E

131,75

1

SST РАС 600

55,9

1

SST РАС 600

55,9

1

SST РАС 600

55,9

1

SST РАС 600

55,9

1

SST РАС 600

55,9

1

SST РАС 600

55,9

Итого по станции

4

233,65

4

233,65

2

187,65

2

187,65

2

187,65

2

187,65

Всего по филиалу ПАО "Квадра" - "Центральная генерация"

10

519,15

9

494,15

6

436,15

6

436,15

6

436,15

6

436,15

ТЭЦ-ПВС ПАО "Тулачермет", Тульская область,      г. Тула

газ

1

ПТ-25-90/10М

25

1

ПТ-25-90/10М

25

1

ПТ-25-90/10М

25

1

ПТ-25-90/10М

25

1

ПТ-25-90/10М

25

1

ПТ-25-90/10М

25

1

Р-6-35/10

6

1

Р-6-35/10

6

1

Р-6-35/10

6

1

Р-6-35/10

6

1

Р-6-35/10

6

1

Р-6-35/10

6

1

Р-10,5-90/31

10,5

1

Р-10,5-90/31

10,5

1

Р-10,5-90/31

10,5

1

Р-10,5-90/31

10,5

1

Р-10,5-90/31

10,5

1

Р-10,5-90/31

10,5

1

ПТ-60-90/13

60

1

ПТ-60-90/13

60

1

ПТ-60-90/13

60

1

ПТ-60-90/13

60

1

ПТ-60-90/13

60

1

ПТ-60-90/13

60

Итого по станции

4

101,5

4

101,5

4

101,5

4

101,5

4

101,5

4

101,5

ТЭЦ-ПВС ПАО "Косогорский металлургический завод", Тульская область, г. Тула

газ

1

ПТ-12-35/10

12

1

ПТ-12-35/10

12

1

ПТ-12-35/10

12

1

ПТ-12-35/10

12

1

ПТ-12-35/10

12

1

ПТ-12-35/10

12

1

ПТ-12-35/10м

12

1

ПТ-12-35/10м

12

1

ПТ-12-35/10м

12

1

ПТ-12-35/10м

12

1

ПТ-12-35/10м

12

1

ПТ-12-35/10м

12

Итого по станции

2

24

2

24

2

24

2

24

2

24

2

24

Первомайская ТЭЦ ОАО "Щекиноазот", Тульская область,                       г. Щекино

газ

2

П-25-29/13

25

2

П-25-29/13

25

2

П-25-29/13

25

2

П-25-29/13

25

2

П-25-29/13

25

2

П-25-29/13

25

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

ПР-25-90/10

25

1

ПР-25-90/10

25

1

ПР-25-90/10

25

1

ПР-25-90/10

25

1

ПР-25-90/10

25

1

ПР-25-90/10

25

Итого по станции

5

105

5

105

5

105

5

105

5

105

5

105

ТЭЦ Ефремовского филиала ОАО "Щекиноазот", Тульская область,                         г. Ефремов

газ

1

П-6-35/5М

6

1

П-6-35/5М

6

1

П-6-35/5М

6

1

П-6-35/5М

6

1

П-6-35/5М

6

1

П-6-35/5М

6

Итого по станции

1

6

1

6

1

6

1

6

1

6

1

6

Итого по станциям ОАО "Щекиноазот"

6

111

6

111

6

111

6

111

6

111

6

111

Всего по станциям промышленных предприятий

12

236,5

12

236,5

12

236,5

12

236,5

12

236,5

12

236,5

ВСЕГО

26

1605,65

25

1580,65

22

1522,65

22

1522,65

22

1522,65

22

1522,65

В соответствии с региональным прогнозом потребления электрической энергии и мощности

Черепетская ГРЭС             Тульская область,      г. Суворов, филиал "Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина" АО "Интер РАО - Электрогенерация"

уголь

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

1

К-225-12,8-4р

225

Итого по станции

2

450

2

450

2

450

2

450

2

450

2

450

Щекинская ГРЭС, Тульская область,      г. Советск, ООО "Щекинская ГРЭС"

газ

1

К-200-130

200

1

К-200-130

200

1

К-200-130

200

1

К-200-130

200

1

К-200-130

200

1

К-200-130

200

1

К-200-130

200

1

К-200-130

200

1

К-200-130

200

1

К-200-130

200

1

К-200-130

200

1

ПГУ-230

230

Итого по станции

2

400

2

400

2

400

2

400

2

400

2

430

Алексинская ТЭЦ, Тульская область,                   г. Алексин,  филиал ПАО "Квадра" - "Центральная генерация"

газ

1

ПР-12-90/15

12

1

ПР-12-90/15

12

1

Т-29-90/1,5

29

1

Т-29-90/1,5

29

1

5 (ПГУ)Т

113,5

1

5 (ПГУ)Т

113,5

1

5 (ПГУ)Т

113,5

1

5 (ПГУ)Т

113,5

1

5 (ПГУ)Т

113,5

1

5(ПГУ)Т

113,5

Итого по станции

3

154,5

3

154,5

1

113,5

1

113,5

1

113,5

1

113,5

Ефремовская ТЭЦ, Тульская область,                  г. Ефремов, филиал ПАО "Квадра" - "Центральная генерация"

газ

2

ПР-25-90/10

25

2

ПР-25-90/10

25

2

ПР-25-90/10

25

2

ПР-25-90/10

25

2

ПР-25-90/10

25

2

ПР-25-90/10

25

1

ПТ-60-90/13

60

1

ПТ-60-90/13

60

1

ПТ-60-90/13

60

1

ПТ-60-90/13

60

1

ПТ-60-90/13

60

1

ПТ-60-90/13

60

1

Р-50-130/13

50

1

Р-50-130/13

50

1

Р-50-130/13

50

1

Р-50-130/13

50

1

Р-50-130/13

50

1

Р-50-130/13

50

Итого по станции

4

160

4

160

4

160

4

160

4

160

4

160

Новомосковская ГРЭС, Тульская область,                       г. Новомосковск, филиал ПАО "Квадра" - "Центральная генерация"

газ

1

Р-14-90/31

14

1

Р-14-90/31

14

1

Р-32-90/13

32

1

Р-32-90/13

32

1

PG9171E

131,75

1

PG9171E

131,75

1

PG9171E

131,75

1

PG9171E

131,75

1

PG9171E

131,75

1

PG9171E

131,75

1

SST РАС 600

55,9

1

SST РАС 600

55,9

1

SST РАС 600

55,9

1

SST РАС 600

55,9

1

SST РАС 600

55,9

1

SST РАС 600

55,9

Итого по станции

4

233,65

4

233,65

2

187,65

2

187,65

2

187,65

2

187,65

Всего по филиалу ПАО "Квадра" - "Центральная генерация"

11

548,15

11

548,15

7

461,15

7

461,15

7

461,15

7

461,15

ТЭЦ-ПВС ПАО "Тулачермет", Тульская область,      г. Тула

газ

1

ПТ-25-90/10М

25

1

ПТ-25-90/10М

25

1

ПТ-25-90/10М

25

1

ПТ-25-90/10М

25

1

ПТ-25-90/10М

25

1

ПТ-25-90/10М

25

1

Р-6-35/10

6

1

Р-6-35/10

6

1

Р-6-35/10

6

1

Р-6-35/10

6

1

Р-6-35/10

6

1

Р-6-35/10

6

1

Р-10,5-90/31

10,5

1

Р-10,5-90/31

10,5

1

Р-10,5-90/31

10,5

1

Р-10,5-90/31

10,5

1

Р-10,5-90/31

10,5

1

Р-10,5-90/31

10,5

1

ПТ-60-90/13

60

1

ПТ-60-90/13

60

1

ПТ-60-90/13

60

1

ПТ-60-90/13

60

1

ПТ-60-90/13

60

1

ПТ-60-90/13

60

Итого по станции

4

101,5

4

101,5

4

101,5

4

101,5

4

101,5

4

101,5

ТЭЦ-ПВС ПАО "Косогорский металлургический завод", Тульская область, г. Тула

газ

1

ПТ-12-35/10

12

1

ПТ-12-35/10

12

1

ПТ-12-35/10

12

1

ПТ-12-35/10

12

1

ПТ-12-35/10

12

1

ПТ-12-35/10

12

1

ПТ-12-35/10м

12

1

ПТ-12-35/10м

12

1

ПТ-12-35/10м

12

1

ПТ-12-35/10м

12

1

ПТ-12-35/10м

12

1

ПТ-12-35/10м

12

Итого по станции

2

24

2

24

2

24

2

24

2

24

2

24

Первомайская ТЭЦ ОАО "Щекиноазот", Тульская область,                       г. Щекино

газ

2

П-25-29/13

25

2

П-25-29/13

25

2

П-25-29/13

25

2

П-25-29/13

25

2

П-25-29/13

25

2

П-25-29/13

25

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

Р-15-90/31

15

1

ПР-25-90/10

25

1

ПР-25-90/10

25

1

ПР-25-90/10

25

1

ПР-25-90/10

25

1

ПР-25-90/10

25

1

ПР-25-90/10

25

Итого по станции

5

105

5

105

5

105

5

105

5

105

5

105

ТЭЦ Ефремовского филиала ОАО "Щекиноазот", Тульская область,                         г. Ефремов

газ

1

П-6-35/5М

6

1

П-6-35/5М

6

1

П-6-35/5М

6

1

П-6-35/5М

6

1

П-6-35/5М

6

1

П-6-35/5М

6

Итого по станции

1

6

1

6

1

6

1

6

1

6

1

6

Итого по станциям ОАО "Щекиноазот"

6

111

6

111

6

111

6

111

6

111

6

111

Всего по станциям промышленных предприятий

12

236,5

12

236,5

12

236,5

12

236,5

12

236,5

12

236,5

ВСЕГО

27

1634,65

27

1634,65

23

1547,65

23

1547,65

23

1547,65

23

1577,65

Приложение № 2                                                           к Схеме и Программе развития электроэнергетики Тульской области на 2020-2024 годы

ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ линий электропередачи классом напряжения 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области

№ п/п

Диспетчерское наименование линии электропередачи

участок ВЛ/ВЛ

Марка провода

Год ввода

Год рекон-струкции

Протяженность общая по цепям, км

Допустимый ток, А

Нагрузка зимняя (по замерному дню), А

1

ВЛ 500 кВ Смоленская АЭС-Михайловская

участок ВЛ

5хАС 400/51

1987 / 1988

217,71

2 475,00

482,79

2

ВЛ 500 кВ Михайлов-Чагино с отпайкой

участок ВЛ

5хАС 300/66

1959

59,50

1 960,00

135,98

ИТОГО ВЛ 500 кВ ПАО "ФСК ЕЭС"

277,21

1

ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС-Михайловская

ВЛ

АС 400/64

1959

2007

37,04

860,00

357,37

2

ВЛ 220 кВ Алексинская ТЭЦ - Ока

участок ВЛ

АС 400/93

1949

9,70

860,00

203,56

3

ВЛ 220 кВ Алексинская ТЭЦ - Ленинская

участок ВЛ

АС 400/93

1951

1973

39,03

825,00

479,77

АС 400/51

4

ВЛ 220 кВ Тула - Ленинская

ВЛ

АС 400/51

1951

1973

30,40

825,00

172,46

АС 400/93

5

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Тула

ВЛ

АС 400/51

1964

78,61

825,00

426,16

6

ВЛ 220 кВ Тула - Приокская

ВЛ

АС 400/51

1951/2012

1992

55,40

825,00

233,18

7

ВЛ 220 кВ Приокская-Бугры

участок ВЛ

АС 400/51

1951/2012

29,56

825,00

76,99

АС 400/93

8

ВЛ 220 кВ Бегичево - Звезда

ВЛ

АС 300/39

1982

73,92

710,00

87,13

9

ВЛ 220 кВ Бегичево - Люторичи

ВЛ

АС 400/51

1965

24,89

825,00

326,24

10

ВЛ 220 кВ Гипсовая - Люторичи

ВЛ

АС 400/51

1985

24,40

825,00

321,71

11

ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Каширская ГРЭС

участок ВЛ

АС 400/51

1938

56,17

825,00

207,44

АС 400/93, маллард

12

ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Химическая

ВЛ

АС 400/51

1991

14,90

825,00

259,39

13

ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая

участок ВЛ

АС 400/51

1946

60,28

825,00

407,44

АС 400/93, маллард

14

ВЛ 220 кВ Северная - Химическая

ВЛ

АС 500/64

1973

5,48

945,00

396,03

15

ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Северная № 1 с отпайкой на ПС Металлургическая

ВЛ

АС 500/64

1966

59,30

945,00

129,19

АС 500/51

16

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

ВЛ

АС 400/93

1951

40,20

825,00

130,52

АС 400/64

17

ВЛ 220 кВ Тула - Металлургическая

ВЛ

АС 500/51

1981

12,40

945,00

77,84

18

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Алексинская ТЭЦ

ВЛ

АС 400/51

1954

37,75

825,00

312,30

АС 400/93

19

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Станы

ВЛ

АСО 400/51

1954/1964/2013

2013

27,66

825,00

164,45

АС 400/51

АС 400/64

АС 400/93

20

ВЛ 220 кВ Станы-Шипово

ВЛ

АС 400/51

1954/1964/2013

2013

18,61

825,00

105,48

АС 400/93

АС 400/64

21

ВЛ 220 кВ Шипово - Ока

участок ВЛ

АС 400/64

1954

5,90

825,00

110,94

АС 400/93

22

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Литейная

ВЛ

АС 400/51

1959

28,85

825,00

112,53

23

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Мценск

участок ВЛ

АС 500/64

1958

50,41

945,00

172,36

24

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Орбита

ВЛ

АС 400/51

2010

10,47

825,00

217,45

25

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Спутник

ВЛ

АС 400/51

1974/2013

10,47

825,00

72,69

26

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Цементная

ВЛ

АС 400/51

1957

30,75

825,00

174,94

27

ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Электрон

ВЛ

АС 400/51

1957/1964

13,20

825,00

88,76

28

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

ВЛ

АС 400/64

1964

49,16

825,00

158,86

29

ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Тула №1 с отпайкой на ПС Яснополянская

ВЛ

АС 400/93

1951

24,79

825,00

120,23

АС 400/51

30

ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Тула №2 с отпайкой на ПС Яснополянская

ВЛ

АС 400/51

1951

24,73

825,00

97,31

АС 400/93

31

ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Гипсовая

ВЛ

АС 400/51

1965

4,12

825,00

335,00

ИТОГО ВЛ 220 кВ ПАО "ФСК ЕЭС"

988,55

1

ВЛ 110 кВ  Ефремовская 2

ВЛ

АС-150

1 960

1 979

2,28

380,00

40,00

2

ВЛ 110 кВ  Компрессорная I с отпайкой ГПК

ВЛ

АС-120

1 961

3,31

380,00

65,00

отпайка ВЛ

АС-150

1 980

10,90

445,00

22,00

3

ВЛ 110 кВ Алексин - Космос с отпайкой Айдарово

ВЛ

АС-120

1 941

2 011

30,50

380,00

84,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 997

3,90

380,00

35,00

участок ВЛ

АС-185

1 997

0,90

4

ВЛ 110 кВ Алексин - Мышега

ВЛ

АС-120

1 952

5,30

380,00

140,00

5

ВЛ 110 кВ Бегичево - Арматурная I

ВЛ

АС-150

1 976

15,10

445,00

26,00

6

ВЛ 110 кВ Бегичево - Арматурная II

ВЛ

АС-150

1 976

15,10

445,00

10,00

7

ВЛ 110 кВ Бегичево - Партизан

ВЛ

АС-150

1 948

21,83

445,00

90,00

8

ВЛ 110 кВ Бегичево - Труново

участок ВЛ

АС-150

1 956

25,85

380,00

120,00

участок ВЛ

АС-150

1 956

1 989

5,70

445,00

9

ВЛ 110 кВ Виленки- Гремячее

участок ВЛ

АС-120

1 956

12,33

380,00

58,00

10

ВЛ 110 кВ Волово - Бегичево с отпайкой Богородицк

участок ВЛ

АС-120

1 960

26,09

380,00

80,00

участок ВЛ

АС-120

1 960

6,78

380,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 967

3,40

380,00

34,00

11

ВЛ 110 кВ Волово – Доробино

участок ВЛ

АС-95

1 978

27,80

330,00

5,00

12

ВЛ 110 кВ Гремячее - Савино

ВЛ

АС-120

1 998

9,33

380,00

39,00

13

ВЛ 110 кВ Грызлово - Венев с отпайкой Нефтяная

ВЛ

АС-150

1 993

31,90

445,00

62,00

14

ВЛ 110 кВ Донская - Люторичи

ВЛ

АС-120

1 940

7,40

380,00

125,00

15

ВЛ 110 кВ Донская - Угольная

ВЛ

АС-120

1 940

7,66

380,00

139,00

16

ВЛ 110 кВ Дубна – Лужное

ВЛ

АС-150

1 986

2 014

16,63

445,00

24,00

17

ВЛ 110 кВ Ефремовская I

ВЛ

АС-150

1 964

2,34

445,00

40,00

18

ВЛ 110 кВ Ефремовская III

ВЛ

АС-240

1 979

1,65

610,00

55,00

19

ВЛ 110 кВ Ефремовская IV (недейств.)

ВЛ

АС-240

1 979

1,47

610,00

20

ВЛ 110 кВ Заречье 1

ВЛ

АС-120

1 967

3,50

380,00

28,00

21

ВЛ 110 кВ Заречье 2

ВЛ

АС-120

1 967

3,50

380,00

19,00

22

ВЛ 110 кВ Звезда - Бегичево с отпайками Богородицк, Турдей

участок ВЛ

АС-120

1 960

26,09

380,00

52,00

участок ВЛ

АС-120

1 960

1979; 2012

50,03

380,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 967

3,40

380,00

27,00

отпайка ВЛ

АС-120

2 012

2 012

3,90

445,00

4,00

23

ВЛ 110 кВ Звезда - Волово с отпайкой Турдей

ВЛ

АС-120

1 960

1979; 2012

49,21

380,00

25,00

отпайка ВЛ

АС-150

2 012

2 012

3,90

445,00

12,00

24

ВЛ 110 кВ Звезда - Ефремов 1

ВЛ

АС-120

1 960

1 979

16,60

380,00

34,00

25

ВЛ 110 кВ Звезда - Ефремов 2

ВЛ

АС-120

1 960

1 979

16,60

380,00

34,00

26

ВЛ 110 кВ Звезда - Каменка

ВЛ

АС-120

1 993

32,55

380,00

17,00

27

ВЛ 110 кВ Звезда - Самарская

ВЛ

АС-120

1 983

50,78

380,00

19,00

28

ВЛ 110 кВ Звезда - Черёмушки

ВЛ

АС-120

1 990

27,77

380,00

10,00

29

ВЛ 110 кВ Зубово - Горлово

ВЛ

АС-120

1 953

24,69

380,00

49,00

30

ВЛ 110 кВ Капролактам-Восточная

ВЛ

АС-185

1 979

2,50

510,00

0,00

31

ВЛ 110 кВ Капролактам-Первомайская

ВЛ

АС-185

1 979

0,80

510,00

1,00

32

ВЛ 110 кВ Кашира- Мордвес

участок ВЛ

АС-150

1 933

3,40

445,00

56,00

33

ВЛ 110 кВ Керамик - Угольная

ВЛ

АС-185

1 963

3,34

510,00

131,00

34

ВЛ 110 кВ Кировская - Металлургическая с отпайкой Криволучье 2

ВЛ

АС-120

1 940

2 007

12,70

380,00

141,00

35

ВЛ 110 кВ Кировская-Октябрьская

ВЛ

АС-120

1 938

2 012

15,20

380,00

77,00

36

ВЛ 110 кВ Кирпичная - Яснополянская с отпайкой Ломинцево 2

ВЛ

АС-120

1 965

1 989

13,80

380,00

130,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 965

1 989

0,30

380,00

5,00

37

ВЛ 110 кВ Компрессорная II с отпайкой ГПК

ВЛ

АС-120

1 961

3,30

380,00

28,00

отпайка ВЛ

АС-150

1 980

10,89

445,00

26,00

38

ВЛ 110 кВ Космос - Заокская с отпайкой Яковлево 2

ВЛ

АС-120

1 980

1 998

28,30

380,00

57,00

отпайка ВЛ

АС-70

1 980

1 998

11,70

265,00

10,00

39

ВЛ 110 кВ КПД  II

ВЛ

АС-120

1 979

6,30

380,00

12,00

40

ВЛ 110 кВ КПД I

ВЛ

АС-120

1 979

6,30

380,00

13,00

41

ВЛ 110 кВ Лазарево - Щекино

ВЛ

АС-120

1 957

22,00

380,00

52,00

42

ВЛ 110 кВ Ленинская - Алешня 1 с отпайкой Афанасьевская 1

ВЛ

АС-150

1 982

15,50

445,00

10,00

43

ВЛ 110 кВ Ленинская - Алешня 2 с отпайкой Афанасьевская 2

ВЛ

АС-150

1 982

15,50

445,00

17,00

44

ВЛ 110 кВ Ленинская - Кировская 1 с отпайками Баташовская 2, Медвенка 1

ВЛ

АС-150

1 975

24,70

445,00

53,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 960

1,00

380,00

28,00

отпайка ВЛ

АС-120

2 008

0,80

380,00

20,00

45

ВЛ 110 кВ Ленинская - Кировская 2 с отпайками Рождественская 2, Тулица 2

ВЛ

АС-150

1 975

24,50

445,00

58,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 975

5,90

380,00

10,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 984

2,60

380,00

45,00

46

ВЛ 110 кВ Ленинская - Мясново с отпайками Барсуки 2, Рассвет 2

ВЛ

АС-150

1 960

24,20

445,00

58,00

отпайка ВЛ

АС-150

1 979

0,20

445,00

25,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 979

4,70

380,00

5,00

47

ВЛ 110 кВ Ленинская - Никулинская

ВЛ

АС-150

1 977

17,50

445,00

55,00

48

ВЛ 110 кВ Ленинская - Обидимо

ВЛ

АС-150

1 938

3,60

445,00

180,00

49

ВЛ 110 кВ Ленинская - Привокзальная с отпайками Фрунзенская, Мелиоративная

ВЛ

АС-185

1 974

21,20

510,00

110,00

отпайка ВЛ

АС-185

1 974

1,70

510,00

23,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 987

1,30

380,00

31,00

50

ВЛ 110 кВ Ленинская - Ратово с отпайкой Барсуки 1

ВЛ

АС-150

1 960

18,60

445,00

75,00

отпайка ВЛ

АС-150

1 979

0,20

445,00

25,00

51

ВЛ 110 кВ Ленинская - Фрунзенская

ВЛ

АС-185

1 974

21,20

510,00

20,00

52

ВЛ 110 кВ Ленинская - Щегловская 1 с отпайками Тулица 1, Рождественская 1

ВЛ

АС-150

1 960

25,60

445,00

66,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 984

2,60

380,00

12,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 972

5,90

380,00

25,00

53

ВЛ 110 кВ Ленинская - Щегловская 2 с отпайкой Баташовская 1

ВЛ

АС-150

1 960

25,60

445,00

66,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 960

1,00

380,00

0,00

54

ВЛ 110 кВ Ленинская - Ясногорск

ВЛ

АС-150

1 977

39,80

445,00

65,00

55

ВЛ 110 кВ Лужное - Малахово с отпайкой Селиваново

ВЛ

АС-150

1 986

4,70

445,00

56,00

участок ВЛ

АС-185

2 010

24,60

510,00

отпайка ВЛ

АС-150

1 982

2 010

3,70

445,00

15,00

56

ВЛ 110 кВ Люторичи - Епифань

ВЛ

АС-95

1 990

16,60

330,00

3,00

57

ВЛ 110 кВ Люторичи - Задонье

ВЛ

АС-120

1 971

20,25

380,00

85,00

58

ВЛ 110 кВ Люторичи - Зубово

ВЛ

АС-120

1 971

31,69

380,00

33,00

59

ВЛ 110 кВ Металлургическая - Болоховская 1 с отпайкой Временная

ВЛ

АС-150

1 989

16,30

445,00

14,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 989

0,40

380,00

1,00

60

ВЛ 110 кВ Мордвес - Венев с отпайкой Нефтяная

ВЛ

АС-150

1 933

26,77

445,00

20,00

61

ВЛ 110 кВ Мценск - Плавск цепь левая

ВЛ

АС-120

1 957

30,40

380,00

35,00

62

ВЛ 110 кВ Мценск - Плавск цепь правая

ВЛ

АС-120

1 957

30,40

380,00

63

ВЛ 110 кВ Мышега - Шипово

ВЛ

АС-120

1 952

1 989

4,40

380,00

175,00

64

ВЛ 110 кВ Никулинская - Ясногорск

ВЛ

АС-150

1 977

25,90

445,00

55,00

65

ВЛ 110 кВ Новомосковск - Грызлово с отпайкой Фенольная

ВЛ

АС-150

1 933

17,82

445,00

97,00

66

ВЛ 110 кВ Новомосковск - Задонье с отпайками Залесная, СМС

ВЛ

АС-120

1 954

15,31

380,00

212,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 954

1,83

380,00

45,00

67

ВЛ 110 кВ Новомосковск - Керамик с отпайкой СМС

ВЛ

АС-185

1 963

14,57

510,00

190,00

68

ВЛ 110 кВ Новомосковск - Метаноловская

ВЛ

АС-240

1 963

2 010

2,20

610,00

0,00

69

ВЛ 110 кВ Новомосковск - Северная

ВЛ

АС-240

1 963

2 010

9,20

610,00

0,00

70

ВЛ 110 кВ Новомосковск - Сокольники с отпайкой Фенольная

ВЛ

АС-120

1 956

26,28

380,00

7,00

71

ВЛ 110 кВ Новомосковск - Угольная  с отпайкой Залесная

ВЛ

АС-185

1 963

17,91

510,00

190,00

отпайка ВЛ

АС-185

1 971

4,24

380,00

37,00

72

ВЛ 110 кВ Новомосковск - Урванка I с отпайкой Гипсовая

ВЛ

АС-150

1 961

6,32

445,00

1,00

73

ВЛ 110 кВ Новомосковск - Урванка II с отпайкой Гипсовая

ВЛ

АС-150

1 961

6,32

445,00

108,00

74

ВЛ 110 кВ Новомосковск- Кислородная

ВЛ

АС-150

1 961

2,30

445,00

11,00

75

ВЛ 110 кВ НТМЗ -  Металлургическая

ВЛ

АС-185

1 940

2 007

2,50

510,00

157,00

76

ВЛ 110 кВ Обидимо - Октябрьская с отпайкой Привокзальная

ВЛ

АС-120

1 938

2 010

14,70

380,00

150,00

отпайка ВЛ

АС-185

1 974

1,70

510,00

110,00

77

ВЛ 110 кВ Оболенская - Красный Яр с отпайкой Шатск 1

участок ВЛ

АС-120

1 962

4,10

380,00

ВЛ

АС-150

1 938

2 010

8,70

445,00

98,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 957

1 993

2,20

380,00

2,00

78

ВЛ 110 кВ Оболенская - Северная

ВЛ

АС-120

1 962

11,59

380,00

101,00

79

ВЛ 110 кВ Первомайская - Восточная

ВЛ

АС-185

1 951

2,50

510,00

109,00

80

ВЛ 110 кВ Первомайская - Западная

ВЛ

АС-240

1 960

2,70

610,00

0,00

81

ВЛ 110 кВ Первомайская - Малахово 1 с отпайкой Гагаринская 1

ВЛ

АС-120

1 982

7,50

380,00

58,00

отпайка ВЛ

АС-150

1 985

0,70

380,00

22,00

82

ВЛ 110 кВ Первомайская - Малахово 2 с отпайкой Гагаринская 2

ВЛ

АС-120

1 982

7,50

380,00

53,00

отпайка ВЛ

АС-150

1 985

0,70

445,00

13,00

83

ВЛ 110 кВ Первомайская- КС-9

ВЛ

АС-185

1 960

2,40

510,00

3,00

84

ВЛ 110 кВ Плавск - Лазарево с отпайкой Смычка 1

ВЛ

АС-120

1 957

22,60

380,00

43,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 975

3,20

380,00

51,00

85

ВЛ 110 кВ Плавск - Щекино с отпайкой Смычка 2

ВЛ

АС-120

1 957

38,30

380,00

26,00

отпайка ВЛ

АС_120

1 975

3,20

380,00

29,00

86

ВЛ 110 кВ Прессовая - 1

ВЛ

АС-120

1 977

0,10

380,00

17,00

87

ВЛ 110 кВ Прессовая - 2

ВЛ

АС-120

1 977

0,10

380,00

8,00

88

ВЛ 110 кВ Протон - Заокская с отпайкой Яковлево 1

ВЛ

АС-120

1 980

16,10

380,00

60,00

отпайка ВЛ

АС-70

1 980

10,50

265,00

11,00

89

ВЛ 110 кВ Пушкинская - Алексин с отпайкой Авангард 2

ВЛ

АС-120

1 938

1 969

16,00

380,00

124,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 979

1 969

0,20

380,00

1,00

90

ВЛ 110 кВ Пушкинская - Ленинская с отпайкой Авангард 1

ВЛ

АС-120

1 938

36,30

380,00

130,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 979

1 969

2,30

380,00

10,00

91

ВЛ 110 кВ Пятницкая - Ясногорск

ВЛ

АС-120

1 929

1 996

26,20

380,00

196,00

92

ВЛ 110 кВ Ратово-Мясново

ВЛ

АС-120

1 960

5,80

380,00

47,00

93

ВЛ 110 кВ Ревякино - Кировская

ВЛ

АС-150

1 957

1 999

21,70

445,00

24,00

94

ВЛ 110 кВ Ревякино - Ясногорск

ВЛ

АС-120

1 957

2 001

21,80

380,00

32,00

95

ВЛ 110 кВ Савино - Сокольники

ВЛ

АС-120

1 963

18,20

380,00

32,00

96

ВЛ 110 кВ Северная - Метаноловская

ВЛ

АС-240

1 963

2 010

8,20

610,00

0,00

97

ВЛ 110 кВ Селиваново - Малахово с отпайкой КС-2

ВЛ

АС-120

1 982

11,80

380,00

9,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 988

14,90

380,00

1,00

98

ВЛ 110 кВ Смычка – Доробино

ВЛ

АС-120

1 993

42,30

380,00

9,00

99

ВЛ 110 кВ Суворов - Агеево с отпайкой Безово

ВЛ

АС-150

1 956

21,42

445,00

81,00

отпайка ВЛ

АС-120

2 017

7,15

380,00

0,00

100

ВЛ 110 кВ Суворов – Ушатово

ВЛ

АС-185

1 987

8,50

510,00

43,00

101

ВЛ 110 кВ Суворов – Шепелево  с отпайками Чекалин, Краинка

ВЛ

АС-185

1 974

35,96

510,00

20,00

отпайка ВЛ

АС-70

1 974

2,20

265,00

0,00

отпайка ВЛ

АС-185

1 974

5,20

380,00

4,00

102

ВЛ 110 кВ Технологическая I

ВЛ

АС-95

1 981

6,01

330,00

0,70

103

ВЛ 110 кВ Технологическая II

ВЛ

АС-95

1 981

6,01

330,00

4,00

104

ВЛ 110 кВ Труново - Олень 1

ВЛ

АС-120

1 973

8,40

380,00

10,00

105

ВЛ 110 кВ Труново - Олень 2

ВЛ

АС-120

1 973

8,40

380,00

8,00

106

ВЛ 110 кВ Труново - Советская

ВЛ

АС-120

1 956

21,10

380,00

51,00

107

ВЛ 110 кВ Тула - Восточная с отпайкой Рудаково 1

ВЛ

АС-120

1 951

9,80

380,00

51,00

отпайка ВЛ

АС-150

1 982

0,90

445,00

50,00

108

ВЛ 110 кВ Тула - Мясново 1 с отпайками Южная 1, Рассвет 1

ВЛ

АС-120

1 960

16,40

380,00

84,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 973

0,60

380,00

57,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 979

4,50

380,00

5,00

109

ВЛ 110 кВ Тула - Мясново 2 с отпайкой Южная 2

ВЛ

АС-120

1 960

16,40

380,00

85,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 973

0,60

380,00

70,00

110

ВЛ 110 кВ Тула - Перекоп 1

ВЛ

АС-185

2 010

6,10

510,00

194,00

111

ВЛ 110 кВ Тула - Перекоп 2

ВЛ

АС-185

2 010

6,10

510,00

105,00

112

ВЛ 110 кВ Тула - Подземгаз 1

ВЛ

АС-120

1 975

2,10

380,00

30,00

113

ВЛ 110 кВ Тула-Яснополянская с отпайкой Рудаково 2, Ясенки

ВЛ

АС-120

1 951

10,00

380,00

90,00

114

ВЛ 110 кВ Тула-Яснополянская с отпайкой Рудаково 2, Ясенки

отпайка ВЛ

АС-150

1 982

0,90

445,00

50,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 965

6,10

380,00

30,00

115

ВЛ 110 кВ Узловая - Машзавод  II

ВЛ

АС-95

1 962

7,73

330,00

0,00

116

ВЛ 110 кВ Узловая - Партизан

ВЛ

АС-150

1 948

14,98

445,00

65,00

117

ВЛ 110 кВ Узловая - Северная

ВЛ

АС-150

1 948

14,59

445,00

151,00

118

ВЛ 110 кВ Узловая- Машзавод I

ВЛ

АС-95

1 962

7,73

330,00

2,00

119

ВЛ 110 кВ Ушаково - Бегичево

ВЛ

АС-120

1 954

21,80

380,00

182,00

120

ВЛ 110 кВ Ушаково - Епифань с отпайкой Казановка

ВЛ

АС-95

1 990

10,98

330,00

23,00

отпайка ВЛ

АС-95

1 996

8,73

380,00

13,00

121

ВЛ 110 кВ Ушаково - Люторичи

ВЛ

АС-120

1 954

15,80

380,00

180,00

122

ВЛ 110 кВ Ушатово – Даргомыжская 1 с отпайками Говоренки, Одоев

ВЛ

АС-120

1 981

55,80

380,00

13,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 981

2,40

380,00

1,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 981

2,70

380,00

10,00

123

ВЛ 110 кВ Ушатово – Даргомыжская 2 с отпайками Говоренки, Одоев

ВЛ

АС-120

1 981

55,80

380,00

25,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 981

2,40

380,00

0,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 981

2,70

380,00

22,00

124

ВЛ 110 кВ Ушатово – Дубна

ВЛ

АС-150

1 992

36,20

445,00

12,00

125

ВЛ 110 кВ Ушатово – Точмаш 1

ВЛ

АС-120

1 984

1,20

380,00

1,00

126

ВЛ 110 кВ Ушатово – Точмаш 2

ВЛ

АС-120

1 984

1,20

380,00

2,00

127

ВЛ 110 кВ Ушатово – Шепелево  с отпайками Чекалин, Краинка

ВЛ

АС-185

1 974

2 017

44,41

510,00

30,00

отпайка ВЛ

АС-70

1 974

2,20

265,00

3,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 974

5,20

380,00

2,00

128

ВЛ 110 кВ Химическая - Грызлово

ВЛ

АС-120

1 959

2,60

380,00

0,00

129

ВЛ 110 кВ Химическая - Кислородная

ВЛ

АС-150

1 959

10,79

445,00

9,00

130

ВЛ 110 кВ Чернь – Клен 1 с отпайками Кальна, Тургеневская 1

отпайка ВЛ

АС-95

1 963

8,00

330,00

42,00

ВЛ

АС-120

1 963

20,10

380,00

2,00

отпайка ВЛ

АС-95

1 963

8,30

330,00

32,00

131

ВЛ 110 кВ Чернь – Клен 2 с отпайками Кальна, Тургеневская 2

ВЛ

АС-120

1 963

20,10

380,00

18,00

отпайка ВЛ

АС-95

1 963

8,30

330,00

3,00

отпайка ВЛ

АС-95

1 963

8,00

330,00

10,00

132

ВЛ 110 кВ Чернь-Плавск

ВЛ

АС-240

1 994

31,20

610,00

10,00

133

ВЛ 110 кВ Шепелево – Белев 1 с отпайками Трансмаш, Давыдово 1

ВЛ

АС-120

1 957

28,90

380,00

35,00

отпайка ВЛ

АС-95

1 957

3,40

330,00

10,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 957

3,40

380,00

3,00

134

ВЛ 110 кВ Шепелево – Белев 2 с отпайками Трансмаш, Давыдово 2

ВЛ

АС-120

1 977

28,90

380,00

17,00

отпайка ВЛ

АС-95

1 977

3,40

380,00

0,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 977

3,30

330,00

0,00

135

ВЛ 110 кВ Шипово - Глебово 1 с отпайками Крушма 1, Средняя 2

ВЛ

АС-150

1 990

15,20

445,00

32,00

отпайка ВЛ

АС-150

1 990

0,10

445,00

0,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 990

1,20

380,00

30,00

136

ВЛ 110 кВ Шипово - Глебово 2 с отпайкой Крушма 2

ВЛ

АС-150

1 990

15,20

445,00

4,00

отпайка ВЛ

АС-150

1 990

0,20

445,00

2,00

137

ВЛ 110 кВ Шипово - Ферзиково с отпайкой Средняя 1

ВЛ

АС-150

1 952

2 010

15,40

445,00

92,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 982

1,50

380,00

30,00

138

ВЛ 110 кВ Щегловская - Красный Яр с отпайками Шатск 2, Глушанки, Временная

ВЛ

АС-120

1 931

1 993

15,50

380,00

85,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 979

1 993

0,70

380,00

0,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 980

11,96

380,00

1,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 974

1 993

1,40

380,00

15,00

139

ВЛ 110 кВ Щегловская - НТМЗ с отпайкой Криволучье 1

ВЛ

АС-185

1 981

2 007

8,70

510,00

103,00

140

ВЛ 110 кВ Щегловская - Глушанки

ВЛ

АС-120

1 974

2,40

380,00

5,00

141

ВЛ 110 кВ Щекино - Кирпичная

ВЛ

АС-120

1 951

1 994

8,50

380,00

100,00

142

ВЛ 110 кВ Щекино - Липки 1 с отпайкой Огаревка 1

ВЛ

АС-120

1 963

8,40

380,00

37,00

отпайка ВЛ

АС-95

1 983

7,60

330,00

20,00

143

ВЛ 110 кВ Щекино - Липки 2 с отпайкой Огаревка 2

ВЛ

АС-120

1 963

8,40

380,00

32,00

отпайка ВЛ

АС-95

1 983

7,60

330,00

15,00

144

ВЛ 110 кВ Щекино - Первомайская 1

ВЛ

АС-240

1 961

14,10

610,00

30,00

145

ВЛ 110 кВ Щекино - Первомайская 2

ВЛ

АС-240

1 961

14,10

610,00

30,00

146

ВЛ 110 кВ Щекино - Советская

ВЛ

АС-150

1 956

0,70

445,00

39,00

147

ВЛ 110 кВ Щекино - Ясенки с отпайкой Ломинцево 1

ВЛ

АС-120

1 951

1 994

23,20

380,00

40,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 965

1 994

0,30

380,00

5,00

148

ВЛ 110 кВ Яснополянская - Восточная 1

ВЛ

АС-185

1 961

2,20

510,00

110,00

149

ВЛ 110 кВ Яснополянская - Восточная 2

ВЛ

АС-185

1 961

2,20

510,00

0,00

150

ВЛ 110 кВ Яснополянская - Западная

ВЛ

АС-185

1 961

5,10

510,00

3,00

151

ВЛ 110 кВ Яснополянская - КС-2

ВЛ

АС-120

1 988

30,70

380,00

5,00

152

ВЛ 110 кВ Яснополянская - КС-9

ВЛ

АС-185

1 961

5,44

510,00

4,00

153

КВЛ 110 кВ ЕТЭЦ - Звезда с отпайкой Глюкозная

участок ВЛ

АС-150

2 013

7,13

445,00

52,00

154

КВЛ 110 кВ Металлургическая - Болоховская 2 с отпайкой Стечкин

ВЛ

АС-150

1 989

16,30

445,00

40,00

отпайка ВЛ

кабель

2 009

3,03

10,00

155

КВЛ 110 кВ Перекоп - Кировская с отпайками Юбилейная 1, Пролетарская 1

ВЛ

АС-120

1 954

10,28

380,00

63,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 962

2,00

380,00

15,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 973

0,20

380,00

65,00

участок ВЛ

кабель

2 012

1,85

156

КВЛ 110 кВ Перекоп - Щегловская с отпайкой Центральная 2, Юбилейная 2

ВЛ

АС-120

1 951

8,90

380,00

51,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 973

1,40

380,00

40,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 962

2,20

380,00

16,00

участок ВЛ

кабель

2 012

1,85

отпайка ВЛ

кабель

2 012

1,40

157

КВЛ 110 кВ Тула - Кировская с отпайкой Пролетарская 2

ВЛ

АС-150

1 963

13,90

445,00

85,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 973

0,20

380,00

65,00

участок ВЛ

кабель

2 012

1,85

158

КВЛ 110 кВ Тула - Подземгаз 2 с отпайкой Стечкин

ВЛ

АС-120

1 975

2,10

380,00

39,00

отпайка ВЛ

кабель

2 010

4,88

17,00

159

КВЛ 110 кВ Тула - Щегловская с отпайкой Центральная 1

ВЛ

АС-150

1 963

11,90

445,00

85,00

отпайка ВЛ

АС-120

1 973

1,40

380,00

53,00

участок ВЛ

кабель

2 012

1,85

отпайка ВЛ

кабель

2 012

1,40

Итого ЛЭП 110 кВ филиала "Тулэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья"

2 842,01

1

ВЛ 110 кВ  Узловая – Пластик с отпайкой

ВЛ

АС-185

1 966

2 009

16,33

380

42

2

ВЛ 110 кВ  Северная- Пластмасс- 1 с отп.

ВЛ

АС-120

1 967

2 015

16,29

400

29

3

ВЛ 110 кВ  Северная- Пластмасс- 2

ВЛ

АС-120

1 967

2 015

9,20

400

17

Итого ЛЭП 110 кВ ООО "Энергосеть"

41,82

Приложение № 3

к Схеме и Программе развития электроэнергетики Тульской области на 2020−2024 годы

Основные характеристики электрических подстанций напряжением 220 кВ энергосистемы Тульской области

(по филиалу ПАО «ФСК ЕЭС» - Приокское ПМЭС)

Подстанция

№ трансфор-матора

Дата максимума нагрузки

Год ввода в эксплуатацию

Тип РНТ и режим работы: автомат/

ручной/

выведен

Номинальная мощность трансформа-тора

Sтр ном, МВА

Нагрузка трансформатораза дату максимума нагрузки

Величина загрузки трансформатора (в%)

S, МВА

Р, МВт

Q, Мвар

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1.

ПС 220 кВ Тула

АТ-1

29.01.2018

1998

±6*2% РПН на стороне СН, ручной

250

125,3

125,1

6,7

50

АТ-2

12.12.2018

2015

±6*2% РПН на стороне СН, ручной

250

109,8

109,6

7,4

44

2.

ПС 220 кВ Ленинская

АТ-1

16.01.2018

1972

±6*2% РПН на стороне СН, ручной

200

118,7

92,6

74,3

59

АТ-2

12.01.2018

1982

±6*2% РПН на стороне СН, ручной

200

159,3

112,0

113,2

80

3.

ПС 220 кВ Яснополянская

АТ-1

07.10.2018

1974

±6*2% РПН на стороне СН, ручной

125

75,9

47,2

59,4

61

АТ-2

28.10.2018

1986

±6*2% РПН на стороне СН, ручной

125

72,3

48,8

53,3

58

4.

ПС 220 кВ Метал-лургическая

АТ-1

16.01.2018

1981

±6*2% РПН на стороне СН, ручной

125

57,8

56,0

14,2

46

АТ-2

16.01.2018

1982

±6*2% РПН на стороне СН, ручной

125

56,9

55,2

13,9

45

5.

ПС 220 кВ Северная

АТ-1

19.12.2018

1980

±6*2% РПН на стороне СН, ручной

200

90,6

79,8

42,9

45

АТ-2

19.12.2018

1966

ПБВ ±2*2,5%, ВДТ ±9*2,26%, ручной

180

54,3

48,0

25,4

30

6.

ПС 220 кВ Химическая

АТ-1

01.10.2018

1973

±6*2% РПН на стороне СН, ручной

200

168,4

152,4

71,7

84

АТ-2

01.10.2018

1973

±6*2% РПН на стороне СН, ручной

200

65,4

63,4

15,8

33

7.

ПС 220 кВ Бегичево

АТ-1

19.12.2018

1964

±6*2% РПН на стороне СН, ручной

120

25,4

24,6

6,5

21

АТ-2

19.12.2018

1964

±6*2% РПН на стороне СН, ручной

120

26,8

24,7

10,5

22

Т-1

19.12.2018

1950

ВН ПБВ ±2*2,5%, СР ПБВ ±2x2,5%, ручной

20

2,4

2,3

0,7

12

Т-2

19.12.2018

1966

ВН РПН ±4*2,5%, СР ПБВ ±2*2,5%, ручной

31,5

0,0

0,0

0,0

0

8.

ПС 220 кВ Люторичи

АТ-2

19.12.2018

1983

±6*2% РПН на стороне СН, ручной

125

26,0

4,0

25,7

21

Т-1

19.12.2018

1982

ВН РПН ±9*1,78%, СР ПБВ ±2*2,5%, ручной

25

0,0

0,0

0,0

0

Т-2

19.12.2018

2014

ВН РПН ±9*1,78%, СР ПБВ ±2*2,5%, ручной

25

3,9

3,5

1,6

15

9.

ПС 220 кВ Звезда

АТ-1

19.12.2018

1981

±6*2% РПН на стороне СН, ручной

125

26,8

21,6

15,9

21

10.

ПС 220 кВ Шипово

АТ-2

28.12.2018

1989

±6*2% РПН на стороне СН, ручной

125

75,7

74,7

12,2

61

Приложение № 4

к Схеме и Программе развития электроэнергетики Тульской области на 2020−2024 годы

Основные характеристики электрических подстанций напряжением 110 кВ энергосистемы Тульской области

(по филиалу «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»)

Диспетчерское наименование
подстанции 110 кВ

Месторасположение подстанции (адрес)

Количество и мощность трансформаторов

Общая установленная мощность ПС

Пропускная способность ПС (N-1)

Максимальная загрузка по замерам режимного дня   за 3 года                 (2016- 2018 гг.)

Текущий объем свободной  мощности на 01.01.2019 (- дефицит)

Присоединенная мощность потребителей с начала 2018 года

Действующие ДТП на 01.01.2019

Объем свободной мощности с учетом присоединенных потребителей и заключенных договоров на ТП на 01.01.2019

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1.

ПС 110/35/6 кВ №1 Зубово

Кимовский р-н, д. Румянцево

1×10; 1×16

26

10,5

7,487

6,801

0,694

2,115

6,553

2.

ПС 110/35/10 кВ №3 Белев

г. Белев

1×15; 1×25

40

15,75

8,719

7,892

0,830

0,850

7,635

3.

ПС 110/35/6 кВ №7 Угольная

г. Новомосковск

1×40,5; 1×40

80,5

42

30,955

13,735

1,693

4,388

11,479

4.

ПС 110/35/10 кВ №10 Одоев

пос. Одоев

2×16

32

16,8

6,342

13,524

0,601

1,072

13,271

5.

ПС 110/35/6 кВ №11 Дубна

пос. Дубна

1×16; 1×10

26

10,5

7,510

5,109

1,152

3,268

4,513

6.

ПС 110/6 кВ №13 Суворов

г. Суворов

1×25; 2×15

55

26,25

8,783

17,722

0,864

4,870

13,981

7.

ПС 110/35/6 кВ №17 Щегловская

г. Тула

2×40

80

42

28,520

16,659

2,249

27,385

5,338

8.

ПС 110/35/6 кВ №20 Барсуки

Ленинский р-н,

пос. Барсуки

2×25

50

26,25

13,608

20,142

9,344

13,859

17,853

9.

ПС 110/6 кВ №21 Подземгаз

г. Тула

2×16

32

16,8

10,326

6,474

0,645

8,079

2,919

10.

ПС 110/6 кВ №22 Задонье

Новомосковский р-н,

г. Северо-Задонск

2×25

50

26,25

7,008

19,729

0,485

1,038

19,353

11.

ПС 110/35/6 кВ №24 Рудаково

г. Тула

2×25

50

26,25

21,480

4,770

1,821

7,521

3,783

12.

ПС 110/35/6 кВ №26 Липки

Киреевский р-н,

пос. Гвардейский

2×20

40

21

8,028

14,087

0,739

1,576

13,731

13.

ПС 110/35/6 кВ №28 Ушатово

Суворовский р-н, пос. Центральный

1×7,5; 1×20

27,5

7,875

4,149

4,345

0,616

0,390

4,297

14.

ПС 110/35/6 кВ №31 Ломинцево

Щекинский р-н,

д. Косое

2×16

32

16,8

1,968

14,832

0,181

5,801

11,383

15.

ПС 110/35/10 кВ №37 Грызлово - РУ 35 кВ

Веневский р-н,

пос. Грицовский

1×20; 1×25

45

13,125

0,364

12,761

0,000

0,000

12,761

ПС 110/35/10 кВ №37 Грызлово - РУ 10 кВ

13,125

5,171

7,954

0,000

0,000

7,848

16.

ПС 110/35/10 кВ №38 Венев

г. Венев

2×40

80

42

18,319

24,028

3,200

8,053

21,673

17.

ПС 110/10/6 кВ №41 Перекоп

г. Тула

1×63; 1×60

123

63

36,271

26,729

1,572

15,451

16,012

18.

ПС 110/35/10 кВ №44 Казановка

Кимовский р-н,

пос. Казановка

2×10

20

10,5

4,315

7,991

0,449

0,695

7,763

19.

ПС 110/35/10 кВ №46 Труново

Киреевский р-н,

д. Стойлово

1×20; 1×25

45

21

7,946

16,156

1,024

5,488

13,527

20.

ПС 110/6 кВ №49 Криволучье

г. Тула

2×16

32

16,8

14,730

2,070

3,569

7,587

0,635

21.

ПС 110/6 кВ №51 Оболенская

Киреевский р-н,

пос. Шварц

2×16

32

16,8

1,896

14,904

0,261

8,998

14,786

22.

ПС 110/35/6 кВ №52 Медвенка

Ленинский р-н,

д. Медвенка

2×16

32

16,8

13,641

8,096

5,136

23,039

6,464

23.

ПС 110/35/10 кВ №56 Мордвес

Веневский р-н,

с. Дьяково

2×10

20

10,5

7,602

4,097

3,014

10,584

2,845

24.

ПС 110/35/10 кВ №58 Клен

Арсеньевский р-н,

д. Гремячка

1×10; 1х16

26

10,5

3,700

9,750

0,292

1,597

8,546

25.

ПС 110/6 кВ №60 Ушаково

Узловский р-н,

д. Ушаково

1×20; 1×16

36

16,8

0,789

16,198

0,152

5,226

16,184

26.

ПС 110/35/6 кВ №62 Ефремов

г. Ефремов

3×40

120

84

19,968

70,734

4,134

3,651

70,328

27.

ПС 110/6 кВ №64 Кировская

г. Тула

2×40

80

42

8,318

33,682

0,000

1,260

33,682

28.

ПС 110/35/6 кВ №68 Богородицк

г. Богородицк

2×25

50

26,25

12,135

14,696

1,494

2,537

13,428

29.

ПС 110/35/6 кВ №75 Ясногорск

г. Ясногорск

2×63

126

66,15

37,805

36,586

22,154

40,558

30,370

30.

ПС 110/35/6 кВ №76 Сокольники

г. Новомосковск,

мкр. Сокольники

1×20; 1×16

36

16,8

7,413

10,777

0,485

7,870

9,783

31.

ПС 110/35/6 кВ №77 Болоховская

Киреевский р-н,

г. Болохово

1×10; 1×25

35

10,5

8,066

4,622

1,271

2,935

4,102

32.

ПС 110/35/6 кВ №79 Узловая

г. Узловая

2×40

80

42

31,197

13,303

1,394

3,077

12,516

33.

ПС 110/35/6 кВ №86 Малахово

Щёкинский р-н,

д. Малахово

1×20; 1х25

45

21

8,352

13,218

0,821

2,487

12,684

34.

ПС 110/6 кВ №88 Ясенки

г. Щекино

2×25

50

26,25

15,367

10,883

0,371

1,018

10,695

35.

ПС 110/35/6 кВ №89 Огаревка

Щекинский р-н,

пос. Новоогаревский

1×25; 1×16

41

16,8

9,103

7,697

0,522

1,926

7,283

36.

ПС 110/10 кВ №102 Турдей

Воловский р-н,

д. Булычевка

2×10

20

10,5

3,852

7,646

0,120

3,179

5,893

37.

ПС 110/35/10 кВ №137 Доробино

Тепло-Огаревский р-н, с. Доробино

2×16

32

16,8

3,174

16,602

0,401

0,436

16,502

38.

ПС 110/10/6 кВ №145 Октябрьская

г. Тула

2×40

80

42

30,725

11,275

1,190

8,709

10,381

39.

ПС 110/6 кВ №146 Гремячее

Новомосковский р-н,

с. Гремячее

1×10; 1×16

26

10,5

3,837

6,663

1,456

0,526

6,554

40.

ПС 110/10/6 кВ №149 Мясново

г. Тула

3×25

75

52,5

27,520

24,980

2,870

36,935

19,859

41.

ПС 110/35/10 кВ №163 Волово

Воловский р-н,

пос. Волово

2×16

32

16,8

8,544

8,349

3,744

6,734

8,210

42.

ПС 110/10 кВ №183 Пушкинская

г. Алексин

1×25; 1×16

41

13,125

10,623

2,502

0,866

2,227

1,900

43.

ПС 110/35/10 кВ №193 Чекалин

Суворовский р-н,

г. Чекалин

1×7,5; 1×6,3

13,8

6,615

1,490

5,490

0,557

0,438

5,423

44.

ПС 110/10 кВ №199 Залесная

г. Новомосковск

2×25

50

26,25

13,983

12,267

0,140

0,054

12,251

45.

ПС 110/35/10 кВ №200 Тургеневская

Чернский р-н,

пос. Чернь

2×16

32

16,8

8,393

12,924

0,671

2,328

12,036

46.

ПС 110/10/6 кВ №202 Пролетарская

г. Тула

2×25

50

26,25

26,269

0,000

0,000

0,592

-0,313

47.

ПС 110/6 кВ №213 Рождественская

Ленинский р-н,

пос. Рождественский

2×16

32

16,8

4,468

12,332

1,151

7,215

9,100

48.

ПС 110/10/6 кВ №218 Южная

г. Тула

3×25

75

52,5

25,420

27,080

5,277

2,369

26,767

49.

ПС 110/10/6 кВ №219 Центральная

г. Тула

1×40;1×25

65

26,25

19,933

6,317

0,140

1,339

5,835

50.

ПС 110/10 кВ №240 Красный Яр

Киреевский р-н,

пос. Красный Яр

2×6,3

12,6

6,615

1,209

5,536

0,425

3,549

5,358

51.

ПС 110/10/6 кВ №243 Привокзальная

г. Тула

2×40

80

42

30,178

11,822

0,000

1,292

11,285

52.

ПС 110/35/10 кВ №245 Смычка - РУ 35 кВ

г. Плавск

2×25

50

13,125

12,220

2,075

0,000

0,000

2,010

ПС 110/35/10 кВ №245

Смычка - РУ 10 кВ

13,125

4,332

10,724

0,000

0,000

10,536

53.

ПС 110/35/6 кВ №246 Безово

Суворовский р-н,

д. Безово

1×10

10

10,5

0,524

9,976

0,099

0,080

10,666

54.

ПС 110/6 кВ №254 Шатск

Ленинский р-н,

пос. Шатск

2×10

20

10,5

0,862

10,148

0,000

5,277

5,765

55.

ПС 110/10 кВ №278 Алешня

Ленинский р-н,

д. Медведки

2×16

32

16,8

5,102

12,515

2,207

7,967

9,820

56.

ПС 110/35/10 кВ №302 Рассвет

Ленинский р-н,

пос. Рассвет

2×16

32

16,8

8,118

8,682

5,804

17,907

5,637

57.

ПС 110/35/10 кВ №303 Авангард

Алексинский р-н,

пос. Авангард

2×10

20

10,5

1,974

9,302

0,504

7,040

7,246

58.

ПС 110/10 кВ №304 Глушанки

Ленинский р-н,

с. Глухие Поляны

1×16; 1×10

26

10,5

5,188

5,312

3,341

2,585

0,572

59.

ПС 110/6 кВ №310 Партизан

Узловский р-н,

пос. Дубовка

2×16

32

16,8

8,028

8,772

0,396

5,433

7,792

60.

ПС 110/6 кВ №319 КПД

г. Донской,

пос. Шахты 13

2×10

20

10,5

6,236

7,535

0,716

2,394

7,320

61.

ПС 110/35/10 кВ №321 Заокская

Заокский р-н,

пос. Заокский

2×16

32

16,8

23,431

-1,628

19,239

31,889

-6,527

62.

ПС 110/10 кВ №322 Яковлево

Заокский р-н,

д. Верхнее Романово

2×10

20

10,5

5,296

5,635

3,291

15,362

-0,265

63.

ПС 110/10/6 кВ №326 Краинка

Суворовский р-н,

с. Рождественно

1×16; 1×10

26

10,5

2,533

9,059

0,157

0,743

9,008

64.

ПС 110/35/6 кВ №334 Селиваново

Щекинский р-н,

с. Селиваново

2×16

32

16,8

5,011

13,186

1,765

3,122

12,472

65.

ПС 110/10 кВ №338 Говоренки

Одоевский р-н,

с. Говоренки

1×6,3

6,3

6,615

0,510

6,105

0,038

0,079

6,222

66.

ПС 110/10 кВ №339 Кальна

Чернский р-н,

д. Русино

1×6,3; 1×5,6

11,9

5,88

1,335

4,935

0,114

0,361

4,906

67.

ПС 110/6 кВ №344 Средняя

Алексинский р-н,

ст. Средняя

1×16; 1×10

26

10,5

11,630

-1,130

0,539

2,052

-1,363

68.

ПС 110/35/6 кВ №351 Самарская

Куркинский р-н,

пос. Куркино

2×16

32

16,8

4,564

13,156

1,537

7,005

8,711

69.

ПС 110/35/10 кВ №358 Арматурная

Богородицкий р-н,

пос. Товарково

2×25

50

26,25

10,266

23,837

0,286

0,570

23,605

70.

ПС 110/6 кВ №363 Временная

Киреевский р-н,

д. Присады

1×6,3

6,3

6,615

0,348

6,267

1,301

3,079

5,893

71.

ПС 110/10 кВ №367 Технологическая

г. Богородицк

2×16

32

16,8

1,068

15,837

0,281

3,244

15,833

72.

ПС 110/10/6 кВ №370 Тулица

г. Тула

2×25

50

26,25

14,069

12,181

1,077

0,377

12,181

73.

ПС 110/10/6 кВ №371 Никулинская

Алексинский р-н, вблизи пос. Новогуровский

2×25

50

26,25

3,513

23,407

0,000

0,555

22,955

74.

ПС 110/6 кВ №378 Гагаринская

Щекинский р-н,

д. Ясенки

1×25; 1×16

41

13,125

6,947

6,178

0,029

0,450

5,878

75.

ПС 110/6 кВ №384 Советская

Щекинский р-н,

г. Советск

1×16; 1×10

26

10,5

2,440

8,067

0,164

0,839

7,873

76.

ПС 110/35/6 кВ №385 Обидимо

Ленинский р-н,

пос. Ленинский

1×16; 1×7,5

23,5

7,875

7,882

2,243

1,051

3,476

1,749

77.

ПС 110/35/6 кВ №386 Мелиоративная

Ленинский р-н,

д. Барсуки

1×10

10

10,5

5,843

4,657

1,237

2,412

8,638

78.

ПС 110/35/6 кВ №390 Лужное

Дубенский р-н,

пос. Воскресенский

1×16

16

16,8

3,955

12,845

2,506

1,915

16,092

79.

ПС 110/6 кВ №404 Ратово

Ленинский р-н,

д. Ратово

2×10

20

10,5

1,829

8,671

0,152

0,600

8,550

80.

ПС 110/10 кВ №406 Крушма

Алексинский р-н, вблизи д. Слободка

1×6,3

6,3

6,615

0,371

6,244

0,115

0,022

6,237

81.

ПС 110/10 кВ №407 Глебово

Калужская обл., Ферзиковский р-н,

д. Глебово

1×6,3

6,3

6,615

0,812

5,803

0,000

0,000

5,803

82.

ПС 110/10 кВ №408 Епифань

Узловский р-н,

д. Мельгуново

1×10; 1×6,3

16,3

6,615

1,454

5,235

0,048

0,063

5,218

83.

ПС 110/35/10 №409 Черемушки

Ефремовский р-н,

с. Шилово

1×10

10

10,5

2,330

8,170

0,823

1,158

10,417

84.

ПС 110/10 кВ №410 Давыдово

Белевский р-н,

д. Давыдово

1×6,3

6,3

6,615

0,676

5,939

0,261

0,517

6,038

85.

ПС 110/35/10 кВ №415 Савино

Новомосковский р-н,

д. Савино

2×10

20

10,5

2,289

10,059

0,189

0,077

10,031

86.

ПС 110/35/10 кВ №421 Каменка - РУ 35 кВ

Каменский р-н,

с. Архангельское

1×16; 1×10

26

8,4

2,069

8,095

0,000

8,015

ПС 110/35/10 кВ №421 Каменка –

РУ 35 кВ

8,4

2,007

8,244

0,000

8,238

87.

ПС 110/35/10 кВ №423 Даргомыжская

Арсеньевский р-н,

пос. Арсеньево

1×16

16

16,8

1,765

15,035

0,060

0,331

16,482

88.

ПС 110/6 кВ №427 Айдарово

Алексинский р-н,

д. Айдарово

1×25

25

13,125

1,330

11,795

0,673

1,754

12,332

89.

ПС 110/10 кВ №430 Точмаш

Суворовский р-н,

пос. Центральный

2×16

32

16,8

0,510

16,711

0,057

0,083

16,701

90.

ПС 110/10/10 кВ №433 Стечкин

Ленинский р-н,

с. Осиновая гора

2×40

80

42

5,889

36,111

2,289

52,339

15,415

Приложение № 5

к Схеме и Программе развития электроэнергетики Тульской области на 2020-2024 годы

Вводы электросетевых объектов напряжением 220 кВ и ниже энергосистемы Тульской области на 2020-2024 годы                                                 

Сводные данные по развитию электрических сетей.                                                                               

№

ПЕРЕЧЕНЬ ОБЪЕКТОВ

ВЛ, км; ПС, МВА

2019 г.

2020 г.

2021 г.

2022 г.

2023 г.

2024 г.

2019-2024 гг.

км

МВА

км

МВА

км

МВА

км

МВА

км

МВА

км

МВА

км

МВА

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

Перечень электросетевых объектов 220 кВ и ниже, рекомендуемых к вводу в соответствии с базовым прогнозом потребления электроэнергии и мощности

220 кВ

1

360

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

1

360,0

1

Реконструкция ПС 220 кВ Северная в части установки АТ 220/110 кВ с увеличением трансформаторной мощности на 200 МВА до 580 МВА

1х200 МВА

200,0

200,0

2

Строительство ПС 220 кВ Тепличная трансформаторной мощностью 2х80 МВА и заходы от ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС - Тула №2 с отпайкой на ПС Яснополянская

2х80 МВА,
2х0,5 км

1,0

160,0

1,0

160,0

3

Строительство ПС 220 кВ Агрокомплекс и ЛЭП 220 кВ Щекинская ГРЭС – Агрокомплекс

1х250 МВА 2 км

110 кВ

63,9

334,0

0,0

0,0

6,0

200,0

0,0

16,0

79,1

0,0

101,0

112,0

250,0

662,0

4

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

3 км

3,0

3,0

0,0

5

Реконструкция ВЛ 110 кВ Пятницкая – Ясногорск в 2025 году

0,8 км

6

Реконструкция ВЛ 110 кВ Ленинская-Мясново с отпайками, ВЛ 110 кВ Ленинская-Ратово с отпайкой на ПС Барсуки, ВЛ 110 кВ Ратово- Мясново, ВЛ 110 кВ Тула-Мясново №1 с отпайками, ВЛ 110 кВ Тула-Мясново №2 с отпайкой на ПС Южная в 2025 году

26,85 км

7

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

20,0 км

20,0

20,0

0,0

8

Реконструкция ВЛ 110 кВ Звезда-Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Волово-Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк

29,44 км

29,4

29,4

0,0

9

Реконструкция ВЛ 110 кВ Звезда-Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Звезда-Волово с отпайкой на ПС Турдей в пролётах опор №105-163А

8,7 км

8,7

8,7

0,0

10

Реконструкция ВЛ 110 кВ Труново-Советская

21,0 км

21,0

21,0

0,0

11

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

12,0 км

12,0

12,0

0,0

12

Реконструкция ВЛ 110 кВ Мценск – Плавск с отпайками

30,0 км

30,0

30,0

0,0

13

Реконструкция ПС 110 кВ Яковлево с заменой Т-1 и Т-2 с 2х10 МВА на 2х16 МВА

2х16 МВА

32,0

0,0

32,0

14

Реконструкция ПС 110 кВ Средняя с заменой Т-2 с 10 МВА на 16 МВА

16 МВА

16,0

0,0

16,0

15

Реконструкция ПС 110 кВ Пролетарская с заменой Т-1 и Т-2 с 2х25 МВА на 2х40 МВА

2х40 МВА

80,0

0,0

80,0

16

Строительство ПС 110 кВ ГРАНД- ПАРК с присоединением от отпаек от ВЛ 110 кВ Космос – Заокская с отпайками и ВЛ 110 кВ Протон-Заокская с отпайками

32 МВА,    2х0,23 км

0,5

32,0

0,5

32,0

17

Реконструкция ПС 110 кВ Заокская с заменой силового трансформатора Т-1 мощностью 16 МВА на  трансформатор 40 МВА (1-й пусковой комплекс)

40 МВА

40,0

0,0

40,0

18

Реконструкция ПС 110 кВ Заокская с заменой силового трансформатора Т-2 мощностью 16 МВА на  трансформатор 40 МВА (2-й пусковой комплекс)

40 МВА

40,0

0,0

40,0

19

Реконструкция ПС 35 кВ Ненашево с заменой силовых трансформаторов 4 и 10 МВА и переводом питания на 110 кВ

2х16 МВА

32,0

0,0

32,0

20

Реконструкция ПС 35 кВ Хрипково с заменой двух трансформаторов 2х2,5 МВА и переводом питания на 110 кВ

2х10 МВА

20,0

0,0

20,0

21

Строительство заходов от ВЛ 110 кВ Ленинская – Ясногорск на ПС 110 кВ Ненашево с образованием ВЛ 110 кВ Ясногорск – Ненашево и ВЛ 110 кВ Ленинская – Ненашево

2х10,5 км

21,0

21,0

0,0

22

Реконструкция ВЛ 35 кВ Хрипково – Ненашево с переводом на 110 кВ

17 км

17,0

17,0

0,0

23

Реконструкция ВЛ 35 кВ Заокская – Хрипково с переводом на 110 кВ

16 км

16,0

16,0

0,0

24

Строительство ВЛ 110 кВ Глебово – Ушатово

59 км

59,0

59,0

0,0

25

Строительство ПС 110 кВ АО «Тульская региональная корпорация развития государственно-частного партнерства» и двух ЛЭП 110 кВ ПС 110 кВ Ушатово – ПС 110 кВ АО «Тульская региональная корпорация развития государственно-частного партнерства»

2х100 МВА, 2х1 км

2,0

200,0

2,0

200,0

26

Строительство ПС 110 кВ Карбамид и двух КЛ 110 кВ ПС 220 кВ Яснополянская – ПС 110 кВ Карбамид

2х60 МВА, 2х3 км

6,0

120,0

6,0

27

Строительство ПС 110 кВ КБП и двух отпаек от ВЛ 110 кВ Кировская – Металлургическая с отпайкой на ПС Криволучье и ВЛ 110 кВ Щегловская - Глушанки

50 МВА, 2х2.2 км

4,4

50,0

4,4

50,0

35 кВ

0,0

0,0

0,0

0,0

6,0

0,0

6,0

0,0

36,1

10,0

0,0

0,0

48,1

10,0

6-10 кВ

73,6

63,4

304,4

85,4

77,4

69,7

306,3

65,7

169,9

6,4

11,8

6,4

943,5

297,0

21

Ф-л «Тулэнерго»: Реконструкция, строительство сетей 6-10 кВ

800,9 км, 9,7 МВА

40,1

1,1

270,7

6,1

50,6

1,8

281,5

0,7

158,0

800,9

9,7

22

Реконструкция, строительство сетей 6-10 кВ АО «ТГЭС»

51,8 км, 239,6 МВА

12,9

56,1

12,9

62,1

12,9

62,7

12,9

58,6

51,8

239,6

23

Реконструкция, строительство сетей 6-10 кВ АО «АЭСК»

12,1 км,  3,4 МВА

1,3

1,3

9,2

1,7

1,6

0,4

12,1

3,4

24

Реконструкция, строительство сетей 6-10 кВ ОАО «ЩГЭС»

28,1 км, 12,4 МВА

9,9

0,9

6,3

3,6

3,0

2,7

3,0

1,7

3,0

1,7

3,0

1,7

28,2

12,4

25

Реконструкция, строительство сетей 6-10 кВ ООО «ПромЭнергоСбыт»

50,5 км, 32,0 МВА

9,5

4,0

5,3

11,9

9,2

2,1

8,8

4,7

8,8

4,7

8,8

4,7

50,5

32,0

0,4 кВ

136,1

0,0

129,3

0,0

123,2

0,0

233,2

0,0

88,6

0,0

15,5

0,0

726,0

0,0

26

Реконструкция, строительство сетей 0,4 кВ ф-ла «Тулэнерго»

639,2 км

120,2

116,1

112,1

217,7

73,1

639,2

0,0

27

Реконструкция, строительство сетей 0,4 кВ АО «ТГЭС»

0 км

0,0

0,0

28

Реконструкция, строительство сетей 0,4 кВ АО «АЭСК»

1,0 км

0,2

0,6

0,3

1,0

0,0

29

Реконструкция, строительство сетей 0,4 кВ ОАО «ЩГЭС»

12,0 км

2,0

2,0

2,0

2,0

2,0

2,0

12,0

0,0

30

Реконструкция, строительство сетей 0,4 кВ ООО «ПромЭнергоСбыт»

73,7 км

13,7

10,6

8,8

13,5

13,5

13,5

73,7

0,0

Всего по 220 кВ

1,0

360,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

1,0

360,0

Всего по 110 кВ

63,9

334,0

0,0

0,0

6,0

200,0

0,0

16,0

79,1

0,0

101,0

112,0

250,0

662,0

Всего по 35 кВ

0,0

0,0

0,0

0,0

6,0

0,0

6,0

0,0

36,1

10,0

0,0

0,0

48,1

10,0

Всего по 10-6 кВ

73,6

63,4

304,4

85,4

77,4

69,7

306,3

65,7

169,9

6,4

11,8

6,4

943,5

297,0

Всего по 0,4 кВ

136,1

0,0

129,3

0,0

123,2

0,0

233,2

0,0

88,6

0,0

15,5

0,0

726,0

0,0

Итого по базовому сценарию развития

85,4

212,6

269,7

545,5

81,7

373,7

16,4

128,4

118,4

1968,5

1329,0

Перечень электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу в соответствии с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности

220 кВ

1,0

360,0

70,0

580,0

2,0

250,0

16,0

400,0

0,0

0,0

0,0

0,0

79,0

1510,0

1

Реконструкция ПС 220 кВ Северная в части установки АТ 220/110 кВ с увеличением трансформаторной мощности на 200 МВА до 580 МВА

1х200 МВА

200,0

0,0

200,0

2

Строительство ПС 220 кВ Тепличная трансформаторной мощностью 2х80 МВА и заходы от ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС - Тула №2 с отпайкой на ПС Яснополянская

2х80 МВА,
2х0,5 км

1,0

160,0

1,0

160,0

3

Строительство ПС 220 кВ Агрокомплекс и ЛЭП 220 кВ Щекинская ГРЭС – Агрокомплекс

250 МВА,        2 км

2,0

250,0

2,0

250,0

4

Реконструкция РУ 220 кВ ПС 220 кВ Химическая (установка дополнительных двух ячеек выключателей 220 кВ) в 2023 году

5

Замена ВЧЗ ВЛ 220 кВ Северная – Химическая на ПС 220 кВ Северная в 2023 году

6

Реконструкция ПС 220 кВ Новоиндустриальная трансформаторной мощностью 2х200 МВА и сооружение ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Новоиндустриальная и ВЛ 220 кВ Северная - Новоиндустриальная

2х200 МВА, 10+6 км

16,0

400,0

16,0

400,0

7

Реконструкция ПС 220 кВ Звезда с установкой трансформаторов мощностью 2х250 МВА и сооружением ВЛ 220 кВ Елецкая - Звезда

2х250 МВА, 60 км

60,0

500,0

60,0

500,0

8

Строительство ПС 220 кВ Венёв и заходов к ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС – Химическая

2х40 МВА, 2х5 км

10,0

80,0

110 кВ

63,9

334,0

0,0

272,0

6,0

200,0

0,0

16,0

79,1

0,0

101,0

112,0

250,0

934,0

9

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

3 км

3,0

3,0

0,0

10

Реконструкция ВЛ 110 кВ Пятницкая – Ясногорск в 2025 году

0,8 км

11

Реконструкция ВЛ 110 кВ Ленинская-Мясново с отпайками, ВЛ 110 кВ Ленинская-Ратово с отпайкой на ПС Барсуки, ВЛ 110 кВ Ратово- Мясново, ВЛ 110 кВ Тула-Мясново №1 с отпайками, ВЛ 110 кВ Тула-Мясново №2 с отпайкой на ПС Южная в 2025 году

26,85 км

12

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

20,0 км

20,0

20,0

0,0

13

Реконструкция ВЛ 110 кВ Звезда-Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Волово-Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк

29,44 км

29,4

29,4

0,0

14

Реконструкция ВЛ 110 кВ Звезда-Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Звезда-Волово с отпайкой на ПС Турдей в пролётах опор №105-163А

8,7 км

8,7

8,7

0,0

15

Реконструкция ВЛ 110 кВ Труново-Советская

21,0 км

21,0

21,0

0,0

16

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

12,0 км

12,0

12,0

0,0

17

Реконструкция ВЛ 110 кВ Мценск – Плавск с отпайками

30,0 км

30,0

30,0

0,0

18

Реконструкция ПС 110 кВ Яковлево с заменой Т-1 и Т-2 с 2х10 МВА на 2х16 МВА

2х16 МВА

32,0

0,0

32,0

19

Реконструкция ПС 110 кВ Средняя с заменой Т-2 с 10 МВА на 16 МВА

16 МВА

16,0

0,0

16,0

20

Реконструкция ПС 110 кВ Пролетарская с заменой Т-1 и Т-2 с 2х25 МВА на 2х40 МВА

2х40 МВА

80,0

0,0

80,0

21

Сооружение  нового центра питания 110 кВ в г. Тула (подключение микрорайона жилищной застройки «Красные Ворота»)

2х16 МВА

32,0

0,0

32,0

22

Строительство ПС 110 кВ ГРАНД- ПАРК с присоединением от отпаек от ВЛ 110 кВ Космос – Заокская с отпайками и ВЛ 110 кВ Протон-Заокская с отпайками

32 МВА,    2х0,23 км

0,46

32,0

23

Реконструкция ПС 110 кВ Заокская с заменой силового трансформатора Т-1 мощностью 16 МВА на  трансформатор 40 МВА (1-й пусковой комплекс)

40 МВА

40,0

0,0

40,0

24

Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Заокская с заменой силового трансформатора Т-2 мощностью 16 МВА на  трансформатор 40 МВА (2-й пусковой комплекс)

40 МВА

40,0

0,0

40,0

25

Реконструкция ПС 35 кВ Ненашево с заменой силовых трансформаторов 4 и 10 МВА и переводом питания на 110 кВ

2х16 МВА

32,0

0,0

32,0

26

Реконструкция ПС 35 кВ Хрипково с заменой двух трансформаторов 2х2,5 МВА и переводом питания на 110 кВ

2х10 МВА

20,0

0,0

20,0

27

Строительство заходов от ВЛ 110 кВ Ленинская – Ясногорск на ПС 110 кВ Ненашево с образованием ВЛ 110 кВ Ясногорск – Ненашево и ВЛ 110 кВ Ленинская – Ненашево

2х10,5 км

21,0

21,0

0,0

28

Реконструкция ВЛ 35 кВ Хрипково – Ненашево с переводом на 110 кВ

17 км

17,0

17,0

0,0

29

Реконструкция ВЛ 35 кВ Заокская – Хрипково с переводом на 110 кВ

16 км

16,0

16,0

0,0

30

Строительство ВЛ 110 кВ Глебово – Ушатово

59 км

59,0

59,0

0,0

31

Строительство ПС 110 кВ АО «Тульская региональная корпорация развития государственно-частного партнерства» и двух ЛЭП 110 кВ ПС 110 кВ Ушатово – ПС 110 кВ АО «Тульская региональная корпорация развития государственно-частного партнерства»

2х100 МВА, 2х1 км

2,0

200,0

2,0

200,0

32

Строительство ПС 110 кВ Карбамид и двух КЛ 110 кВ ПС 220 кВ Яснополянская – ПС 110 кВ Карбамид

2х60 МВА, 2х3 км

6,0

120,0

33

Строительство ПС 110 кВ КБП и двух отпаек от ВЛ 110 кВ Кировская – Металлургическая с отпайкой на ПС Криволучье и ВЛ 110 кВ Щегловская - Глушанки

50 МВА, 2х2.2 км

4,4

50,0

34

Строительство ПС 110 кВ Ефремов-тяговая с заходами

2х40 МВА

80,0

35

Строительство ПС 110 кВ Волово-тяговая с заходами

2х40 МВА

80,0

36

Строительство ПС 110 кВ Узловая 2 и заходов от ВЛ 110 кВ Северная – Метаноловская и от ВЛ 110 кВ Узловая – Северная

2х40 МВА

80,0

Всего по 220 кВ

1,0

360,0

70,0

580,0

2,0

250,0

16,0

400,0

0,0

0,0

0,0

0,0

79,0

1510,0

Всего по 110 кВ

63,9

334,0

0,0

272,0

6,0

200,0

0,0

16,0

79,1

0,0

101,0

112,0

250,0

934,0

Итого по региональному сценарию развития

64,9

694,0

70,0

852,0

8,0

450,0

16,0

416,0

79,1

0,0

101,0

112,0

329,0

2444,0