Основная информация
| Дата опубликования: | 13 ноября 2017г. |
| Номер документа: | RU36000201701462 |
| Текущая редакция: | 1 |
| Статус нормативности: | Нормативный |
| Субъект РФ: | Воронежская область |
| Принявший орган: | Губернатор Воронежской области |
| Раздел на сайте: | Нормативные правовые акты субъектов Российской Федерации |
| Тип документа: | Указы |
Бесплатная консультация
У вас есть вопросы по содержанию или применению нормативно-правового акта, закона, решения суда? Наша команда юристов готова дать бесплатную консультацию. Звоните по телефонам:Федеральный номер (звонок бесплатный): 8 (800) 555-67-55 доб. 732Москва и Московская область: 8 (499) 350-55-06 доб. 192Санкт-Петербург и Ленинградская область: 8 (812) 309-06-71 доб. 749
Текущая редакция документа
ГУБЕРНАТОР ВОРОНЕЖСКОЙ ОБЛАСТИ
УКАЗ
от 13 ноября 2017 г. N 463-у
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ ПЕРСПЕКТИВНОГО РАЗВИТИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ВОРОНЕЖСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2018 - 2022 ГОДЫ
В соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" постановляю:
1. Утвердить прилагаемую схему и программу перспективного развития электроэнергетики Воронежской области на 2018 - 2022 годы.
2. Признать утратившим силу указ губернатора Воронежской области от 10 ноября 2016 года N 410-у "Об утверждении схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Воронежской области на 2017 - 2021 годы".
3. Настоящий указ вступает в силу с 01 января 2018 года.
4. Контроль за исполнением настоящего указа возложить на заместителя председателя правительства Воронежской области Шабалатова В.А.
Исполняющий обязанности
губернатора Воронежской области
Г.И.МАКИН
Утверждена
указом
губернатора Воронежской области
от 13.11.2017 N 463-у
СХЕМА И ПРОГРАММА
ПЕРСПЕКТИВНОГО РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
ВОРОНЕЖСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2018 - 2022 ГОДЫ
Введение
Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Воронежской области на 2018 - 2022 годы (далее - СиПРЭ Воронежской области) разработана в соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики", Методическими рекомендациями по разработке Схемы и программы развития электроэнергетики субъекта Российской Федерации на 5-летний период (доработанная редакция), принятыми на совещании по вопросу разработки схем и программ развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации под председательством заместителя Министра энергетики Российской Федерации, заместителя руководителя Правительственной комиссии по обеспечению безопасности электроснабжения (Федеральный штаб) А.Н. Шишкина (протокол Минэнерго России от 09.11.2010 N АШ-369пр), Правилами устройства электроустановок (далее - ПУЭ) (7-е издание), Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем, утвержденными Приказом Минэнерго России от 30.06.2003 N 281.
Основными целями разработки СиПРЭ Воронежской области 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 Воронежской области.
Задачами формирования СиПРЭ Воронежской области являются:
- обеспечение надежного функционирования энергосистемы Воронежской области в составе Единой энергетической системы России в долгосрочной перспективе;
- обеспечение баланса между производством и потреблением электроэнергии в энергосистеме Воронежской области, в том числе предотвращение возникновения локальных дефицитов производства электрической энергии и мощности и ограничения пропускной способности электрических сетей;
- скоординированное планирование строительства и ввода в эксплуатацию, а также вывода из эксплуатации объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;
- 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;
- обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса, транспортной инфраструктуры, программ (схем) территориального планирования и схем и программ перспективного развития электроэнергетики.
Основными принципами формирования СиПРЭ Воронежской области являются:
- экономическая эффективность решений, предлагаемых в СиПРЭ Воронежской области, основанная на оптимизации режимов работы энергосистемы Воронежской области;
- применение новых технологических решений при формировании долгосрочных схем и программ перспективного развития электроэнергетики;
- скоординированность СиПРЭ Воронежской области и инвестиционных программ субъектов электроэнергетики;
- скоординированное развитие магистральной и распределительной сетевой инфраструктуры;
- скоординированное развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;
- публичность и открытость государственных инвестиционных стратегий и решений.
СиПРЭ Воронежской области сформирована на основании:
- Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы;
- прогноза спроса на электрическую энергию и мощность по Воронежской области и основным крупным узлам нагрузки, расположенным на территории Воронежской области;
- ежегодного отчета о функционировании Единой энергетической системы России и данных мониторинга исполнения схем и программ перспективного развития электроэнергетики;
- сведений о заключенных договорах на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей;
- предложений АО "СО ЕЭС" по развитию распределительных сетей, в том числе по перечню и размещению объектов электроэнергетики, полученных на основе результатов использования перспективной расчетной модели энергосистемы Воронежской области, а также предложений сетевых организаций и органов исполнительной власти Воронежской области по развитию электрических сетей и объектов генерации на территории Воронежской области.
СиПРЭ Воронежской области содержит программу развития электроэнергетики, включающую в себя в отношении каждого года планирования:
- схему развития электроэнергетики Воронежской области;
- прогноз спроса на электрическую энергию и мощность, разрабатываемый АО "СО ЕЭС" по субъектам Российской Федерации, региональным энергосистемам и основным крупным узлам нагрузки, расположенным на территории субъекта Российской Федерации, в том числе на основе данных о максимальных объемах потребления по узловым подстанциям, представляемых сетевыми организациями;
- перспективные балансы производства и потребления электрической энергии и мощности в границах Воронежской области;
- иные сведения о перспективном развитии электроэнергетики Воронежской области.
СиПРЭ Воронежской области подлежит к использованию в качестве:
- основы для разработки инвестиционных программ распределительных сетевых компаний;
- основы для разработки схем выдачи мощности региональных электростанций.
1. Общая характеристика Воронежской области
Воронежская область - субъект Российской Федерации, расположенный в европейской части страны. Входит в состав Центрального федерального округа. На севере Воронежская область граничит с Тамбовской и Липецкой областями, на востоке - с Волгоградской и Саратовской областями, на юге - с Ростовской областью и Луганской областью Украины, и на западе - с Курской и Белгородской областями.
Воронежская область занимает территорию 52,2 тыс. км2. Протяженность с севера на юг составляет 277,5 км, с запада на восток - 352,0 км.
Численность населения области на 01.01.2017 составляла 2335,408 тыс. чел. Удельный вес городского населения - 67,3%, плотность населения - 44,7 чел./км2.
Административный центр области - город Воронеж - расположен в 587 км к югу от Москвы. Число муниципальных районов - 31, число городских округов - 3. Городские и сельские поселения Воронежской области с численностью населения более 5 тыс. чел. представлены в таблице 1. На рисунке 1 представлено административно-территориальное деление территории Воронежской области с указанием административных центров.
Таблица 1 - Городские и сельские поселения Воронежской области с численностью населения более 5 тыс. человек (по состоянию на 01.01.2017)
Административно-территориальные единицы
Численность (тыс. человек)
Городской округ город Воронеж
1039,801
Борисоглебский городской округ
74,154
Городской округ город Нововоронеж
31,607
Аннинское городское поселение
16,438
Городское поселение - город Бобров
21,269
Хреновское сельское поселение
5,032
Городское поселение - город Богучар
11,295
Бутурлиновское городское поселение
24,721
Верхнемамонское сельское поселение
7,699
Верхнехавское сельское поселение
8,598
Углянское сельское поселение
6,079
Воробьевское сельское поселение
6,290
Грибановское городское поселение
15,169
Городское поселение - город Калач
19,592
Заброденское сельское поселение
9,172
Каменское городское поселение
8,375
Кантемировское городское поселение
11,103
Митрофановское сельское поселение
5,493
Колодезянское сельское поселение
6,620
Городское поселение - город Лиски
54,480
Давыдовское городское поселение
6,155
Нижнедевицкое сельское поселение
5,646
Воленское сельское поселение
8,004
Орловское сельское поселение
5,340
Отрадненское сельское поселение
8,195
Усманское 1-е сельское поселение
15,375
Усманское 2-е сельское поселение
19,268
Городское поселение - город Новохоперск
17,016
Коленовское сельское поселение
5,842
Ольховатское городское поселение
12,913
Городское поселение - город Острогожск
33,637
Городское поселение - город Павловск
25,047
Воронцовское сельское поселение
5,185
Панинское городское поселение
6,397
Городское поселение - город Поворино
17,095
Песковское сельское поселение
6,487
Подгоренское городское поселение
9,742
Рамонское городское поселение
9,533
Айдаровское сельское поселение
5,069
Репьевское сельское поселение
5,477
Городское поселение - город Россошь
62,884
Городское поселение - город Семилуки
26,797
Латненское городское поселение
7,379
Девицкое сельское поселение
5,780
Землянское сельское поселение
5,367
Таловское городское поселение
11,485
Терновское сельское поселение
5,356
Хохольское городское поселение
12,499
Городское поселение - город Эртиль
11,955
Рисунок 1 - Административно-территориальное деление
Воронежской области
Воронежская область расположена в центральной части Русской равнины. Климат на территории области умеренно-континентальный со среднегодовой температурой от плюс 5,0 °C на севере области до плюс 6,5 °C на юге. Среднеиюльская температура изменяется от плюс 19,5 °C до плюс 21,7 °C, средняя январская температура от минус 8,1 °C до минус 10,7 °C. На северо-западе выпадает от 450 мм осадков, до 600 мм на юго-востоке. Большая часть области расположена в лесостепной зоне. На юго-востоке преобладает степная зона. На территории области расположено 738 озер и 2408 прудов, протекает 1343 реки длиной более 10 км. Главной водной артерией Воронежской области является река Дон с притоками.
Преимущество экономико-географического положения определяется близостью индустриально-развитых районов, развитой транспортной системой, обеспечивающей устойчивые экономические связи не только с районами России, но и со странами ближнего зарубежья. Через г. Воронеж проходит несколько крупных автомобильных трасс: Москва - Астрахань, Москва - Ростов, Курск - Саратов.
Воронежская область находится на пересечении железнодорожных магистралей, связывающих между собой районы центра России, Северного Кавказа и Украины, через нее проходят грузопотоки с юга России в Центр Европейской части. В 2017 году введена в эксплуатацию железнодорожная линия в обход Украины - двухпутная электрифицированная железнодорожная линия протяженностью 137,5 км в стороне от государственной границы России и Украины, которая в перспективе рассматривается в качестве элемента инфраструктуры проектируемой высокоскоростной магистрали "Москва - Адлер". 07.08.2017 открыто рабочее движение. 20.09.2017 открыто регулярное грузовое движение. Эксплуатационная длина железнодорожных путей Юго-Восточной железной дороги (ЮВЖД) филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Воронежской области составляет 1286 км (в т.ч. 858 км электрифицированных путей).
В таблице 2 приведена структура ВРП Воронежской области по видам экономической деятельности. В структуре ВРП основными видами экономической деятельности являлись: оптовая и розничная торговля, ремонт автотранспортных средств, мотоциклов, бытовых изделий и предметов личного пользования - 20,46%; обрабатывающие производства - 14,5%, сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство - 15,3%, операции с недвижимым имуществом, аренда и предоставление услуг - 16,13%, транспорт и связь - 7,6%.
Таблица 2 - Структура ВРП Воронежской области по видам экономической деятельности за 2015 год <1>
--------------------------------
<1> Данные за 2016 год на момент разработки настоящей работы отсутствуют.
Вид экономической деятельности
Доля в структуре валового регионального продукта, в процентах
Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство
15,3
Добыча полезных ископаемых
0,45
Обрабатывающие производства
14,5
Производство и распределение электроэнергии, газа и воды
2,92
Строительство
8,84
Оптовая и розничная торговля; ремонт автотранспортных средств, мотоциклов, бытовых изделий и предметов личного пользования
20,46
Гостиницы и рестораны
0,78
Транспорт и связь
7,6
Финансовая деятельность
0,24
Операции с недвижимым имуществом, аренда и предоставление услуг
16,13
Государственное управление и обеспечение военной безопасности; обязательное социальное страхование
4,67
Образование
3,63
Здравоохранение и предоставление социальных услуг
3,42
Предоставление прочих коммунальных, социальных и персональных услуг
1,05
Структура хозяйства Воронежской области имеет индустриально-аграрный характер.
Особенностью промышленности Воронежской области является преобладание обрабатывающей промышленности (80% от суммарного объема отгруженных товаров всеми предприятиями промышленных видов деятельности), а также значительная доля электроэнергетики (17% от суммарного объема отгруженных товаров всеми предприятиями промышленных видов деятельности). Значительная доля промышленных предприятий Воронежской области, в особенности машиностроительного сектора, расположена в г. Воронеже.
Обрабатывающая промышленность представлена производством пищевых продуктов (40% от производимых товаров предприятий обрабатывающей промышленности), химическим производством (более 16%), производством машин и оборудования (8%), производством электрооборудования, электронного и оптического оборудования (7%).
Так как основную территорию Воронежской области занимают черноземы, то ведущую роль в экономике области играет пищевая промышленность, что обусловлено высоким уровнем развития сельского хозяйства. Она представлена в основном сахарной, хлебопекарной, мясной, молочной и маслобойно-жировой отраслями. Компания ООО "Продимекс-Холдинг" занимает ведущее место в производстве сахарного песка, в его состав входят сахарные заводы в Новохоперском, Калачеевском, Панинском, Хохольском, Ольховатском, Аннинском районах, а также в г. Эртиле и г. Лиски. Значительную долю рынка молочных продуктов занимает АО "Молвест". Компании принадлежат молочные заводы в г. Воронеж, Богучарском, Калачеевском, Новохоперском, Хохольском, Верхнемамонском районах. Производство рафинированных масел в области на 80% сосредоточено в ЗАО "Группа компаний "Маслопродукт". В Каширском районе расположен маслоэкстракционный завод ООО "Бунге СНГ". Крупнейшая кондитерская фабрика - ОАО "Воронежская кондитерская фабрика" - расположена в г. Воронеже.
Крупнейшими предприятиями химической промышленности являются АО "Минудобрения", АО "Воронежсинтезкаучук", ЗАО "Воронежский шинный завод". АО "Минудобрения" (г. Россошь) - единственный в Центрально-Черноземном районе производитель минеральных удобрений. АО "Воронежсинтезкаучук" (г. Воронеж) является крупнейшим в России предприятием по производству каучуков. Экспортирует свою продукцию в страны Европы и Азии. На предприятии ЗАО "Воронежский шинный завод" располагается крупнейший в Европе производственно-технологический комплекс по выпуску шин для велосипедов, мотоциклов и транспортной техники.
Ведущими предприятиями машиностроения являются ПАО "ВАСО", Воронежский механический завод - филиал ФГУП "ГКНПЦ им. М.В. Хруничева", ООО УК "Рудгормаш", Воронежский вагоноремонтный завод - филиал АО "Вагонреммаш", Воронежский тепловозоремонтный завод - филиал АО "Желдорреммаш", АО "Борхиммаш". ПАО "ВАСО" специализируется на выпуске гражданских магистральных лайнеров, производит самолеты ИЛ-96, АН-148, комплектующие к SSJ-100. Воронежский механический завод - филиал ФГУП "ГКНПЦ им. М.В. Хруничева" изготавливает двигатели для ракет-носителей, долговременных орбитальных станций. ООО УК "Рудгормаш" - предприятие по выпуску бурового, обогатительного и погрузо-доставочного оборудования для нужд горнодобывающей промышленности. АО "Борхиммаш" (г. Борисоглебск) является одним из крупнейших российских предприятий по выпуску оборудования для нефтехимической промышленности (теплообменное оборудование, аппараты воздушного охлаждения).
Ведущим предприятием-изготовителем электронного оборудования является АО "ВЗПП-Микрон" (г. Воронеж), которое производит кристаллы силовых дискретных компонентов, а также различные типы цифровых и аналоговых интегральных схем.
Строительная индустрия в основном обеспечивает внутренние потребности области. Минерально-сырьевые ресурсы представлены промышленными запасами огнеупорных глин, отдельных видов строительных материалов, среди которых тонкозернистые пески, пригодные для производства силикатобетонных изделий, глины и суглинки, идущие на изготовление керамзита, черепицы и кирпича. ОАО "Павловск Неруд" крупнейшее в России предприятие по добыче и производству нерудных материалов. Основу продукции составляют гранитный щебень, строительный камень, песок.
В настоящее время на территории Воронежской области функционируют следующие индустриальные парки: "Масловский" (с. Масловское, Новоусманский район), "Лискинский" (г. Лиски), "Бобровский" (г. Бобров), "Перспектива" (Новоусманский район), "RusLandGroup" (г. Воронеж).
Индустриальный парк "Масловский" расположен на границе городского округа Воронеж и территории Новоусманского муниципального района. Парк занимает территорию площадью 598 га земель промышленного назначения (с перспективой расширения до 2300 га). Специализацией парка является машиностроение и металлообработка. Основные существующие резиденты индустриального парка "Масловский":
- ООО "Воронежсельмаш" (производство сельскохозяйственных машин и оборудования);
- ООО "Сименс Трансформаторы" (завод по производству силовых трансформаторов);
- ООО УСК "СпецСтальТехМонтаж" (завод по производству металлоконструкций);
- АО "ОФС РУС ВОКК" (завод по производству волоконно-оптического кабеля связи);
- ООО "ВЫБОР-ОБД" (завод объемно-блочного домостроения);
- ООО "Армакс групп" (строительство производственно-логистического комплекса);
- ООО ПК "Ангстрем" (производственный комплекс по производству мебели);
- ООО "ЛС" (проект специализированного логистического комплекса для семенной продукции и средств защиты растений);
- ООО "Парк А" (реализация проекта логистического комплекса);
- АО "ЭМ-СИ-ВОРОНЕЖ" (создание завода по выпуску стекла первого гидролитического класса для фармацевтической промышленности);
- ООО "Бионорика Фармасьютикалс" (проект строительства завода по производству фитопрепаратов);
- ООО "АтлантисПак-Имущественный комплекс" (проект строительства завода по производству упаковочной продукции);
- ООО "ВЗТА "Маршал" (проект строительства завода по производству запорной арматуры);
- ООО "Гравитон" (проект строительства завода по производству строительных материалов).
Индустриальный парк "Лискинский" расположен на окраине г. Лиски, на границе городского поселения - город Лиски с Краснознаменским сельским поселением, на расстоянии 2,5 км от жилого микрорайона "Мелбугор" и 3,5 км от жилого микрорайона "Сахарный завод". Общая площадь территории планируемого индустриального парка составит 267 га.
Основные резиденты:
- ООО "Трау Нутришен Воронеж" (производство кормов для животных);
- ООО "Лискивтормет" (завод по производству металлоконструкций);
- ОАО "Лиски-Металлист" (производство строительных конструкций и теплообменного оборудования);
- Лискинский завод "Спецжелезобетон" - филиал АО "БелЭлТранс" (производство шпал и брусьев стрелочных переводов);
- АО "Лискигазосиликат" (производство газосиликатных блоков).
Индустриальный парк "Бобровский" расположен в г. Боброве, занимает территорию площадью 400 га. Площадка для парка "Бобровский" граничит с автодорогой и железнодорожной магистралью.
Основные резиденты:
- ОАО "Геркулес" (производство гречневой, овсяной круп и хлопьев);
- ООО УС "Евродорстрой" (строительство промышленных, административных и жилых зданий);
- ООО "СВК Стандарт" (металлообработка тонколистовой стали и производство воздуховодов для системы вентиляции и дымоудаления);
- ООО "АГРОСТРОЙ РУС" (обработка металлических изделий);
- ООО "РЦК-Бобров" (предприятие по переработке и хранению овощей).
Индустриальный парк "Перспектива" находится в Новоусманском районе на расстоянии 10 км от г. Воронежа в селе Бабяково Новоусманского района. Парк занимает территорию площадью 145 га. Одна из значимых особенностей парка - близость трассы М4 "Дон". Специализация парка - предприятия малого и среднего бизнеса. Основные резиденты индустриального парка "Перспектива":
- ООО "КвадроПресс" (производство кирпича, черепицы и прочих строительных изделий);
- ООО "Лакокраска" (производство и фасовка лакокрасочных материалов);
- ООО "Центр КДМ" (производство фурнитуры и комплектующих для производства мебели);
- ООО "А-Логистик" (логистика в области транспортировки щебня и других нерудных материалов).
Индустриальный парк "RusLandGroup" - это промышленная зона, представляющая собой совокупность автономных (обособленных) земельных участков, которые расположены вдоль федеральной магистральной трассы М4 "Дон". Земельные участки находятся в Воронежской области, удаленностью порядка 6 - 15 км от г. Воронежа, между поселениями Новоживотинное и Комсомольский Рамонского района Воронежской области. Площадь земельных участков составляет 104 га. Основные резиденты парка:
- ООО "АПХ "Мираторг" (строительство склада замороженных пищевых продуктов);
- Компания "Volvo Trucks" (строительство дилерского сервисного центра по обслуживанию грузовых автомобилей Volvo);
- Компания "SCANIA" (строительство дилерского сервисного центра по обслуживанию грузовых автомобилей SCANIA);
- ЗАО ГУ НПО "Стройтехавтоматика" (строительство научно-производственной базы. Сборка мобильных бетоносмесительных узлов, производство автоматических линий и оборудования);
- ООО "Киносарг" (строительство завода по производству мостовых конструкций).
2. Характеристика Воронежской энергосистемы
Энергосистема Воронежской области функционирует в составе ОЭС Центра параллельно с ЕЭС России. Воронежская энергосистема вошла в состав ЕЭС Европейской части страны 30.12.1959. Диспетчерское управление режимами параллельной работы Воронежской энергосистемы в составе ЕЭС России осуществляется филиалом АО "СО ЕЭС" Воронежское РДУ.
Энергосистема Воронежской области граничит с энергосистемами Липецкой, Белгородской, Тамбовской, Волгоградской, Саратовской областей, а также Донбасской энергосистемой (ОЭС Украины).
По состоянию на 01.09.2017 в электроэнергетическом комплексе Воронежской области эксплуатируются и обслуживаются 174 ЛЭП класса напряжения 110 кВ и выше с суммарной протяженностью 6388,3 км, 165 трансформаторных подстанций напряжением 110 кВ и выше с суммарной установленной мощностью трансформаторов 13866 МВА.
Воронежская энергосистема условно разделена на 3 энергорайона: Воронежский, Южный и Восточный.
К Воронежскому энергорайону отнесены следующие основные энергообъекты:
- Воронежская ТЭЦ-1;
- Воронежская ТЭЦ-2;
- ПС 500 кВ Воронежская;
- ПС 220 кВ Кировская;
- ПС 220 кВ Латная;
- ПС 220 кВ Южная.
В Воронежском энергорайоне находится г. Воронеж, электропотребление которого составляет около 55% от всего потребления электроэнергии на территории Воронежской области.
Воронежский энергорайон ограничивают следующие электросетевые элементы:
- АТ 1 250 МВА, АТ 2 250 МВА ПС 500 кВ Воронежская;
- ВЛ 220 кВ Кировская - Пост-474-тяговая;
- ВЛ 220 кВ Южная - Усмань-тяговая;
- ВЛ 220 кВ Нововоронежская АЭС - Южная с отпайкой на ПС Новая;
- ВЛ 220 кВ Новая - Южная;
- ВЛ 220 кВ Нововоронежская АЭС - Кировская с отпайкой на ПС Новая;
- ВЛ 220 кВ Новая - Кировская;
- ВЛ 220 кВ Нововоронежская АЭС - Латная;
- ВЛ 220 кВ Донская - Латная;
- ВЛ 110 кВ ВЛ-110-35;
- ВЛ 110 кВ ВЛ-110-36.
К Южному энергорайону отнесены следующие основные энергообъекты:
- ПС 330 кВ Лиски;
- ПС 220 кВ Придонская;
- ПС 110 кВ Бутурлиновка-2;
- ПС 110 кВ Верхний Мамон;
- ПС 110 кВ Калач-1;
- ПС 110 кВ Опорная.
В Южном энергорайоне выделен Придонский энергоузел. От шин ПС 220 кВ Придонская осуществляется электроснабжение ответственных потребителей, критичных к снижению напряжения, таких как предприятие АО "Минудобрения", тяговые ПС 110 кВ ЮВЖД.
Южный энергорайон ограничивают следующие сетевые элементы:
- ВЛ 330 кВ Лиски - Валуйки;
- ВЛ 220 кВ Донская - Лиски N 1;
- ВЛ 220 кВ Донская - Лиски N 2;
- ВЛ 220 кВ Лиски - Бобров;
- ВЛ 110 кВ Нововоронежская АЭС - Лиски-тяговая N 1 с отпайками (ВЛ 110 кВ Лискинская-1);
- ВЛ 110 кВ Нововоронежская АЭС - Лиски-тяговая N 2 с отпайками (ВЛ 110 кВ Лискинская-2);
- ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск-районная I цепь (ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск-1);
- ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск-районная II цепь (ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск-2);
- ВЛ 110 кВ Бобров - Бутурлиновка-2 N 1 с отпайками (ВЛ 110 кВ Бутурлиновская-1);
- ВЛ 110 кВ Бобров - Бутурлиновка-2 N 2 с отпайками (ВЛ 110 кВ Бутурлиновская-2);
- ВЛ 110 кВ Манино - Искра.
К Восточному энергорайону отнесены следующие основные энергообъекты:
- ПС 220 кВ Бобров;
- ПС 110 кВ Анна;
- ПС 110 кВ Борисоглебск;
- ПС 110 кВ Грибановка;
- ПС 110 кВ Елань Колено - Тяговая.
Электроснабжение потребителей Восточного энергорайона осуществляется от шин ПС 220 кВ Бобров и ПС 500 кВ Балашовская (Волгоградская энергосистема).
Восточный энергорайон ограничивают следующие сетевые элементы:
- ВЛ 220 кВ Лиски - Бобров;
- ВЛ 110 кВ Нововоронежская АЭС - Бобров с отпайкой на ПС Заводская N 1 (ВЛ 110 кВ Бобровская 1);
- ВЛ 110 кВ Нововоронежская АЭС - Бобров с отпайкой на ПС Заводская N 2 (ВЛ 110 кВ Бобровская 2);
- ВЛ 110 кВ Бобров - Бутурлиновка 2 с отпайками N 1 (ВЛ 110 кВ Бутурлиновская 1);
- ВЛ 110 кВ Бобров - Бутурлиновка 2 с отпайками N 2 (ВЛ 110 кВ Бутурлиновская 2);
- ВЛ 110 кВ Балашовская - Борисоглебск N 1 с отпайками (ВЛ 110 кВ Поворино-1);
- ВЛ 110 кВ Балашовская - Борисоглебск N 2 с отпайками (ВЛ 110 кВ Поворино-2);
- ВЛ 110 кВ Балашовская - Восточная-1 (ВЛ 110 кВ Поворино-3);
- ВЛ 110 кВ Балашовская - НС-7 с отпайкой на ПС Новохоперск (ВЛ 110 кВ Балашовская - НС-7);
- ВЛ 110 кВ Балашовская - Половцево тяговая (ВЛ 110 кВ Балашовская - Половцево);
- ВЛ 110 кВ Шпикуловская - Народное (ВЛ 110 кВ Шпикуловская-1);
- ВЛ 110 кВ ВЛ-110-18.
В Воронежской области расположены электростанции, установленная мощность которых составила 2862,3 МВт (по состоянию на 01.09.2017), в том числе:
- Нововоронежская АЭС (филиал АО "Концерн Росэнергоатом") суммарной установленной мощностью 2597,3 МВт;
- Воронежская ТЭЦ-1 (филиал ПАО "Квадра" - "Воронежская генерация") суммарной установленной мощностью 138 МВт;
- Воронежская ТЭЦ-2 (филиал ПАО "Квадра" - "Воронежская генерация") суммарной установленной мощностью 127 МВт.
Централизованное электроснабжение потребителей Воронежской области осуществляется следующими электросетевыми и сбытовыми компаниями (по состоянию на 01.01.2016):
- филиал ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго";
- филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - "Верхне-Донское ПМЭС";
- МУП "Воронежская горэлектросеть" (бывшее ОАО "Воронежская сетевая компания");
- ОАО "Бутурлиновская электросетевая компания";
- ПАО "ТНС энерго Воронеж";
- МУП "Борисоглебская энергосбытовая организация";
- ОАО "Сибурэнергоменеджмент";
- АО "АтомСбыт";
- Воронежский филиал ООО "ЭнергоЭффективность";
- АО "Оборонэнергосбыт" (Воронежско-Курско-Белгородское отделение);
- ООО "Русэнергосбыт";
- ООО "Межрегионсбыт";
- ООО "ГРИНН энергосбыт";
- ООО "Транснефтьэнерго".
3. Перечень основных крупных потребителей
Перечень основных крупных потребителей электроэнергии в регионе с указанием потребления электрической энергии и максимальной мощности за 2012 - 2016 годы представлен в таблице 3.
Таблица 3 - Потребление электроэнергии и максимальной мощности основными потребителями Воронежской области
Наименование потребителя
2012 год
2013 год
2014 год
2015 год
2016 год
Электроэнергия (млн. кВт·ч)
Мощность (МВт)
Электроэнергия (млн. кВт·ч)
Мощность (МВт)
Электроэнергия (млн кВт·ч)
Мощность (МВт)
Электроэнергия (млн кВт·ч)
Мощность (МВт)
Электроэнергия (млн кВт·ч)
Мощность (МВт)
ЮВЖД - филиал ОАО "РЖД"
930,6
97
872,4
131
839,8
130
701,4
87
634,0
84
АО "Воронежсинтезкаучук"
313,1
44
308,5
44
290,0
44
262,1
40
261,0
37
АО "Минудобрения"
390,2
57
373,4
55
364,6
60
387,0
70
398,0
65
АО "ЕВРОЦЕМЕНТ груп" - Воронежский филиал (пгт Подгоренский)
1,3
8
48,5
32
133,3
32
143,0
32
157,0
30
4. Наличие резервов мощности крупных узлов нагрузки
Данные о загрузке центров питания, находящихся в ведении филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - "Верхне-Донское ПМЭС", на основе расчетного потокораспределения в день контрольного замера 21.12.2016 приведены в таблице 4. На основании анализа загрузки трансформаторов ЦП 220 кВ и выше, находящихся в ведении филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - "Верхне-Донское ПМЭС", максимальная нагрузка трансформаторов в день зимнего контрольного замера 2016 года не превышала 65,7% от Sном.
В таблице 5 приведены резервы мощности ПС 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго". В настоящее время отсутствует резерв трансформаторных мощностей на следующих ПС 110 кВ:
- ПС 110 кВ N 21 Восточная;
- ПС 110 кВ N 29 ДСК;
- ПС 110 кВ Верхняя Хава;
- ПС 110 кВ N 31 Воля;
- ПС 110 кВ Нижний Мамон.
Таблица 4 - Загрузка центров питания, находящихся в ведении филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - "Верхне-Донское ПМЭС"
N п/п
Наименование центра питания
Трансформатор
Напряжение (кВ)
Номинал (MBA)
Загрузка в замерный день 21.12.2016 (MBA)
Коэффициент загрузки оборудования (%)
1
ПС 500 кВ Воронежская
АТ-1
500/110/10
250
95,5
38,2
АТ-2
500/110/10
250
96,9
38,8
2
ПС 220 кВ Придонская
АТ-1 200 МВА
220/110/35
200
65,2
32,6
АТ-2 200 МВА
220/110/35
200
104,1
52,1
3
ПС 330 кВ Лиски
АТ-1-240
330/220/35/10
240
52,4
21,8
АТ-2-240
330/220/35/10
240
49,7
20,7
АТ-1-200
220/110/10
200
67,9
34,0
АТ-2-200
220/110/10
200
87,4
43,7
4
ПС 220 кВ Бобров
АТ-1 125 МВА
220/110/35
125
Откл.
-
АТ-2 125 МВА
220/110/35
125
62,0
49,6
Т-1
110/35/10
16
6,1
38,1
Т-2
110/35/10
16
3,5
21,9
5
ПС 220кВ Латная
АТ-2 125 МВА
220/110/35
125
47,5
38,0
АТ-3 200 МВА
220/110/35
200
115,7
57,9
6
ПС 220 кВ Южная
АТ-1 200 МВА
220/110/10
200
131,3
65,7
АТ-2 135 МВА
220/110/10
135
85,3
63,2
АТ-3 135 МВА
220/110/10
135
Откл.
-
7
ПС 220 кВ Кировская
АТ-1 200 МВА
220/110/35
200
103,3
51,7
АТ-2 200 МВА
220/110/35
200
103,7
51,9
Таблица 5 - Наличие резервов мощности центров питания филиала ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго" <2>
--------------------------------
<2> Данные о наличии резервов мощности центров питания филиала ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго", указанных в соответствии с данными, размещенными на сайте ПАО "МРСК Центра" за II квартал 2017 года.
Наименование объекта центра питания, класс напряжения
Суммарная установленная мощность трансформаторов
Существующая максимальная нагрузка по замерам (МВА)
Резерв мощности на основании замеров режимного дня (МВА)
Мощность по актам об осуществлении ТП, за последние 3 года (МВт)
Мощность по договорам ТП, находящимся на исполнении (МВт)
Текущий статус
ПС 110 кВ N 2
126
23,82
42,33
20,87
13,52
открыт
ПС 110 кВ N 6
57
24,18
2,07
4,74
0,00
открыт
ПС 110 кВ N 9 СХИ
80
41,10
0,90
18,36
0,00
открыт
ПС 110 кВ Студенческая
32
14,75
2,05
15,49
2,76
открыт
ПС 110 кВ N 14 Западная
63
14,34
18,74
12,36
3,80
открыт
ПС 110 кВ N 16 Юго-Западная
103
64,95
1,20
2,24
1,30
открыт
ПС 110 кВ N 18 Туббольница
12,6
3,45
3,17
2,18
0,18
открыт
ПС 110 кВ N 20 Северная
80
35,47
6,53
10,01
0,00
открыт
ПС 110 кВ N 21 Восточная
85
47,45
-0,20
5,94
1,41
закрыт
ПС 110 кВ N 25 Коммунальная
120
52,66
31,34
12,19
5,89
открыт
ПС 110 кВ N 27 РЭП
127
61,40
5,80
8,60
0,80
открыт
ПС 110 кВ N 28 Тепличная
50
16,48
9,77
5,91
1,40
открыт
ПС 110 кВ N 29 ДСК
50
29,99
-3,74
18,35
0,19
закрыт
ПС 110 кВ N 30 Подгорное
143
83,90
0,10
32,10
5,88
открыт
ПС 110 кВ N 32 Никольское
50
15,60
10,65
17,91
7,16
открыт
ПС 110 кВ N 36 Воронежская
50
4,04
22,21
2,27
4,95
открыт
ПС 110 кВ N 39 Северо-Восточная
80
31,64
10,36
3,52
5,09
открыт
ПС 110 кВ N 42 Полюс
80
28,50
13,50
4,86
0,30
открыт
ПС 110 кВ N 43 ВШЗ
126
21,48
44,67
4,27
2,50
открыт
ПС 110 кВ N 44 ВШЗ-2
16,3
1,54
5,08
3,37
0,00
открыт
ПС 110 кВ N 45 Калининская
126
44,34
21,81
9,62
0,00
открыт
ПС 110 кВ N 47 Сомово
50
10,91
15,34
7,38
0,00
открыт
ПС 110 кВ Центральная
126
42,93
23,22
21,70
0,19
открыт
ПС 110 кВ Анна
50
14,12
25,46
4,20
1,20
открыт
ПС 110 кВ Анна-2
16
6,90
16,52
5,20
0,04
открыт
ПС 110 кВ Архангельское
20
7,23
6,88
2,07
0,22
открыт
ПС 110 кВ Верхняя Тойда
6,3
1,49
6,62
0,31
0,19
открыт
ПС 110 кВ Борисоглебск
50
27,65
18,16
4,73
0,12
открыт
ПС 110 кВ Восточная-1
40
17,45
40,79
0,08
1,65
открыт
ПС 110 кВ Химмаш
32
8,14
8,66
2,00
0,00
открыт
ПС 110 кВ Верхний Карачан
20
2,28
8,35
1,76
0,01
открыт
ПС 110 кВ Грибановка
32
10,12
6,86
2,04
0,14
открыт
ПС 110 кВ Листопадовка
20
6,12
8,24
1,06
0,03
открыт
ПС 110 кВ Большевик
6,3
1,63
6,41
0,05
0,10
открыт
ПС 110 кВ Новохоперск
26
10,10
4,14
2,68
1,12
открыт
ПС 110 кВ Каменка
20
9,31
7,75
2,49
0,82
открыт
ПС 110 кВ Рождество
6,3
1,59
6,62
0,32
0,11
открыт
ПС 110 кВ Докучаево
20
3,88
8,31
0,51
0,00
открыт
ПС 110 кВ Таловая-районная
32
9,58
12,52
7,45
0,94
открыт
ПС 110 кВ Народное
26
3,70
7,81
0,49
0,16
открыт
ПС 110 кВ Терновка
20
4,31
9,00
1,21
0,65
открыт
ПС 110 кВ Щучье
12,6
4,60
4,55
0,96
0,73
открыт
ПС 110 кВ Эртиль
32
10,18
7,26
6,95
0,27
открыт
ПС 110 кВ Верхняя Хава
32
18,10
-0,17
4,68
6,35
закрыт
ПС 110 кВ Парижская Коммуна
6,3
0,45
6,67
0,15
0,00
открыт
ПС 110 кВ Московское
20
14,33
1,43
13,78
1,56
открыт
ПС 110 кВ Нижнедевицк
32
6,69
13,18
2,41
2,77
открыт
ПС 110 кВ N 31 Воля
41
22,80
-3,03
17,33
8,97
закрыт
ПС 110 кВ Новоусманская
50
14,52
11,73
24,10
5,55
открыт
ПС 110 кВ Радуга
50
14,06
14,79
36,58
15,66
открыт
ПС 110 кВ Панино
32
11,60
9,70
2,75
0,91
открыт
ПС 110 кВ Прогресс
12,5
0,55
2,63
0,46
0,00
открыт
ПС 110 кВ N 11 Краснолесное
11,9
6,10
3,16
3,97
0,74
открыт
ПС 110 кВ Рамонь-2
50
26,38
5,39
30,87
6,59
открыт
ПС 110 кВ Ступино
16,3
3,08
4,36
4,13
0,78
открыт
ПС 110 кВ Краснолипье
32
16,44
9,16
6,51
0,76
открыт
ПС 110 кВ Ульяновка
12,6
0,54
6,54
0,07
0,02
открыт
ПС 110 кВ N 15 Семилуки
144
58,17
43,36
25,77
6,00
открыт
ПС 110 кВ Комплекс
20
6,20
8,16
3,24
0,45
открыт
ПС 110 кВ Курская
20
2,31
8,19
6,98
0,00
открыт
ПС 110 кВ Нижняя Ведуга
32
4,10
16,21
0,95
0,75
открыт
ПС 110 кВ Богучар
32
12,94
11,36
8,32
5,99
открыт
ПС 110 кВ Опорная
12,6
2,97
5,09
2,04
9,81
открыт
ПС 110 кВ с/з Радченский
10
2,81
10,48
0,97
0,27
открыт
ПС 110 кВ Бутурлиновка-1
32
18,90
2,54
8,84
2,22
открыт
ПС 110 кВ Бутурлиновка-2
12,6
6,09
3,84
1,03
0,14
открыт
ПС 110 кВ Козловка
8,8
1,51
2,40
0,22
0,01
открыт
ПС 110 кВ Нижний Кисляй
20
6,34
7,47
0,56
0,09
открыт
ПС 110 кВ Филиппенково
12,6
1,09
5,53
0,07
0,00
открыт
ПС 110 кВ ПС Верхний Мамон
26
5,95
6,33
2,84
0,34
открыт
ПС 110 кВ Дерезовка
6,3
0,46
6,16
0,16
0,01
открыт
ПС 110 кВ ПС Нижний Мамон
8,8
3,20
-0,58
0,35
0,02
закрыт
ПС 110 кВ ПС Осетровка
6,3
1,26
6,47
0,01
0,77
открыт
ПС 110 кВ Воробьевка
32
8,08
15,85
1,66
1,11
открыт
ПС 110 кВ Солонцы
12,6
2,97
6,62
0,37
0,04
открыт
ПС 110 кВ Калач-1
50
17,28
22,17
7,82
0,24
открыт
ПС 110 кВ Калач-2
32
8,81
14,96
1,26
0,66
открыт
ПС 110 кВ Калачеевская
6,3
0,78
6,62
0,01
0,01
открыт
ПС 110 кВ Манино
32
2,17
16,80
0,41
0,00
открыт
ПС 110 кВ Большая Казинка
6,3
0,69
6,62
0,04
3,00
открыт
ПС 110 кВ Павловск-2
50
22,36
12,12
7,16
0,05
открыт
ПС 110 кВ Петропавловка
20
5,84
6,90
1,97
0,44
открыт
ПС 110 кВ Азовка
10
2,43
10,30
0,44
5,38
открыт
ПС 110 кВ Коршево
12,6
1,66
6,36
1,13
3,10
открыт
ПС 110 кВ Хреновое
22,3
5,92
0,70
8,72
0,01
открыт
ПС 110 кВ Шишовка
6,3
0,90
6,61
0,11
0,30
открыт
ПС 110 кВ Каменка
32
4,16
16,15
1,11
0,26
открыт
ПС 110 кВ Кантемировка
20
12,41
4,43
4,77
1,60
открыт
ПС 110 кВ 2-я Пятилетка
12,6
1,24
6,59
0,83
0,10
открыт
ПС 110 кВ АНП
12,6
4,09
3,85
0,67
2,04
открыт
ПС 110 кВ Давыдовка
12,6
6,55
4,47
1,48
0,89
открыт
ПС 110 кВ Добрино
10
3,76
9,54
0,41
0,02
открыт
ПС 110 кВ Лискинская
26
8,62
2,71
0,14
0,00
открыт
ПС 110 кВ МЭЗ
50
25,29
11,07
2,95
2,35
открыт
ПС 110 кВ Бугаевка
16
11,90
16,10
2,13
0,22
открыт
ПС 110 кВ Коротояк
16,3
5,44
4,85
1,06
0,05
открыт
ПС 110 кВ Острогожск
81
22,06
22,47
2,12
0,64
открыт
ПС 110 кВ Подгорное
32
8,73
10,01
4,08
0,56
открыт
ПС 110 кВ Никоноровка
8,8
1,26
3,01
0,02
0,07
открыт
ПС 110 кВ Новая Калитва
6,3
1,80
6,51
0,08
0,21
открыт
ПС 110 кВ ПТФ
20
3,37
8,29
0,44
0,26
открыт
ПС 110 кВ Россошь
72
27,98
11,06
3,37
0,37
открыт
ПС 110 кВ Старая Калитва
12,6
2,64
6,29
1,63
0,02
открыт
5. Ретроспективный анализ и общее описание энергосистемы
5.1. Отчетная динамика потребления электроэнергии за предыдущие 5 лет
В таблице 6 представлена отчетная динамика электропотребления Воронежской области за 2012 - 2016 годы.
Таблица 6 - Отчетная динамика электропотребления Воронежской области за 2012 - 2016 годы
Показатель
2012 год
2013 год
2014 год
2015 год
2016 год
Электропотребление, млн. кВт·ч
10 217
10 336
10 540
10 470
11 003
Рост электропотребления Воронежской области за период 2012 - 2016 годов составил 7,7%.
5.2. Структура электропотребления по основным группам потребителей за предыдущие 5 лет
Структура электропотребления Воронежской области за предыдущие 5 лет представлена в таблице 7. Основную долю потребления электроэнергии составляют население и промышленность.
Таблица 7 - Структура электропотребления Воронежской области на период 2012 - 2016 годов, млн. кВт·ч
Структура электропотребления
2012 год
2013 год
2014 год
2015 год
2016 год
Потреблено электроэнергии
10 217
10 336
10 540
10 470
11 003
в том числе организациями по видам экономической деятельности
добыча полезных ископаемых, обрабатывающие производства, производство и распределение электроэнергии, газа и воды
3966,6
4011,6
4075,7
4173,0
4565,5
сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство
659,4
679
709
713,6
749,8
строительство
174,1
180,9
190,5
190,5
200,3
оптовая и розничная торговля
188,5
196,5
199,4
189,3
225,2
транспорт и связь
1092,8
1102,5
1102,4
928,8
941,6
другие виды экономической деятельности
851,3
838,7
870
910,1
926,6
городское и сельское население
2227,9
2375
2432,7
2420,1
2525,0
потери в электросетях
1350,3
1231,7
1211
1172,6
1144,0
5.3. Динамика изменения максимума нагрузки Воронежской энергосистемы
Динамика изменения максимума нагрузки Воронежской энергосистемы за предыдущие 5 лет приведена в таблице 8.
Таблица 8 - Динамика изменения максимума нагрузки Воронежской энергосистемы в период 2012 - 2016 годов
Показатель
2012 год
2013 год
2014 год
2015 год
2016 год
Дата максимума нагрузки, среднесуточная температура в день прохождения максимума
20.12.2012
-15 °C
12.12.2013
-12 °C
31.01.2014
-24 °C
26.01.2015
-10 °C
16.12.2016
-15,9 °C
Максимум нагрузки, МВт
1 820
1 715
1 826
1 678
1 744,9
Число часов использования максимума нагрузки, ч/год
5 614
6 026
5 772
6 239
6 306
Число часов использования максимума нагрузки энергосистемы Воронежской области за последние пять лет изменяется в диапазоне 5614 - 6306 час/год в зависимости от температурных условий в энергосистеме.
5.4. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения в регионе, структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных основным группам потребителей за предыдущие 5 лет
На рисунке 2 представлена динамика производства тепловой энергии по полному кругу производителей по Воронежской области. Рост производства тепловой энергии в Воронежской области за предыдущие 5 лет составил 7,5%.
Значения отпускаемой тепловой энергии электростанциями и котельными филиала ПАО "Квадра" - "Воронежская генерация" за 2012 - 2016 годы с выделением крупных потребителей тепловой энергии приведены в таблицах 9 - 10. Значения отпускаемой тепловой энергии котельными МКП "Воронежтеплосеть" за 2012-2016 годы с выделением наиболее крупных котельных приведены в таблице 11.
Структура отпуска тепловой энергии основным группам потребителей Воронежской области представлена на рисунке 3. Наиболее крупной группой потребителей тепловой энергии являются промышленные предприятия. Их доля составляет в общем потреблении около 45%. Значительную роль в потреблении тепловой энергии играет население, доля которого составляет 24%.
Рисунок 2 - Производство тепловой энергии по полному кругу
производителей по Воронежской области, тыс. Гкал
Таблица 9 - Динамика выработки и структура отпуска тепловой энергии Воронежской ТЭЦ-1 и Воронежской ТЭЦ-2 филиала ПАО "Квадра" - "Воронежская генерация" за 2012 - 2016 годы, тыс. Гкал
Теплоисточник
2012 год
2013 год
2014 год
2015 год
2016 год
всего
3877,3
3781,7
3720,9
3731,5
3901,9
Воронежская ТЭЦ-1
2528,6
2434,8
2311,3
2333,5
2456,5
Воронежская ТЭЦ-2
1348,8
1347,0
1409,5
1398,0
1445,4
в том числе пар АО "Воронежсинтезкаучук"
1188,2
1134,1
997,7
1142,4
1236,2
пар ЗАО "Воронежский шинный завод"
192,1
187,4
100,7
0,0
0,0
пар ООО "Харти"
11,6
7,6
12,5
10,7
8,2
пар ООО "ЖБК"
4,5
8,0
13,2
10,8
3,7
пар прочие
105,9
92,4
128,7
144,4
151,6
горячая вода
2375,1
2351,2
2468,0
2423,2
2955,2
Таблица 10 - Динамика выработки и структура отпуска тепловой энергии от котельных филиала ПАО "Квадра" - "Воронежская генерация" за 2012 - 2016 годы, тыс. Гкал
Теплоисточник
2012 год
2013 год
2014 год
2015 год
2016 год
всего
548,4
533,6
551,3
543,2
543,0
Котельная N 1 всего
133,7
122,0
127,5
128,5
135,5
Котельная N 2 всего
414,7
411,5
423,7
414,7
407,5
в том числе: горячая вода
548,4
533,6
551,3
543,2
543,0
Таблица 11 - Динамика выработки тепловой энергии котельными МКП "Воронежтеплосеть" за 2012 - 2016 годы, тыс. Гкал
Теплоисточник
2012 год
2013 год
2014 год
2015 год
2016 год
ИТОГО, в т.ч.
1620,4
1580,0
1716,3
1786,7
2083,2
Котельная (пер. Ботанический, 45к)
74,4
72,5
76,8
74,9
98,2
Котельная (ул. Владимира Невского, 25к)
149,9
151,7
159,0
158,0
196,7
Котельная (ул. Любы Шевцовой, 16)
248,4
242,6
240,8
231,7
290,5
Котельная (Ленинский пр-т, 162к)
261,4
277,0
283,0
279,9
368,4
Котельная (ул. Туполева, 31к)
86,8
79,7
77,8
76,1
95,0
Прочие теплоисточники МКП "Воронежтеплосеть"
581,4
557,1
674,7
774,7
1034,4
от теплоисточников ООО "Воронежская ТСК"
218,2
199,2
204,1
191,4
н/д
Рисунок 3 - Структура отпуска тепловой энергии основным
группам потребителей Воронежской области
6. Проведение анализа текущих показателей функционирования
6.1. Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в Воронежской области
Перечень крупных потребителей тепловой энергии с указанием их потребности в тепловой энергии и данных о собственных объектах тепловой генерации представлен в таблице 12.
Таблица 12 - Перечень крупных потребителей тепловой энергии с указанием их потребности в тепловой энергии и данных о собственных объектах тепловой генерации
Потребитель
Потребность в тепловой энергии в 2015 году (тыс. Гкал)
Собственный источник тепловой энергии
Тип
Производительность
Год ввода
ПАО "ВАСО"
63,5
Котел N 6613 ДЕ-25-14ГМ
13,5 Гкал/час
1988
Котел N 6614 ДЕ-25-14ГМ
13,5 Гкал/час
1990
Котел N 7216 ДЕ-25-14ГМ
13,5 Гкал/час
2006
Котел N 6623 КВ-ГМ-50-150
50 Гкал/час
1989
Котел N 6636 КВ-ГМ-50-150
50 Гкал/час
1989
АО "Воронежсинтезкаучук"
1445,8
Котел-утилизатор 4xДЕ-25-225
100 т пара/час
-
ООО "Воронежская керамика"
12,9
Котел N 1 ДКВР 6,5/13
6,5 т пара/час
1975
Котел N 3 ДКВР 4/13
4 т пара/час
1987
Котел N 4 ДКВР 6,5/13
6,5 т пара/час
1972
Котел N 5 ДКВР 6,5/13
6,5 т пара/час
1972
Воронежский тепловозоремонтный завод - филиал АО "Желдорреммаш"
65
Котел ДЕ-16/14 ГМ
10,24 Гкал/час
2009
Котел ДЕ-16/14 ГМ
10,24 Гкал/час
1988
Котел ДЕ-25/14 ГМ
16 Гкал/час
1991
Котел ДЕ-25/14 ГМ
16 Гкал/час
1989
ЗАО "Воронежский шинный завод"
121,5
Котел 3xCTD 25/26/NG+DO/ECO
75 т пара/час
2015
ООО "ПК КПД-2"
28,8
Отсутствует
ОАО "Павловск Неруд"
31,4
Котел 2xДКВР 20-13
26 Гкал/час
1976
Котел ДЕ 4-14 ГМ
2,5 Гкал/час
1976
Котел ДЕ 4-14
2,5 Гкал/час
2004
6.2. Состав существующих электростанций с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям с поименным перечнем электростанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт
Перечень электростанций Воронежской области с установленной мощностью более 5 МВт с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям приведен в таблице 13.
Таблица 13 - Электростанции Воронежской области с группировкой по собственникам (по состоянию на 01.03.2017)
Собственник электростанции
Наименование электростанции
Установленная мощность (МВт)
ПАО "Квадра" - "Воронежская генерация"
Воронежская ТЭЦ-1
138
ПАО "Квадра" - "Воронежская генерация"
Воронежская ТЭЦ-2
127
АО "Концерн Росэнергоатом"
Нововоронежская АЭС
2 597,3 <3>
Суммарная установленная мощность
2 862,3
--------------------------------
<3> Учтена перемаркировка на 6 ВВЭР Нововоронежской АЭС со снижением мощности энергоблока на 15,1 МВт.
За последние пять лет в энергосистеме Воронежской области были проведены следующие мероприятия в части объектов генерации:
- в 2015 году был произведен окончательный демонтаж генерирующих агрегатов на ТЭЦ Лиски Юго-Восточной железной дороги - филиала ОАО "РЖД" с суммарной установленной мощностью 7,6 МВт;
- в 2016 году был введен в эксплуатацию блок N 6 Нововоронежская АЭС с суммарной установленной мощностью 1180,3 МВт;
- в 2016 году был произведен окончательный демонтаж блока N 3 Нововоронежская АЭС с суммарной установленной мощностью 417 МВт.
6.3. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности
Структура выработки электроэнергии электростанциями Воронежской области с группировкой по собственникам и типам электростанций за 2012 - 2016 годы приведена в таблице 14. Значительную долю в выработке электроэнергии области занимает Нововоронежская АЭС - филиал АО "Концерн "Росэнергоатом" (91,6% в 2016 году).
Таблица 14 - Структура выработки электроэнергии электростанциями Воронежской области по типам электростанций и собственникам
Год
Всего
АО "Концерн "Росэнергоатом"
ПАО "Квадра" - "Воронежская генерация"
ОАО "РЖД"
Нововоронежская АЭС
Воронежская ТЭЦ-1
Воронежская ТЭЦ-2
Блок-станция Лиски
млн. кВт·ч
%
млн. кВт·ч
%
млн. кВт·ч
%
млн. кВт·ч
%
млн. кВт·ч
%
2012
14 528,9
100
13 292,6
91,5
611,8
4,2
617,8
4,3
6,7
0,1
2013
15 472,5
100
14 067,6
90,9
580,5
3,8
821,9
5,3
2,5
0,02
2014
14 526,0
100
13 242,9
91,2
557,5
3,8
725,6
5,0
0,0
0,0
2015
14 180,5
100
12 837,4
90,5
535,5
3,8
807,5
5,7
0,0
0,0
2016
16 417,9
100
15 048,1
91,6
553,6
3,4
816,2
5,0
0,0
0,0
Структура выработки электроэнергии электростанциями Воронежской области по типам электростанций представлена на рисунке 4.
Рисунок 4 - Структура выработки электроэнергии
электростанциями Воронежской области по типам
электростанций, млн. кВт·ч
6.4. Характеристика балансов электрической энергии и мощности энергосистемы Воронежской области в целом за предыдущие 5 лет
В таблице 15 представлен фактический баланс электроэнергии энергосистемы Воронежской области за 2012 - 2016 годы.
Таблица 15 - Фактический баланс электроэнергии Воронежской области за 2012 - 2016 годы, млн. кВт·ч
Показатель
2012
2013
2014
2015
2016
Потребление
10 216,6
10 335,6
10 540,3
10 469,7
11 003
Выработка
14 528,9
15 472,5
14 526,0
14 180,5
16 417,9
Сальдо перетоков электроэнергии ("-" избыток)
-4 312,2
-5 136,9
-3 985,7
-3 710,7
-5 414,9
Фактический баланс электроэнергии энергосистемы Воронежской области за последние пять лет формировался с профицитом. При этом избыток электроэнергии распределяется в смежные энергосистемы.
Ретроспектива фактического баланса мощности Воронежской энергосистемы на час прохождения максимума энергосистемы за 2012 - 2016 годы представлена в таблице 16.
Таблица 16 - Баланс мощности Воронежской энергосистемы на час прохождения максимума энергосистемы за 2012 - 2016 годы
N п/п
Мощность
Год
2012
2013
2014
2015
2016
1
Дата, час максимума
20.12.2012
19:00
12.12.2013
10:00
31.01.2014
10:00
26.01.2015
18:00
16.12.2016
19:00
2
Установленная мощность
2136,6
2106,6
2106,6
2106,6
3294,4
АЭС
1834
1834
1834
1834
3029,4
ТЭС
302,6
272,6
272,6
272,6
265,0
3
Ограничения мощности
15,5
7,6
7,6
7,6
4,5
АЭС
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
ТЭС
15,5
7,6
7,6
7,6
4,5
4
Располагаемая мощность (2 - 3)
2121,1
2099
2099
2099
3289,9
АЭС
1834
1834
1834
1834
3029,4
ТЭС
287,1
265
265
265
260,5
5
Плановое ремонтное снижение (в соответствии с месячным графиком ремонтов)
0
0
0
0
0
АЭС
0
0
0
0
0
ТЭС
0
0
0
0
0
6
Снижение мощности в связи с выводом в неплановый, неотложный и аварийный ремонты <4>
0
10
59,5
5
1195,4
АЭС
0
0
0
0
1195,4
ТЭС
0
10
59,5
5
0
7
Мощность в консервации
0
0
0
0
0
АЭС
0
0
0
0
0
ТЭС
0
0
0
0
0
8
Рабочая мощность (4 - (5 + 6 + 7))
2121,1
2088,7
2039,5
2094
2094,5
АЭС
1834
1834
1834
1834
1834
ТЭС
287,1
254,7
205,5
260
260,5
9
Мощность в резерве (8 + 11 - 10)
60,0
62,8
32,8
62,3
40,6
АЭС
0
0
0
0
1,4
ТЭС
60,0
62,8
32,8
62,3
39,2
10
Нагрузка электростанций
2107,6
2089,6
2073,7
2085,45
2081,8
АЭС
1880,5
1897,5
1901
1887,21
1859,5
ТЭС
227,2
192
172,7
198,24
222,3
11
В том числе перегруз
46,5
63,7
67
53,75
27,9
АЭС
46,5
63,5
67
53,21
26,9
ТЭС
0,1
0,1
0
0,54
1,0
12
Максимум потребления
1819,6
1714,8
1825,6
1678,1
1744,9
13
Сальдо перетоков (12 - 10)
-288
-374,8
-248,1
-407,35
-336,9
14
Дефицит (-) / избыток (+) (8 - 12)
301,5
373,9
213,9
415,9
349,6
--------------------------------
<4> Для 2014, 2015 годов дополнительно учтено снижение мощности в связи с ремонтом вспомогательного оборудования.
Фактический баланс мощности энергосистемы Воронежской области на час прохождения собственного максимума потребления мощности за последние пять лет формировался с избытком генерирующей мощности. При этом профицит мощности был распределен за счет перетоков мощности в смежные энергосистемы.
6.5. Характеристика балансов электрической энергии и мощности крупных энергоузлов Воронежской энергосистемы
В таблице 17 приведен баланс электрической энергии энергосистемы Воронежской области с выделением крупных потребителей за 2012 - 2016 годы.
Таблица 17 - Баланс электрической энергии энергосистемы Воронежской области с выделением крупных потребителей за 2012 - 2016 годы, млн. кВт·ч
Показатель/потребитель
2012 год
2013 год
2014 год
2015 год
2016 год
Потребление
10 216,6
10 335,6
10 540,3
10 469,7
11 003
В т.ч.
ЮВЖД - филиал ОАО "РЖД"
930,6
872,4
839,8
701,4
634,0
АО "Воронежсинтезкаучук"
313,1
308,5
290,0
262,1
261,0
АО "Минудобрения"
390,2
373,4
364,6
387,0
398,0
АО "ЕВРОЦЕМЕНТ груп" - Воронежский филиал
(пгт Подгоренский)
1,3
48,5
133,3
143,0
157,0
Выработка
14 528,9
15 472,5
14 526,0
14 180,5
16 417,9
Сальдо перетоков электроэнергии
-4 312,2
-5 136,9
-3 985,7
-3 710,7
-5 414,9
В таблице 18 приведены максимальные значения мощности крупных потребителей Воронежской области за 2012 - 2016 годы.
Таблица 18 - Максимальные значения мощности крупных потребителей Воронежской области за 2012 - 2016 годы, МВт
Потребитель
2012 год
2013 год
2014 год
2015 год
2016 год
ЮВЖД - филиал ОАО "РЖД"
97
131
130
87
84
АО "Воронежсинтезкаучук"
44
44
44
40
37
АО "Минудобрения"
57
55
60
70
65
АО "ЕВРОЦЕМЕНТ груп" - Воронежский филиал (пгт Подгоренский)
8
32
32
32
30
6.6. Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных (с учетом блок-станций и муниципальных котельных) на территории Воронежской области в последнем отчетном году
В таблице 19 приведена структура топливного баланса по электростанциям и котельным энергосистемы Воронежской области.
Таблица 19 - Структура потребления топлива по электростанциям и котельным городского округа город Воронеж за 2016 год
Источник
Объем потребления топлива в 2016 году, т у.т.
Природный газ
Уголь
Мазут
Ядерное топливо
Нововоронежская АЭС
0
0
0
н/д
Воронежская ТЭЦ-1
525592,3
0
131,8
0
Воронежская ТЭЦ-2
404624
0
53
0
Котельная N 1
21371
0
0
0
Котельная N 2
65536
0
0
0
Котельные МКП "Воронежтеплосеть"
337919,8
550,1
0
0
Из таблицы 19 следует, что основным топливом, используемым на электростанциях и котельных энергосистемы Воронежской области, является природный газ.
6.7. Единый топливно-энергетический баланс Воронежской области (ЕТЭБ) за отчетный период, который должен отражать все виды ресурсов и группы потребителей на основании ОКВЭД
Единый топливно-энергетический баланс Воронежской области за 2013 - 2015 годы <5> представлен в таблицах 20 - 22.
--------------------------------
<5> Данные за 2016 год на момент разработки настоящего документа отсутствуют.
Таблица 20 - Единый топливно-энергетический баланс Воронежской области в 2013 году, т у.т.
Строки топливно-энергетического баланса
Номер строк баланса
Ед. изм.
Уголь
Нефтепродукты
Природный газ
Прочее твердое топливо
Атомная энергия
Электрическая энергия
Тепловая энергия
Всего
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Производство энергетических ресурсов
1
т у.т.
0
0
0
289939
-5766205
0
0
-5476266
Ввоз
2
т у.т.
97829
1867223
6335954
3858701
12159707
Вывоз
3
т у.т.
-5908714
-5908714
Изменение запасов
4
т у.т.
20235
22011
0
512
0
42758
Потребление первичной энергии
5
т у.т.
118063
1889234
6335954
290451
4235753
12869455
Статистическое расхождение
6
т у.т.
0
0
-30337
236009
-15924
189748
Производство электрической энергии
7
т у.т.
-9479
-119509
-307823
-5722737
-426407
-6585955
Производство тепловой энергии
8
т у.т.
-33329
-317920
-1963964
-33782
-43468
-267858
2559905
-100416
Теплоэлектростанции
8.1
т у.т.
-6307
-289833
-834072
-69246
1190144
-9314
Котельные
8.2
т у.т.
-27023
-28087
-1129891
-33782
-198912
1225293
-192402
Электрокотельные и теплоутилизационные установки
8.3
т у.т.
1598
1598
Преобразование топлива
9
т у.т.
0
Переработка нефти
9.1
т у.т.
0
Переработка газа
9.2
т у.т.
0
Обогащение угля
9.3
т у.т.
0
Собственные нужды
10
т у.т.
-495734
-495734
Потери при передаче
11
т у.т.
-491451
-207732
-699183
Конечное потребление энергетических ресурсов
12
т у.т.
38416
1430806
4064167
287006
2814027
2286180
10920602
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство
13
т у.т.
210399
59
270904
88112
569474
Промышленность
14
т у.т.
183727
883242
281546
696462
1130526
3175503
Производство пищевых продуктов
14.1
т у.т.
30423
2154
281546
204339
326607
845069
Химическое производство
14.2
т у.т.
13328
7763
303762
484491
809344
Металлургическое производство
14.3
т у.т.
992
433
18986
9886
30297
Производство неметаллических минеральных продуктов
14.4
т у.т.
2833
2500
76675
45605
127613
Производство машин и оборудования
14.5
т у.т.
3015
0
44708
46767
94490
Прочая промышленность
14.6
т у.т.
121961
829401
7966
170116
1129444
Строительство
15
т у.т.
40832
211
72183
11142
124368
Транспорт и связь
16
т у.т.
114356
1740
439911
17740
573747
Железнодорожный
16.1
т у.т.
0
340001
0
340001
Трубопроводный
16.2
т у.т.
0
6042
0
6042
Автомобильный
16.3
т у.т.
0
0
0
0
Прочий
16.4
т у.т.
0
0
93868
93868
Сфера услуг
17
т у.т.
54256
198
386944
255808
697206
Население
18
т у.т.
35524
827236
1620272
5460
947623
782852
4218967
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья
19
т у.т.
2758
0
1558445
0
0
1561203
Таблица 21 - Единый топливно-энергетический баланс Воронежской области в 2014 году, т у.т.
Строки топливно-энергетического баланса
Номер строк баланса
Ед. изм.
Уголь
Нефтепродукты
Природный газ
Прочее твердое топливо
Атомная энергия
Электрическая энергия
Тепловая энергия
Всего
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Производство энергетических ресурсов
1
т у.т.
0
0
0
67444
-5434098
0
0
-5366654
Ввоз
2
т у.т.
105391
2210160
6503924
4332744
13152219
Вывоз
3
т у.т.
-5988659
-5988659
Изменение запасов
4
т у.т.
7671
5988
0
464
0
14123
Потребление первичной энергии
5
т у.т.
113062
2216147
6503924
67908
4451147
13352188
Статистическое расхождение
6
т у.т.
0
-114339
-6589
14711
-106217
Производство электрической энергии
7
т у.т.
-1435
-2255
-318333
-5389844
-431256
-6143123
Производство тепловой энергии
8
т у.т.
-88031
-213662
-2934430
-67721
-44254
-647882
2581590
-1414390
Теплоэлектростанции
8.1
т у.т.
-6892
-188408
-1095411
-442969
1022880
-710800
Котельные
8.2
т у.т.
-32689
-25254
-1839019
-67721
-204913
1408234
-761362
Электрокотельные и теплоутилизационные установки
8.3
т у.т.
1434
1434
Преобразование топлива
9
т у.т.
0
Переработка нефти
9.1
т у.т.
0
Переработка газа
9.2
т у.т.
0
Обогащение угля
9.3
т у.т.
0
Собственные нужды
10
т у.т.
-431256
-431256
Потери при передаче
11
т у.т.
-499541
-242011
-741552
Конечное потребление энергетических ресурсов
12
т у.т.
18758
2024156
3365499
187
2879057
2242257
10529914
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство
13
т у.т.
152581
0
292470
55515
500566
Промышленность
14
т у.т.
57232
0
712488
1110574
1880294
Производство пищевых продуктов
14.1
т у.т.
26129
0
115638
330483
472250
Химическое производство
14.2
т у.т.
3747
0
284360
458559
746666
Металлургическое производство
14.3
т у.т.
1806
0
6619
8206
16631
Производство неметаллических минеральных продуктов
14.4
т у.т.
8309
0
24377
17021
49707
Производство машин и оборудования
14.5
т у.т.
3251
0
46221
29297
78769
Прочая промышленность
14.6
т у.т.
1991
0
194701
260764
457456
Строительство
15
т у.т.
11986
0
78587
3903
94476
Транспорт и связь
16
т у.т.
439184
0
473421
31440
944045
Железнодорожный
16.1
т у.т.
0
369280
12732
382012
Трубопроводный
16.2
т у.т.
0
6356
1027
7383
Автомобильный
16.3
т у.т.
289525
0
5175
294700
Прочий
16.4
т у.т.
93738
0
74747
12506
180991
Сфера услуг
17
т у.т.
0
0
403482
225316
628798
Население
18
т у.т.
14113
1358953
1664082
918609
815510
4771267
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья
19
т у.т.
4645
4221
1701417
187
0
1710470
Таблица 22 - Единый топливно-энергетический баланс Воронежской области в 2015 году, т у.т.
Строки топливно-энергетического баланса
Номер строк баланса
Ед. изм.
Уголь
Нефтепродукты
Природный газ
Прочее твердое топливо
Атомная энергия
Электрическая энергия
Тепловая энергия
Всего
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Производство энергетических ресурсов
1
т у.т.
0
0
0
101509
1614030
1761400
2581390
6058329
Ввоз
2
т у.т.
106927
1599053
6532406
0
0
1305196
0
9543583
Вывоз
3
т у.т.
0
0
0
-971917
-1761439
0
-2733356
Изменение запасов
4
т у.т.
-1052
-17687
0
-1144
0
0
0
-19883
Потребление первичной энергии
5
т у.т.
105875
1581366
6532406
100365
642113
1305157
2581390
12848673
Статистическое расхождение
6
т у.т.
3396
13537
-9837
0
0
0
29203
36300
Производство электрической энергии
7
т у.т.
0
-229
-366757
0
-5224805
-122972
0
-5714763
Производство тепловой энергии
8
т у.т.
-49165
-27668
-2806563
-78289
0
-65686
0
-3027371
Теплоэлектростанции
8.1
т у.т.
-4141
-294
-568014
0
0
-18133
0
-590582
Котельные
8.2
т у.т.
-45024
-27374
-2238549
-78289
0
-47553
0
-2436789
Электрокотельные и теплоутилизационные установки
8.3
т у.т.
0
0
0
0
0
0
0
0
Преобразование топлива
9
т у.т.
0
0
0
0
0
0
0
Переработка нефти
9.1
т у.т.
0
0
0
0
0
0
0
Переработка газа
9.2
т у.т.
0
0
0
0
0
0
0
Обогащение угля
9.3
т у.т.
0
0
0
0
0
0
0
Собственные нужды
10
т у.т.
0
0
-5730
0
-5414
0
-97830
-108973
Потери при передаче
11
т у.т.
0
0
-20867
0
0
-143063
-213167
-377097
Конечное потребление энергетических ресурсов
12
т у.т.
-53314
-1539933
-3342327
-22076
-636700
-973437
-2241189
-8808975
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство
13
т у.т.
-183
-170273
-6
0
0
-87062
-49858
-307383
Промышленность
14
т у.т.
-32717
-73727
-84
-21940
-636700
-293241
-1092570
-2150980
Производство пищевых продуктов
14.1
т у.т.
-12464
-29074
0
0
0
0
-365047
-406585
Химическое производство
14.2
т у.т.
-32
-5954
-56
0
0
0
-498871
-504913
Металлургическое производство
14.3
т у.т.
-580
-1578
0
0
0
0
-20163
-22322
Производство неметаллических минеральных продуктов
14.4
т у.т.
-19502
-8166
-16
0
0
0
-43324
-71008
Производство машин и оборудования
14.5
т у.т.
-31
-14747
0
0
0
-11289
-6463
-32529
Прочая промышленность
14.6
т у.т.
-108
-14208
-12
-21940
0
0
-158703
-194970
Строительство
15
т у.т.
-491
-43287
-21
0
0
-23240
-4698
-71737
Транспорт и связь
16
т у.т.
-5681
-266321
-501
0
0
-113311
-28944
-414758
Железнодорожный
16.1
т у.т.
-1865
-28748
0
0
0
-76833
-11325
-118772
Трубопроводный
16.2
т у.т.
0
-2283
0
0
0
-1689
-1730
-5702
Автомобильный
16.3
т у.т.
-4
-13280
-424
0
0
-68
-695
-14470
Прочий
16.4
т у.т.
-3812
-222009
0
0
0
-34721
-15194
-275736
Сфера услуг
17
т у.т.
-1654
-48600
-947
0
0
-161330
-14428
-226960
Население
18
т у.т.
-11224
-933942
-1622915
-97
0
-295252
-792997
-3656427
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья
19
т у.т.
-1365
-3781
-1717852
-39
0
0
-257693
-1980730
Распределение потребления первичной энергии топливно-энергетических ресурсов Воронежской области в 2013 - 2015 годах представлено на рисунке 5.
Рисунок 5 - Распределение потребления первичной энергии
топливно-энергетических ресурсов Воронежской области
в 2013 - 2015 годах, тыс. т у.т.
На рисунке 6 представлена структура конечного потребления топливно-энергетических ресурсов Воронежской области в 2013 - 2015 годах с дифференциацией по видам деятельности.
Рисунок 6 - Структура конечного потребления
топливно-энергетических ресурсов Воронежской области
в 2013 - 2015 годах по видам деятельности, тыс. т у.т.
6.8. Анализ наличия схем теплоснабжения муниципальных образований Воронежской области с указанием новых объектов теплоснабжения (новых и расширяемых ТЭЦ и крупных котельных)
Схема теплоснабжения определяет направление развития теплоснабжения на срок до 15 лет, связывает социальную и хозяйственную деятельность поселений и городских округов, экологическую обстановку и экономическую обоснованность расширения и реконструкции действующих, строительства новых источников тепловой энергии, реконструкцию тепловых сетей в связке с мероприятиями по рациональному использованию топливо-энергетических ресурсов.
Утвержденная схема теплоснабжения является обосновывающим документом для разработки проектной документации объектов теплоснабжения.
Для 37 городов России с численностью населения от 500 тыс. человек и более, в том числе для г. Воронежа, разработанные схемы теплоснабжения должны проходить утверждение в федеральном органе исполнительной власти, а именно в Минэнерго России.
Для городских округов, городских и сельских поселений с численностью населения менее 500 тыс. человек разработанные схемы теплоснабжения должны проходить утверждение в органах местного самоуправления.
Анализ наличия утвержденных схем теплоснабжения городских округов, городских и сельских поселений Воронежской области показал, что из существующих 449 муниципальных образований утвержденную схему теплоснабжения имеют 449 муниципальных образований.
Схема теплоснабжения городского округа города Воронеж на период до 2030 года утверждена Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 29.09.2015 N 694. В настоящее время ООО "Корпус" по заданию администрации городского округа город Воронеж приступил к работе по актуализации схемы теплоснабжения городского округа город Воронеж на период до 2030 года.
Согласно утвержденной схеме теплоснабжения города Воронеж в таблицах 23 и 24 представлены данные по строительству генерирующих мощностей из целевых ведомственных программ, предусматривающих ликвидацию встроенных подвальных котельных и переключение потребителей на гарантированный теплоисточник.
Таблица 23 - Мероприятия программы "Строительство, реконструкция и капитальный ремонт объектов коммунальной инфраструктуры городского округа город Воронеж на 2013 - 2015 годы" по строительству котельных
N п/п
Наименование мероприятия
2013 год
2014 год
Адрес объекта
Адрес объекта
1
Проектирование строительства блочно-модульных и газовых котельных
1) Дарвина, 14б.
2) Революции 1905 года, 8
1) пер. Советский, 4а.
2) ул. Арсенальная, 5
2
Строительство блочно-модульных и газовых котельных
1) ул. Дорожная, 44к
1) пер. Советский, 4а.
2) ул. Арсенальная, 5
Таблица 24 - Строительство блочно-модульных газовых котельных по ведомственной целевой программе "Ликвидация встроенных подвальных котельных и строительство блочно-модульных газовых котельных городского округа город Воронеж на 2012 - 2013 годы"
N п/п
Назначение котельной и адрес объекта
1
для МОАУ ВО "Воронежский институт экономики и социального управления" по ул. Помяловского, 27 и административного здания по ул. Пятницкого, 30 в г. Воронеже
2
для МБОУ СОШ N 16 по ул. Мало-Терновая, 9 в г. Воронеже
3
для МБОУ СОШ N 50 по Туркменский пер., 14а в г. Воронеже
4
для МБОУ "Лицей N 65" по ул. Матросова, 2а в г. Воронеже
5
для МБОУ СОШ N 40 по ул. Краснознаменная, 74 и жилого дома по пер. Минина, 2а в г. Воронеже
6
для теплоснабжения детской клинической больницы N 1 по ул. Рылеева, 22в и жилого дома по ул. Рылеева, 26а в г. Воронеже
7
для МБОУ СОШ N 34 по ул. Чапаева, 115 в г. Воронеже
Представленные в таблице 23 и 24 источники запланированы к строительству, в настоящее время по указанным источникам осуществляется разработка проектной документации.
6.9. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и мощности за последние 5 лет
Структура выработки электроэнергии по типам электростанций за последние 5 лет представлена в подразделе 6.3.
7. Проведение расчетов текущих значений ключевых параметров
функционирования системы энергетики Воронежской области
7.1. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за 5 лет
В таблице 25 приведены данные по динамике потребления энергетических ресурсов в Воронежской области за период 2012 - 2016 годов.
Таблица 25 - Динамика энергоемкости и электроемкости ВРП Воронежской области
Год
ВРП (млрд. рублей)
Объем потребления топливно-энергетических ресурсов (ТЭР)
(тыс. т у.т.)
Энергоемкость ВРП (т у.т./млн. рублей)
Потребление электроэнергии (млн. кВт·ч)
Электроемкость ВРП (кВт·ч/рублей)
2012
564,0
9051,6
16,05
10217
0,018
2013
606,7
10920,6
18,0
10336
0,017
2014
717,66
10529,9
14,67
10540
0,014
2015
823,13
8808,9
10,7
10470
0,012
2016 <6>
н/д
н/д
н/д
11003
н/д
--------------------------------
<6> Данные за 2016 год на момент разработки настоящего документа отсутствуют.
В таблице 26 приведены данные по динамике потребления электроэнергии на душу населения и электровооруженности труда в экономике за период 2012 - 2016 годов.
Таблица 26 - Динамика потребления электроэнергии на душу населения и электровооруженности труда в экономике в Воронежской области
Год
Численность населения (тыс. чел.)
Занятая в экономике численность населения (тыс. чел.)
Потребление электроэнергии (млн кВт·ч)
Потребленная в производстве электроэнергия (млн. кВт·ч)
Потребление электроэнергии на душу населения (кВт·ч/чел.)
Электровооруженность труда (кВт·ч/чел.)
2012
2 330,4
1 057,9
10 217
3 966,6
4 384,2
3 749,5
2013
2 329
1 057
10 336
4 011,6
4 437,9
3 795,3
2014
2 331,1
1 055,3
10 540
4 075,7
4 521,5
3 862,1
2015
2 333,5
1 051,7
10 470
4 173,0
4 486,8
3 967,8
2016
2 335,4
1 094,8
11 003
4 565,5
4 711,4
4 170,2
7.2. Основные характеристики электросетевого хозяйства региона 110 кВ и выше
Перечень существующих подстанций по состоянию на 01.01.2017, которые эксплуатируются и обслуживаются на территории Воронежской области филиалом ПАО "ФСК ЕЭС" - "Верхне-Донское ПМЭС", с указанием технических параметров трансформаторного оборудования 110 кВ и выше, года ввода в эксплуатацию и срока службы трансформаторного оборудования приведен в таблице 1.1 приложения N 1.
В энергосистеме Воронежской области на подстанциях филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - "Верхне-Донское ПМЭС" установлены 24 трансформатора с высшим номинальным напряжением 110 кВ и выше суммарной мощностью 3397 МВА. На рисунке 7 представлена возрастная структура трансформаторного оборудования с высшим номинальным напряжением 110 кВ и выше подстанций филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - "Верхне-Донское ПМЭС" на территории Воронежской области по состоянию на 01.01.2017.
Рисунок 7 - Возрастная структура трансформаторного
оборудования с высшим номинальным напряжением 110 кВ и выше
подстанций филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - "Верхне-Донское ПМЭС"
на территории Воронежской области
Анализ возрастной структуры трансформаторного оборудования с номинальным напряжением 110 кВ и выше подстанций филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - "Верхне-Донское ПМЭС" энергосистемы Воронежской области показал, что 86% трансформаторов с установленной мощностью 2817 МВА эксплуатируются сверх нормативного срока (25 лет). К 2022 году, так же как и в 2017 году, 20 из 24 существующих трансформаторов суммарной мощностью 2817 МВА, установленных на ПС 220 кВ и выше энергосистемы Воронежской области, будут иметь сверхнормативный срок службы.
В таблице 1.2 приложения N 1 приведен перечень существующих подстанций по состоянию на 01.01.2017, которые эксплуатируются и обслуживаются на территории Воронежской области филиалом ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго", с указанием технических параметров трансформаторного оборудования 110 кВ и выше, года ввода в эксплуатацию и срока службы трансформаторного оборудования.
На рисунке 8 приведена возрастная структура трансформаторного оборудования ПС 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго". Анализ возрастной структуры трансформаторного оборудования показал, что 75% (147 единиц) трансформаторов, установленных на ПС 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго", эксплуатируются более 25 лет. Их суммарная мощность составляет 2494,7 МВА. На ПС 110 кВ N 11 Краснолесное, ПС 110 кВ N 14 Западная, ПС 110 кВ N 15 Семилуки, ПС 110 кВ N 16 Юго-Западная, ПС 110 кВ N 21 Восточная, ПС 110 кВ Краснолипье, ПС 110 кВ Терновка, ПС 110 кВ Давыдовка, ПС 110 кВ Острогожск-районная, ПС 110 кВ Коротояк и ПС 110 кВ Новая Калитва эксплуатируются трансформаторы, срок эксплуатации которых превышает 50 лет. К 2022 году доля трансформаторов, выработавших нормативный срок 25 лет, составит 79%.
Рисунок 8 - Возрастная структура трансформаторного
оборудования ПС 110 кВ филиала ПАО "МРСК
Центра" - "Воронежэнерго" по состоянию на 01.01.2017
В таблице 1.3 приложения N 1 приведен перечень ЛЭП 220 кВ и выше по состоянию на 01.01.2017, эксплуатируемых филиалом ПАО "ФСК ЕЭС" - "Верхне-Донское ПМЭС". Возрастная структура ЛЭП филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - "Верхне-Донское ПМЭС" изображена на рисунке 9.
Рисунок 9 - Возрастная структура ЛЭП 220 кВ и выше филиала
ПАО "ФСК ЕЭС" - "Верхне-Донское ПМЭС" Воронежской
энергосистемы по состоянию на 01.01.2017
Анализ возрастной структуры ЛЭП 220 кВ и выше филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - "Верхне-Донское ПМЭС" показал, что срок эксплуатации около 69% линий составляет более 40 лет. К 2022 году срок эксплуатации около 85% существующих ЛЭП 220 кВ и выше Воронежской энергосистемы превысит 40 лет.
В таблице 1.4 приложения N 1 приведен перечень ЛЭП 110 кВ по состоянию на 01.01.2017, эксплуатируемых филиалом ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго". Возрастная структура ЛЭП 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго" изображена на рисунке 10.
Рисунок 10 - Возрастная структура ЛЭП 110 кВ филиала ПАО
"МРСК Центра" - "Воронежэнерго" Воронежской энергосистемы
по состоянию на 01.01.2017
Анализ возрастной структуры ЛЭП 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" "Воронежэнерго" показал, что срок эксплуатации около 52% линий составляет более 40 лет. К 2022 году срок эксплуатации около 68% существующих ЛЭП 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго" Воронежской энергосистемы превысит 40 лет.
В таблице 1.5 приложения N 1 приведен перечень существующих потребительских подстанций (включая подстанции ОАО "РЖД") на территории Воронежской области по состоянию на 01.01.2017.
В таблице 1.6 приложения N 1 приведен перечень существующего трансформаторного оборудования 110 кВ и выше субъектов генерации на территории Воронежской области по состоянию на 01.01.2017.
В таблице 27 приведена информация о строящихся электросетевых объектах в энергосистеме Воронежской области по состоянию на 01.09.2017.
Таблица 27 - Перечень строящихся электросетевых объектов в энергосистеме Воронежской области по состоянию на 01.09.2017
Принадлежность инвестиционной программы
Наименование объекта
Параметры оборудования
Год начала строительства
Год окончания строительства
Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - "Верхне-Донское ПМЭС"
Строительство одноцепной ВЛ 500 кВ Донская - Старый Оскол N 2 с реконструкцией ПС 500 кВ Старый Оскол в части установки линейной ячейки 500 кВ
92 км
2011
2018
ВЛ 220 кВ Нововоронежская АЭС 2 - Бутурлиновка с ПС 220 кВ Бутурлиновка
120,3 км
125 МВА
2011
2018
Реконструкция ПС 220 кВ Латная, с заменой существующего АТ-2 220/110 кВ мощностью 125 МВА на 200 МВА с увеличением трансформаторной мощности на 75 МВт
200 МВА
-
2017
Филиал ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго"
Реконструкция ПС 110 кВ Бутурлиновка-2 с установкой 2 (двух) ячеек 110 кВ
2 ячейки
110 кВ
2013
2018
Строительство КЛ 110 кВ ПС 220 кВ Бутурлиновка - ПС 110 кВ Бутурлиновка-2 цепь 1,2
0,54 км
0,43 км
2013
2018
Строительство ПС 110/10/6 кВ Спутник с установкой трансформаторов 2x40 МВА
2x40 МВА
2015
2018
Реконструкция ПС 110 кВ Опорная с заменой силовых трансформаторов 2*6,3 МВА на 2*16 МВА
2x16 МВА
2013
2018
ПАО "Квадра"
Реконструкция ОРУ 110 кВ Воронежской ТЭЦ-1. Установка новых выключателей с отключающей способностью не менее 40 кВ и замена существующих выключателей 110 кВ в РУ 110 кВ Воронежской ТЭЦ-1. Установка токоограничивающих реакторов в ВЛ-110-5,6 и ВЛ-110-23,24
-
2013
2018
ОАО "РЖД"
Реконструкция ПС 220 кВ Пост-474-тяговая с увеличением трансформаторной мощности на 40 МВА до 80 МВА
40 МВА
-
2017
ООО "Овощи Черноземья"
Строительство ПС 220 кВ Овощи Черноземья и заходов от ВЛ 220 кВ Кировская - Пост-474-тяговая до РУ 220 кВ ПС Овощи Черноземья с образованием двух ВЛ: ВЛ 220 Кировская - Овощи Черноземья и ВЛ 220 кВ Овощи Черноземья - Пост-474-тяговая <7>
2x80 МВА
2x6 км
-
2017
--------------------------------
<7> Нагрузка ПС не входит в баланс мощности и электроэнергии энергосистемы Воронежской области.
7.3. Техническое состояние и режимы работы внешних электрических связей Воронежской энергосистемы
Энергосистема Воронежской области граничит с энергосистемами Липецкой, Белгородской, Тамбовской, Волгоградской, Саратовской областей, а также Донбасской энергосистемой Украины.
Межсистемными связями энергосистемы Воронежской области с энергосистемой Липецкой области являются следующие элементы:
- ВЛ 500 кВ Балашовская - Липецкая Западная с отпайкой на Нововоронежскую АЭС;
- ВЛ 500 кВ Донская - Елецкая;
- ВЛ 500 кВ Борино - Воронежская;
- ВЛ 220 кВ Кировская - Пост-474-тяговая;
- ВЛ 220 кВ Южная - Усмань-тяговая.
Межсистемными связями энергосистемы Воронежской области с энергосистемой Белгородской области являются следующие элементы:
- ВЛ 500 кВ Донская - Старый Оскол N 1;
- ВЛ 330 кВ Лиски - Валуйки;
- ВЛ 220 кВ Нововоронежская АЭС - Губкин;
- ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск-районная I цепь (ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск-1);
- ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск-районная II цепь (ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск-2).
Межсистемной связью энергосистемы Воронежской области с энергосистемой Тамбовской области является ВЛ 110 кВ Народное - Шпикуловская (ВЛ 110 кВ Шпикуловская-1).
Межсистемными связями энергосистемы Воронежской области с энергосистемой Волгоградской области являются следующие элементы:
- ВЛ 110 кВ Балашовская - Борисоглебск N 1 с отпайками (ВЛ 110 кВ Поворино-1);
- ВЛ 110 кВ Балашовская - Борисоглебск N 2 с отпайками (ВЛ 110 кВ Поворино-2);
- ВЛ 110 кВ Балашовская - Восточная-1 (ВЛ 110 кВ Поворино-3);
- ВЛ 110 кВ Балашовская - НС-7 с отпайками на ПС Новохоперск (ВЛ 110 кВ Балашовская - НС-7);
- ВЛ 110 кВ Балашовская - Половцево-тяговая (ВЛ 110 кВ Балашовская - Половцево);
- ВЛ 110 кВ Манино - Искра.
Межсистемной связью энергосистемы Воронежской области с энергосистемой Саратовской области является ВЛ 110 кВ Байчурово-тяговая - Каменка (ВЛ 110 кВ Байчурово - Каменка).
Межсистемной связью энергосистемы Воронежской области с Донбасской энергосистемой являются следующие элементы:
- ВЛ 500 кВ Донская - Донбасская;
- ВЛ 110 кВ Придонская - Зориновка-тяговая с отпайкой на ПС Кантемировка.
На рисунке 11 представлена блок-схема внешних электрических связей энергосистемы Воронежской области.
Рисунок 11 - Блок-схема внешних электрических связей
энергосистемы Воронежской области
Особенности режимов работы электрических связей Воронежской энергосистемы:
- ВЛ 110 кВ Манино - Искра нормально разомкнута со стороны ПС 110 кВ Манино по условиям работы РЗА. Возможно замыкание при аварийном отключении одного из ряда сетевых элементов, а также в ряде ремонтных схем;
- ВЛ 110 кВ Народное - Шпикуловская нормально разомкнута со стороны ПС 110 кВ Народное из-за несоответствия набора защит условиям параллельной работы. Возможно включение в ремонтных схемах в тупиковом режиме.
8. Составление перспективных балансов и анализ развития
электроэнергетики Воронежской области на пятилетнюю
перспективу
8.1. Цели и задачи развития электроэнергетики Воронежской области. Прогноз потребления электроэнергии на пятилетний период на территории Воронежской области
Целью развития электроэнергетики Воронежской области является общее повышение эффективности функционирования энергетической инфраструктуры.
Ключевыми задачами, решение которых обеспечивает достижение поставленной цели, являются:
- сокращение затрат энергетических ресурсов на единицу валового регионального продукта;
- проведение модернизации распределительных сетей, обеспечивающих электроснабжение конечных потребителей всех уровней;
- обеспечение замены воздушных и кабельных линий, а также оборудования распределительных устройств с целью минимизации потерь;
- обеспечение потребности в электроэнергетике в дефицитных зонах за счет развития малой энергетики, в том числе с использованием возобновляемых источников энергии.
Приоритетными направлениями деятельности для развития энергетической инфраструктуры Воронежской области являются:
- развитие возобновляемых источников энергии и альтернативных видов топлива;
- популяризация энергосбережения в Воронежской области;
- энергосбережение и повышение энергетической эффективности в системе наружного освещения.
В таблице 28 представлен прогноз электропотребления энергосистемы Воронежской области с учетом ввода/демонтажа генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации, разработанный в соответствии с СиПР ЕЭС России на период 2017 - 2023 годов.
Таблица 28 - Прогноз электропотребления энергосистемы Воронежской области с учетом ввода/демонтажа объектов генерации с высокой вероятностью реализации на 2017 - 2022 годы с выделением наиболее крупных потребителей
Электроэнергия
Прогнозируемый период
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 год
Потребление электроэнергии (млн. кВт·ч), в том числе:
10 972,0
11 193,0
11 579,0
11 911,0
11 972,0
12 118,0
ЮВЖД - филиал ОАО "РЖД"
652,3
627,4
640,8
640,8
640,8
640,8
АО "Воронежсинтезкаучук"
252,5
266,9
266,9
287,4
287,4
287,4
АО "Минудобрения"
391
449
449
449
449
449
АО "ЕВРОЦЕМЕНТ груп" - Воронежский филиал (пгт Подгоренский)
199,5
199,5
199,5
199,5
199,5
199,5
На рисунке 12 представлена отчетная динамика изменения электропотребления энергосистемы Воронежской области, а также прогноз электропотребления на 2017 - 2022 годы.
Рисунок 12 - Динамика изменения фактического
электропотребления, а также прогноз электропотребления
энергосистемы Воронежской области на 2017 - 2022 годы
8.2. Прогноз максимума нагрузки на пятилетний период на территории Воронежской области
В таблице 29 представлен прогноз максимального потребления мощности энергосистемы Воронежской области с учетом ввода/демонтажа генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации, разработанный в соответствии с СиПР ЕЭС России на период 2017 - 2023 годы.
Таблица 29 - Прогноз максимального потребления мощности энергосистемы Воронежской области с учетом ввода/демонтажа объектов генерации с высокой вероятностью реализации на 2017 - 2022 годы с выделением наиболее крупных потребителей
Мощность (МВт)
Предшествующий год
Прогнозируемый период
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 год
Прогноз максимума электрической нагрузки, в том числе
1 863
1 898
1 965
2 018
2 032
2 055
ЮВЖД - филиал ОАО "РЖД"
84,4
82,9
84,7
84,7
84,7
84,7
АО "Воронежсинтезкаучук"
30,5
32,0
32,0
34,5
34,5
34,5
АО "Минудобрения"
59
66
66
66
66
66
АО "ЕВРОЦЕМЕНТ груп" - Воронежский филиал (пгт Подгоренский)
22,7
22,7
22,7
22,7
22,7
22,7
На рисунке 13 представлена отчетная динамика изменения максимумов нагрузки энергосистемы Воронежской области за 2012-2016 годы, а также прогноз изменения максимумов нагрузки на 2017 - 2022 годы.
Рисунок 13 - Динамика изменения фактического максимума
нагрузки, а также прогноз максимума нагрузки энергосистемы
Воронежской области на 2017 - 2022 годы
8.3. Прогноз потребления тепловой энергии на пятилетний период
Прогноз потребления тепловой энергии крупными потребителями Воронежской области на период 2017-2022 годов представлен в таблице 30.
Таблица 30 - Прогноз потребления тепловой энергии крупными потребителями Воронежской области на период 2017 - 2022 годов, тыс. Гкал
Потребитель
Предшествующий год
Прогнозируемый период
2017
2018
2019
2020
2021
2022
ПАО "ВАСО"
63,5
63,5
63,5
63,5
63,5
63,5
АО "Воронежсинтезкаучук"
873,8
913,8
913,8
913,8
913,8
913,8
Воронежский тепловозоремонтный завод - филиал АО "Желдорреммаш"
72
72
72
72
72
72
ЗАО "Воронежский шинный завод"
185,1
202,0
202,0
202,0
202,0
202,0
ООО "ПК КПД-2"
25
25
25
25
25
25
ОАО "Павловск Неруд"
33
33
33
33
33
33
Прогноз потребления тепловой энергии основными группами потребителей городского округа города Воронеж согласно утвержденной схеме теплоснабжения представлен в таблице 31.
Таблица 31 - Прогноз потребления тепловой энергии на период до 2030 года, тыс. Гкал
Категория потребления
Период, годы
2017
2018
2023
2029
Жилищный фонд
4449,9
4559,2
5326,9
6242,0
в том числе:
многоквартирный
3512,9
3602,6
4216,1
4939,6
индивидуальный
937,0
956,6
1110,9
1302,4
Промышленность
2317,0
2317,0
2317,0
2317,0
Всего
6766,8
6876,2
7643,9
8558,9
8.4. Выявление доли суммарного потребления тепловой энергии Воронежской области, которая может быть обеспечена за счет когенерации тепловой и электрической энергии
Наиболее крупные потребители тепловой энергии на территории Воронежской энергосистемы расположены в черте г. Воронежа. Согласно градостроительному плану можно выделить шесть перспективных зон по потреблению тепловой и электрической энергии. На карте-схеме, представленной на рисунке 14, данные зоны обозначены римскими цифрами I - VI. Из них можно особо выделить зоны II и III. В условиях преимущественно жилой застройки эти зоны характеризуются быстрыми темпами роста тепловой и электрической нагрузки, при этом пропускная способность электрических сетей в этих районах недостаточна для покрытия складывающегося дефицита мощности. Рекомендуется при проектировании схем теплоснабжения новых жилых районов в данных зонах предусматривать строительство когенерирующих установок.
Рисунок 14 - Карта-схема магистральных тепловых
сетей г. Воронежа
8.5. Оценка перспективной балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на пятилетний период
При формировании перспективных балансов электроэнергии Воронежской энергосистемы потребность в производстве электроэнергии определяется с учетом объемов электропотребления на территории энергосистемы и сальдо-перетоков с соседними энергосистемами.
Прогнозные балансы электроэнергии и мощности энергосистемы Воронежской области на пятилетнюю перспективу приняты в соответствии с СиПР ЕЭС России на 2017 - 2023 годы и представлены в таблицах 32 и 33.
Таблица 32 - Прогнозный баланс электроэнергии энергосистемы Воронежской области на 2017 - 2022 годы, млн кВт·ч
Показатель
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 год
Потребность (потребление электрической энергии)
10 972,0
11 193,0
11 579,0
11 911,0
11 972,0
12 118,0
Покрытие (производство электрической энергии)
18 657,5
20 810,6
25 849,0
28 435,4
28 360,6
28 451,0
в том числе
АЭС
17 303,0
18 600,1
23 677,0
26 548,9
26 548,9
26 548,9
ТЭС
1 354,5
2 210,5
2 172,0
1 886,5
1 811,7
1 902,1
Сальдо перетоков электрической энергии ("+" дефицит, "-" профицит)
-7 685,5
-9 617,6
-14 270,0
-16 524,4
-16 388,6
-16 333,0
Таблица 33 - Прогнозный баланс мощности энергосистемы Воронежской области на 2017 - 2022 годы, МВт
Показатель
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 год
Потребность (собственный максимум)
1 863,0
1 898,0
1 965,0
2 018,0
2 032,0
2 055,0
Покрытие (установленная мощность)
2 832,3
4 250,7
4 250,7
4 142,7
4 142,7
4 142,7
в том числе:
АЭС
2 597,3
3 792,7
3 792,7
3 792,7
3 792,7
3 792,7
ТЭС
235,0
458,0
458,0
350,0
350,0
350,0
Сальдо перетоков электрической
мощности ("+" дефицит, "-" профицит)
-969,3
-2 352,7
-2 285,7
-2 124,7
-2 110,7
-2 087,7
Прогнозный баланс электроэнергии и мощности энергосистемы Воронежской области на период 2016 - 2022 годов складывается со значительным профицитом в связи с вводом энергоблоков N 6 и N 7 на Нововоронежской АЭС в 2016 и 2018 годах соответственно.
8.6. Перечень введенных в эксплуатацию электросетевых объектов за отчетный период
Перечень введенных/реконструируемых электросетевых объектов 110 кВ и выше в энергосистеме Воронежской области за 2016 - 2017 годы по состоянию на 01.09.2017 представлен в таблице 34.
Таблица 34 - Перечень введенных/реконструируемых электросетевых объектов 110 кВ и выше в энергосистеме Воронежской области за 2016 - 2017 годы по состоянию на 01.09.2017
N п/п
Наименование мероприятия
Год ввода
Технические характеристики объектов проекта ВЛ (км) ПС (МВА)
1
Строительство ПС 110 кВ Сергеевка-тяговая со строительством КВЛ 110 кВ Придонская - Сергеевка-тяговая N 1,2
2017
2x40 МВА,
1x97 км,
1x102,6 км
2
ПС 35/10 кВ "Студенческая" (N 13) с заменой трансформаторов 6,3 на 16 МВА с переводом на напряжение 110 кВ
2016
2x16 МВА
3
Установка 2 (двух) новых ячеек110 кВ на ПС 220 кВ Латная и строительство двухцепной ВЛ от ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Латная для электроснабжения новой ПС 110 кВ Курская
2017
2 ячейки
110 кВ,
2x7,8 км
4
Строительство ПС 110 кВ Северная со строительством заходов от ВЛ 110 кВ Нововоронежская АЭС-Колодезная - тяговая N 1 с отпайками и ВЛ 110 кВ Нововоронежская АЭС-Колодезная - тяговая N 2 с отпайками на ПС 110 кВ Северная
2016
2x16 МВА
5
Замена силовых трансформаторов 2x25 МВА на 2x63 МВА на ПС 110 кВ N 2
2016
2x63 МВА
6
На ПС 110 кВ Рамонь-2 и ПС 110 кВ Анна-2 произошла "рокировка" трансформаторов: трансформатор Т-2 мощностью 16 МВА с ПС 110 кВ Рамонь-2 установили на ПС 110 кВ Анна-2, а трансформатор Т-1 мощностью 25 МВА с ПС 110 кВ Анна-2 установили на ПС 110 кВ Рамонь-2
2016
-
7
Установка Т-1 на ПС 110 кВ N 44 ВШЗ-2
2016
10 МВА
8
Произведена замена выключателей В ВЛ-110-27, В ВЛ-110-28, В ВЛ-110-31, В ВЛ-110-32, ШОВ-110 на ПС 110 кВ N 9 СХИ с отключающей способностью 40 кА
2016
-
8.7. Анализ загрузки ЦП 110 кВ и выше с учетом приростов нагрузки в рамках заключенных договоров ТП
В таблице 35 представлена информация о загрузке центров питания 110 кВ и выше, на которых прогнозируются недопустимые перегрузки при единичных отключениях в сети, на основании данных контрольных замеров нагрузок в зимний период 2016 года, а также данных о приростах мощности и перспективной загрузке центров питания 110 кВ и выше на рассматриваемый период 2017 - 2022 годов.
На основании анализа загрузки ЦП 110 кВ и выше с учетом приростов нагрузки в рамках заключенных договоров ТП (таблица 35) имеются следующие схемно-режимные ситуации, характеризующиеся повышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений:
ПС 110 кВ N 31 Воля
На основании анализа загрузки ПС 110 кВ N 31 Воля с учетом приростов нагрузки в рамках заключенных договоров на ТП токовая загрузка Т-1 при аварийном отключении Т-2 составит в 2018 году 156% от Iном.
Рекомендуется реконструкция в 2018 году ПС 110 кВ N 31 Воля с заменой трансформатора Т-1 номинальной мощностью 16 МВА на 25 МВА.
Предложенное мероприятие имеется также в согласованных Филиалом АО "СО ЕЭС" ОДУ Центра ТУ на ТП энергопринимающих устройств ПАО "МРСК Центра" (ПС 110 кВ N 31 Воля) к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 16.07.2013.
ПС 110 кВ Опорная
На основании анализа загрузки ПС 110 кВ Опорная с учетом приростов нагрузки в рамках заключенных договоров на ТП токовая загрузка Т-1(2) при аварийном отключении Т-2(1) составит в 2018 году 205% от Iном.
Рекомендуется реконструкция в 2018 году ПС 110 кВ Опорная с заменой силовых трансформаторов номинальной мощностью 6,3 МВА на 16 МВА.
Предложенное мероприятие имеется также в согласованных филиалом АО "СО ЕЭС" ОДУ Центра ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Томат" к электрическим сетям ПАО "МРСК Центра".
ПС 110 кВ Бутурлиновка-1
На основании анализа загрузки ПС 110 кВ Бутурлиновка-1 с учетом приростов нагрузки в рамках заключенных договоров на ТП токовая загрузка Т-1(2) при аварийном отключении Т-2(1) составит в 2019 году 121% от Iном.
Рекомендуется реконструкция в 2019 году ПС 110 кВ Бутурлиновка-1 с заменой силовых трансформаторов номинальной мощностью 16 МВА на 25 МВА.
Предложенное мероприятие имеется также в выданных филиалом ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго" ТУ на ТП энергопринимающих устройств ОАО "Бутурлиновская электросетевая компания" максимальной мощностью 2 МВт.
В таблице 36 представлен перечень мероприятий по вводам (реконструкции, техперевооружению) электросетевых объектов на 2018 - 2022 годы для исключения схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений.
Таблица 35 - Загрузка ЦП 110 кВ и выше с учетом прироста нагрузки в рамках заключенных договоров ТП
N п/п
ПС
N трансформатора
Номинальная мощность трансформатора (МВА)
Мощность, перераспределяемая в соответствии с ПТЭ (МВА)
Мощность ПС с учетом аварийного отключения одного наиболее мощного Т (МВА)
Максимум нагрузки в день контрольного замера 16.12.2015 (МВА)
Прирост мощности по ПС в рамках заключенных договоров ТП (МВА)
Перспективная нагрузка ПС (МВА)
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2017
2018
2019
2020
2021
2022
1
ПС 110 кВ N 31 Воля
N 1
16
2,7
19,5
15,8
0
2+9
0
0
0
0
15,8
27,6
27,6
27,6
27,6
27,6
N 2
25
2
ПС 110 кВ Опорная
N 1
6,3
1,5
8,11
3,8
0
9,8
0
0
0
0
3,8
14,4
14,4
14,4
14,4
14,4
N 2
6,3
3
ПС 110 кВ Бутурлиновка-1
N 1
16
1,2
18
18,4
0
0
2
0
0
0
18,4
18,4
20,6
20,6
20,6
20,6
N 2
16
Таблица 36 - Перечень мероприятий по вводам (реконструкции, техперевооружению) электросетевых объектов на 2018 - 2022 годы для исключения схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений
N п/п
Наименование проекта (строительство/реконструкция/ проектирование)
Параметры
Рекомендуемый год реализации
Субъект
1
Реконструкция ПС 110 кВ N 31 Воля с заменой Т-1 мощностью 16 МВА на 25 МВА
25 МВА
2018
ПАО "МРСК Центра"
2
Реконструкция ПС 110 кВ Опорная с заменой Т-1, Т-2 мощностью 6,3 МВА на 16 МВА
2х16 МВА
2018
ПАО "МРСК Центра"
3
Реконструкция ПС 110 кВ Бутурлиновка-1 с заменой Т-1, Т-2 мощностью 16 МВА на 25 МВА
2х25 МВА
2019
ПАО "МРСК Центра"
8.8. Проверка достаточности предлагаемых электросетевых решений для ликвидации схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений
ПС 110 кВ N 16 Юго-Западная
На основании Акта технического состояния ПС 110 кВ N 16 Юго-Западная от 09.09.2016, подписанного Первым заместителем директора - главным инженером филиала ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго", был зафиксирован моральный и физический износ Т-1 31,5 МВА (1954 г.в.), Т-2 31,5 МВА (1952 г.в.) и Т-3 40 МВА (1976 г.в.). В соответствии с проектом ИП ПАО "МРСК Центра" на 2017 - 2022 годы рекомендуется реконструкция ПС 110 кВ N 16 Юго-Западная с заменой трансформаторов 2x31,5+40 МВА на 2х63 МВА в 2019 году.
Строительство ПС 110 кВ Хохол-Районная с ВЛ 110 кВ Латная - Хохол-Районная N 1,2 и перезаводом ВЛ 35 кВ Хохольского района
Согласно данным филиала ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго" имеет место большая протяженность ВЛ-35 кВ Семилукско-Хохольского узла (пригород г. Воронежа), что вызывает частые отключения ВЛ и повреждения электрооборудования, связанные с замыканиями на землю. Суммарная протяженность ВЛ 35 кВ, питающих семь ПС 35 кВ, при создании ремонтной схемы с выводом в ремонт 1 секции 35 кВ ПС 110 кВ Краснолипье, составляет 139 км, что снижает надежность электроснабжения потребителей Семилукского и Хохольского районов Воронежской области.
Достаточных оснований для сооружения ПС 110 кВ Хохол-Районная с ВЛ 110 кВ Латная - Хохол-Районная N 1,2 и перезаводом ВЛ 35 кВ Хохольского района в работе выявлено не было. Необходимо рассмотреть данное мероприятие при разработке схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Воронежской области последующих периодов с учетом заявок на увеличение потребляемой мощности в данном энергоузле.
8.9. Формирование перечня электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу (реконструкции, техперевооружению), в том числе для устранения схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений
Перечень электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу (реконструкции, техперевооружению, включению), в том числе для устранения схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений, представлен в таблице 37.
Таблица 37 - Перечень электросетевых объектов, рекомендуемых к вводу (реконструкции, техперевооружению) в 2018 - 2022 годах
N п/п
Наименование проекта (строительство/реконструкция/проектирование)
Параметры
Рекомендуемый год реализации
Субъект
Обоснование
1
Строительство одноцепной ВЛ 500 кВ Донская - Старый Оскол N 2 с реконструкцией ПС 500 кВ Старый Оскол в части установки линейной ячейки 500 кВ
92 км
2018
ПАО "ФСК ЕЭС"
СиПР ЕЭС России на период 2017 - 2023 годов
2
Строительство одноцепной ВЛ 220 кВ Донская - Бутурлиновка со строительством ПС 220 кВ Бутурлиновка
120,3 км,
125 МВА
2018
ПАО "ФСК ЕЭС"
3
Реконструкция ПС 110 кВ Бутурлиновка-2 с установкой 2 (двух) ячеек 110 кВ
2 ячейки
110 кВ
2018
ПАО "МРСК Центра"
Проект ИП ПАО "МРСК Центра" на 2017 - 2022 годы (этап СМР)
4
Строительство КЛ 110 кВ ПС 220 кВ Бутурлиновка - ПС 110 кВ Бутурлиновка-2 цепь 1,2
0,54 км
0,43 км
2018
ПАО "МРСК Центра"
5
Комплексная реконструкция ПС 220 кВ Южная с заменой трех АТ (200 МВА, 125 МВА, 125 МВА) на два АТ 250 МВА с заменой БСК-1 и БСК-2 на аналогичную мощность
2x250 МВА
2x54,5 Мвар
2022
ПАО "ФСК ЕЭС"
СиПР ЕЭС России на период 2017 - 2023 годов
6
Реконструкция ОРУ 110 кВ Воронежской ТЭЦ-1. Установка токоограничивающих реакторов в ВЛ-110-5,6 и ВЛ-110-23,24
-
2018
ПАО "Квадра"
СВМ 10 ПГУ Воронежской ТЭЦ-1. ТУ на ТП
7
Строительство ПС 110 кВ Спутник и строительство заходов от ВЛ-110-27,28 на ПС 110 кВ Спутник
2x40 МВА,
4x0,1 км
2018
ПАО "МРСК Центра"
Заключенный договор ТП филиала ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго".
Утвержденные ТУ на ТП к электрическим сетям филиала ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго" энергопринимающих устройств ООО "Выбор" от 28.12.2015
8
Строительство ПС 110 кВ Озерки со строительством КЛ 110 кВ Кировская - Озерки N 1, 2.
Установка 2 (двух) новых ячеек 110 кВ на ПС 220 кВ Кировская
3x16 МВА
2x1 км
2 ячейки
110 кВ
2018 <8>
ООО "Каскадэнерго",
ПАО "ФСК ЕЭС"
Заключенный договор ТП ПАО "ФСК ЕЭС".
Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ОАО "Каскадэнерго" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 26.03.2015 с изменениями от 09.10.2015
9
Строительство ПС 110 кВ Родина со строительством КВЛ 110 кВ Латная - Родина (ячейка 110 кВ на ПС 220 кВ Латная установлена в 2016 году)
1x25 МВА,
5,1 км
2018
ООО "Родина",
ПАО "ФСК ЕЭС"
Заключенный договор ТП ПАО "ФСК ЕЭС".
Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Родина" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 03.07.2015
10
Строительство ПС 110 кВ Парковая со строительством КВЛ 110 кВ Южная - Парковая N 1, 2. Установка 2 (двух) ячеек 110 кВ на ПС 220 кВ Южная
2x63 МВА,
2x1,1 км
2x3,1 км
2 ячейки 110 кВ
2018
Департамент строительной политики Воронежской области,
ПАО "ФСК ЕЭС"
Заключенный договор ТП ПАО "ФСК ЕЭС".
Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств департамента строительной политики Воронежской области к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 19.12.2012 с изменениями от 05.02.2014, 18.04.2014, 30.05.2016
11
Строительство ПС 110 кВ ТК Воронежский со строительством ВЛ 110 кВ Бобров - ТК Воронежский.
Установка одной ячейки 110 кВ на ПС 220 кВ Бобров
125 МВА,
1 ячейка
110 кВ <9>
2018
ООО "Тепличный комбинат "Воронежский",
ПАО "ФСК ЕЭС"
Заключенный договор ТП ПАО "ФСК ЕЭС".
Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Тепличный комбинат "Воронежский" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 23.09.2016
12
Строительство ПС 110 кВ Агроэко со строительством ВЛ 110 кВ Придонская - Агроэко. Увеличение мощности БСК-1 на ПС 220 кВ Придонская до 56 Мвар. Установка одной ячейки 110 кВ на ПС 220 кВ Придонская
16 МВА,
увеличение БСК-1 до 56 Мвар,
1 ячейка
110 кВ <10>
2018
ООО "Агроэко-Юг",
ПАО "ФСК ЕЭС"
Заключенный договор ТП ПАО "ФСК ЕЭС".
Присоединение новых потребителей. Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Агроэко-Юг" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 30.12.2016
13
Реконструкция ПС 110 кВ N 31 Воля с заменой Т-1 мощностью 16 МВА на 25 МВА
25 МВА
2018
ПАО "МРСК Центра"
Загрузка ЦП на перспективу до 2022 года.
Мероприятия имеется в ТУ на ТП согласно заключенным договорам
14
Реконструкция ПС 110 кВ Опорная с заменой Т-1, Т-2 мощностью 6,3 МВА на 16 МВА
2x16 МВА
2018
ПАО "МРСК Центра"
15
Реконструкция ПС 110 кВ Бутурлиновка-1 с заменой Т-1, Т-2 мощностью 16 МВА на 25 МВА
2x25 МВА
2019
ПАО "МРСК Центра"
16
Реконструкция ПС 110 кВ N 16 Юго-Западная с заменой трех трансформаторов 2x31,5+40 МВА на два трансформатора 2x63 МВА
2x63 МВА
2019
ПАО "МРСК Центра"
Акт технического состояния ПС 110 кВ N 16 Юго-Западная от 09.09.2016, подписанного Первым заместителем директора - главным инженером филиала ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго"
17
Замена на ПС 220 кВ Южная 12 (двенадцати) выключателей 110 кВ на выключатели с отключающей способностью не менее 40 кА
-
2018
ПАО "ФСК ЕЭС"
Мероприятия имеются в ТУ на ТП ПГУ 223 МВт Воронежской ТЭЦ-1
18
Замена на ПС 110 кВ ГОО 2 (двух) выключателей 110 кВ на выключатели с отключающей способностью не менее 40 кА
-
2018
ООО УК
"Рудгормаш"
Превышение отключающей способности выключателей расчетного значения тока КЗ
19
Замена на ПС 110 кВ ГПП-1 выключателя 110 кВ В-110 Т-2 на выключатель с отключающей способностью не менее 40 кА
-
2018
АО "Воронеж-синтезкаучук"
--------------------------------
<8> Срок реализации мероприятий на ПС 220 кВ Кировская для технологического присоединения ПС 110 кВ Озерки определен на основании заявки на ТП и соответственно результата расчета электрических режимов, при этом он может быть скорректирован в соответствии с фактическими темпами роста нагрузки с учетом заключенных договоров на технологическое присоединение, а также с учетом нормативных сроков проектирования, строительства и финансирования мероприятий.
<9> Длина ВЛ 110 кВ Бобров - ТК Воронежский уточняется.
<10> Длина ВЛ 110 кВ Придонская - Агроэко уточняется.
8.10. Разработка принципиальных схем электрической сети напряжением 110 кВ и выше на перспективу пяти лет
Принципиальная схема электрических соединений электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Воронежской области на перспективу 5 лет представлена в приложении N 2.
Карта-схема электрической сети 110 кВ и выше Воронежской области и непосредственно г. Воронежа на перспективу пяти лет представлена в приложении N 3.
8.11. Формирование баланса по реактивной мощности и условия регулирования напряжения сети 110 - 500 кВ, обоснование пунктов размещения компенсирующих устройств, их тип и мощность
Баланс реактивной мощности показал, что в режимах зимних и летних максимальных нагрузок на период 2018 - 2022 годов в нормальной схеме электрической сети энергосистема Воронежской области характеризуется дефицитом реактивной мощности в объеме от 50 до 200 Мвар. Имеющийся дефицит реактивной мощности компенсируется за счет внешних межсистемных связей.
В режимах зимних и летних минимальных нагрузок на период 2018 - 2022 годов в нормальной схеме электрической сети баланс реактивной мощности энергосистемы Воронежской области складывается с профицитом до 200 Мвар. Имеющийся избыток реактивной мощности распределяется за счет внешних межсистемных связей.
Расчет баланса реактивной мощности энергорайонов энергосистемы Воронежской области на период 2018 - 2022 годов выявил дефицит реактивной мощности Воронежского энергорайона, который покрывается в основном за счет генерации близко расположенной Нововоронежской АЭС и частично Воронежской ТЭЦ-1 и Воронежской ТЭЦ-2. Восточный и Южный энергорайоны при отсутствии собственных источников генерации полностью зависят от межсистемных связей, по которым в период зимнего максимума нагрузки осуществляется передача до 80 Мвар. В Южном энергорайоне за счет наличия на ПС 220 кВ Придонская двух БСК наблюдается незначительный избыток реактивной мощности в период летнего минимума нагрузки.
На период 2018 - 2022 годов в энергосистеме Воронежской области планируются следующие мероприятия в части средств компенсации реактивной мощности:
- на основании СиПР ЕЭС России на 2017 - 2023 в рамках комплексной реконструкции ПС 220 кВ Южная производится замена существующих БСК-1 и БСК-2 на БСК аналогичной мощности в 2022 году;
- в соответствии с ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Агроэко-Юг" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 30.12.2016 производится увеличение мощности БСК-1 на ПС 220 кВ Придонская до 56 Мвар в 2018 году.
На основании вышеизложенного дополнительных мер по компенсации реактивной мощности в энергосистеме Воронежской области не требуется.
8.12. Мероприятия по замене выключателей
За 2016 году в энергосистеме Воронежской области в рамках ввода ПГУ 223 МВт на Воронежской ТЭЦ-1 была произведена замена выключателей В ВЛ-110-27, В ВЛ-110-28, В ВЛ-110-31, В ВЛ-110-32 и ШОВ-110 на ПС 110 кВ N 9 СХИ на выключатели с отключающей способностью 40 кА.
Для предотвращения превышения отключающей способности выключателей расчетным токам КЗ в энергосистеме Воронежской области на перспективу до 2022 года рекомендуется:
- отключить в нормальной схеме В ВЛ-110-40 на ПС Кировская, В ВЛ-110-39 на ПС Южная до ввода ПГУ 223 МВт на Воронежской ТЭЦ-1;
- отключить в нормальной схеме АТ-3 ПС 220 кВ Южная;
- замена в 2018 году на ПС 220 кВ Южная двенадцати выключателей 110 кВ В-110 АТ-1, В-110 Т-1, В-110 Т-2, В-110 Т-3, В ВЛ-110-40, В ВЛ-110-16, ШОВ 3-4 110 кВ, В-110 АТ-2, В ВЛ-110-3, В ВЛ-110-15, ШСВ 2-1 110 кВ, СВ 1-3 110 кВ на выключатели с отключающей способностью не менее 40 кА;
- в РУ 110 кВ Воронежской ТЭЦ-1 установка новых выключателей с отключающей способностью 40 кА, а также замена существующих выключателей 110 кВ на выключатели с отключающей способностью не менее 40 кА в 2018 году;
- замена в 2018 году В-110 Т-1 и В-110 Т-2 на ПС 110 кВ ГОО с отключающей способностью 20 кА на выключатели с отключающей способностью не менее 40 кА;
- замена в 2018 году В-110 Т-2 на ПС 110 кВ ГПП-1 с отключающей способностью 20 кА на выключатели с отключающей способностью не менее 40 кА.
8.13. Сводные данные по развитию электрической сети
Сводные данные по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Воронежской области представлены в таблице 38.
Таблица 38 - Сводные данные по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше
Класс напряжения
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 год
км
МВА
км
МВА
км
МВА
км
МВА
км
МВА
110 кВ
15,9
477
-
176
-
-
-
-
-
-
220 кВ
121,3
125
-
-
-
-
-
-
109
500
500 кВ
92
-
-
-
-
-
-
-
-
-
8.14. Потребность электростанций и котельных в топливе
Прогноз потребления топлива электростанций и котельных основных генерирующих компаний Воронежской области на 2017 - 2022 годы представлен в таблице 39.
Таблица 39 - Прогноз потребления топлива по электростанциям и котельным основных генерирующих компаний Воронежской области на 2017 - 2022 годы, т у.т.
Год
Тип топлива
Электростанции и котельные, т у.т.
Нововоронежская АЭС
Воронежская ТЭЦ-1
Воронежская ТЭЦ-2
Котельная N 1
Котельная N 2
2017
Ядерное топливо
н/д
-
-
-
-
Газ
-
509109
411477
21801
64441
Мазут
-
1200
579
0
0
2018
Ядерное топливо
н/д
-
-
-
-
Газ
-
493372
401256
21033
65772
Мазут
-
4100
2550
0
0
2019
Ядерное топливо
н/д
-
-
-
-
Газ
-
619143
405572
20861
65931
Мазут
-
4100
2550
0
0
2020
Ядерное топливо
н/д
-
-
-
-
Газ
-
599432
410311
20931
66155
Мазут
-
4100
2550
0
0
2021
Ядерное топливо
н/д
-
-
-
-
Газ
-
599432
410311
20931
66155
Мазут
-
4100
2550
0
0
2022
Ядерное топливо
н/д
Газ
-
599432
410311
20931
66155
Мазут
-
4100
2550
0
0
9. Составление схемы размещения объектов генерации
и потребления на пятилетнюю перспективу
9.1. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Воронежской области мощностью свыше 5 МВт на пятилетний период
На основании СиПР ЕЭС России на 2017 - 2023 годы в таблице 40 приведен список генерирующего оборудования, запланированного к вводу с высокой вероятностью реализации и демонтажу на электростанциях энергосистемы Воронежской области в 2017 - 2022 годах.
9.2. Прогноз развития энергетики Воронежской области на основе возобновляемых источников энергии и местных видов топлива
Использование возобновляемых источников энергии (далее - ВИЭ) и альтернативных видов топлива является одним из перспективных направлений предотвращения энергодефицита в Воронежской области и диверсификации источников энергии.
Внедрение использования ВИЭ в Воронежской области позволит обеспечить надежное, устойчивое и долгосрочное энергообеспечение экономического развития Воронежской области, а также позволит снизить примерно на 30% использование традиционных энергоносителей. Это будет способствовать вовлечению инновационных наукоемких технологий и оборудования в энергетическую сферу Воронежской области.
Возобновляемые источники энергии могут быть применены к удаленным от сети автономным сельскохозяйственным объектам малой мощности.
Экономия дизельного топлива при использовании ветроэнергетической установки совместно с дизельными станциями может составлять до 79%. Экономия твердого топлива при использовании ВИЭ совместно с традиционными печами может составлять до 42%.
В Воронежской области среднегодовая скорость ветра - 3,3 - 5,2 м/с, природный ветроэнергетический потенциал на высоте 40 м над подстилающей поверхностью составляет 250 - 420 Вт/м2. Наиболее высокий ветроэнергетический потенциал (технический потенциал - 494 МВт·ч) в Таловском и Бутурлиновском районах Воронежской области. Использование ветроэнергетических установок (далее - ВЭУ) целесообразно при среднегодовой скорости ветра не ниже 4 м/с.
Таблица 40 - Список генерирующего оборудования, запланированного к вводу, демонтажу, модернизации и перемаркировке с высокой вероятностью реализации на электростанциях Воронежской области в 2017 - 2022 годы, МВт
N п/п
Станционный номер, тип турбины
Электростанция
Генерирующая компания
Тип ввода/
Демонтаж/
Перемаркировка
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 год
1
10 ПГУ(Т)
Воронежская ТЭЦ-1
ПАО "Квадра"
новое строительство
223
2
6 ВВЭР
Нововоронежская АЭС
АО "Концерн Росэнергоатом"
перемаркировка
-15,1
3
2 ВВЭР-1200 (энергоблок N 7)
новое строительство
1195,4
4
4 ПТ-30-90
Воронежская ТЭЦ-1
ПАО "Квадра"
окончательный демонтаж
-30
5
5 ПТ-30-90
-30
6
6 ПТ-30-90
-30
7
7 Р-14-90
-14
8
8 Р-14-90
-14
9
9 ПР-20-90
-20
В Воронежской области в качестве пилотных образцов рекомендуется:
- использование ВЭУ мощностью до 2 кВт для индивидуального пользования;
- использование ВЭУ мощностью до 30 кВт для фермерских хозяйств;
- строительство ветроэлектростанции (район Каменной степи Таловского муниципального района) мощностью 10 МВт с использованием 15 ВЭУ мощностью 0,4 МВт каждая.
Продолжительность солнечного сияния в Воронежской области распределяется довольно равномерно, постепенно увеличиваясь с северо-запада на юго-восток в среднем на 200 часов от 1820 до 2020 часов в год.
Использование солнечных коллекторов эффективно для любого муниципального образования Воронежской области, также целесообразно применение низкотемпературных гелиоустановок коллекторного типа для горячего водоснабжения в быту (животноводческие фермы), промышленности и сельском хозяйстве, в теплоснабжении и кондиционировании жилых и общественных зданий.
Суммарные потенциальные гидроэнергетические ресурсы Воронежской области оцениваются в 1000 ГВт·ч, полная мощность водотоков - 109 МВт. Оценка гидроэнергетических ресурсов была проведена в 1967 году, в настоящее время накоплены новые данные по стоку рек, уточнено количество малых рек и их протяженность, обновлены топографические карты. С учетом этих данных возникает необходимость в уточнении гидроэнергетических ресурсов Воронежской области.
Приближенная оценка энергии поверхностного стока Воронежской области равна 1,86 млрд. кВт·ч, или 1860 ГВт·ч. Мощность поверхностного стока оценивается в 212 МВт. Валовый гидроэнергетический потенциал руслового стока оценивается около 1,2 млрд кВт·ч в год при мощности в 137 МВт.
Частично потребность в диверсификации первичных энергетических ресурсов для выработки электрической энергии может быть покрыта путем строительства малых гидроэлектростанций.
Наибольшим гидроэнергетическим потенциалом обладают водотоки Дона (51200 кВт, 448512 МВт·ч/год), Хопра (8093 кВт, 78227 МВт·ч/год), Битюга (5853 кВт, 51272 МВт·ч/год), Воронежа (5500 кВт, 48180 МВт·ч/год), Толучеевки (5013 кВт, 43914 МВт·ч/год), Елани (2516 кВт, 22040 МВт·ч/год), Богучарки (2145 кВт, 18790 МВт·ч/год).
Наиболее приемлемыми концептуальными подходами по использованию ВИЭ для энергообеспечения сельскохозяйственных потребителей Воронежской области являются:
- применение различных видов ВИЭ в случае, если их использование позволяет обеспечить гарантированное и качественное энергообеспечение отдельных потребителей, например, использование древесных отходов в виде брикетов (гранул) и лузги в виде пеллет (в 2009 году производство составило около 2 тыс. т, или 1200 т у.т., ежегодный потенциал оценивается от 12 тыс. т, или 7200 т у.т.) - потенциал для сжигания в огневых печах или котельных, работающих на привозном угле;
- сочетание различных видов возобновляемых источников энергии с учетом конкретных условий и концентрации энергоисточников и традиционно применяемых источников тепла и электроснабжения бытовых нужд и технологических процессов сельскохозяйственного производства.
Перспективным направлением диверсификации источников энергии является использование отходов сельского хозяйства, птицеводческих и животноводческих хозяйств в качестве биотоплива в целях одновременного производства электрической и тепловой энергии, а также удобрений.
Также целесообразно использование биогазовых установок на транспортных предприятиях. Так, на железнодорожном транспорте внедрен сбор фекалий в резервуары, установленные в вагонах, что приводит к необходимости их регулярной эвакуации преимущественно в городские канализации соответствующих железнодорожных узлов. Возможна организация предварительной обработки субстрата в биогазовых реакторах, установленных непосредственно на станциях. Это позволит получать газообразное топливо для станционных нужд, сократить количество специализированного автотранспорта, задействованного на эвакуации, уменьшить загрязнение окружающей среды. При совершении одного рейса потенциал выработки из эвакуированных фекалий примерно составляет 462 кВт·ч электроэнергии и 0,408 Гкал тепловой энергии.
Основными мероприятиями по реализации данного направления являются:
- установка солнечных коллекторов;
- проектирование и строительство ветроэнергетических парков;
- проектирование и строительство ветроэнергетических установок в фермерских хозяйствах;
- создание пилотной биогазовой установки на станциях железнодорожных узлов;
- стимулирование производства пеллет на основе лузги;
- создание пилотной биогазовой установки на сельскохозяйственных предприятиях, птицеводческих и животноводческих хозяйствах;
- оценка гидроэнергетических ресурсов Воронежской области.
9.3. Подтверждение целесообразности строительства и выбора напряжения намечаемых к строительству подстанций технико-экономическими расчетами вариантов развития сети. Итоговый перечень объектов нового строительства, расширения и реконструкции электросетевых объектов 110 кВ и выше
Разукрупнение ВЛ-110-35 и ВЛ-110-36
Проблемой данных ВЛ является их большая протяженность, что затрудняет проведение текущих работ по обслуживанию и ремонту, а также сдерживает строительство новых центров питания, рост потребления электроэнергии и мощности и, как следствие, социально-экономическое развитие Новоусманского и Рамонского районов.
Достаточных оснований для реконструкции сети 110 кВ в энергорайоне ВЛ-110-35 и ВЛ-110-36 в работе выявлено не было. Необходимо рассмотреть данное мероприятие при разработке схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Воронежской области последующих периодов с учетом заявок на увеличение потребляемой мощности в данном энергоузле.
Итоговый перечень объектов нового строительства, расширения и реконструкции электросетевых объектов 110 кВ и выше в энергосистеме Воронежской области на период 2018 - 2022 годов представлен в таблице 41.
Таблица 41 - Перечень электросетевых объектов, рекомендуемых к вводу (реконструкции, техперевооружению) в 2018 - 2022 годах
N п/п
Наименование проекта (строительство/реконструкция/
проектирование)
Параметры
Рекомендуемый год реализации
Субъект
Обоснование
1
Строительство одноцепной ВЛ 500 кВ Донская - Старый Оскол N 2 с реконструкцией ПС 500 кВ Старый Оскол в части установки линейной ячейки 500 кВ
92 км
2018
ПАО "ФСК ЕЭС"
СиПР ЕЭС России на период 2017 - 2023 годов
2
Строительство одноцепной ВЛ 220 кВ Донская - Бутурлиновка со строительством ПС 220 кВ Бутурлиновка
120,3 км,
125 МВА
2018
ПАО "ФСК ЕЭС"
3
Реконструкция ПС 110 кВ Бутурлиновка-2 с установкой 2 (двух) ячеек 110 кВ
2 ячейки
110 кВ
2018
ПАО "МРСК Центра"
Проект ИП ПАО "МРСК Центра" на 2017 - 2022 годы (этап СМР)
4
Строительство КЛ 110 кВ ПС 220 кВ Бутурлиновка - ПС 110 кВ Бутурлиновка-2 цепь 1,2
0,54 км
0,43 км
2018
ПАО "МРСК Центра"
5
Комплексная реконструкция ПС 220 кВ Южная с заменой трех АТ (200 МВА, 125 МВА, 125 МВА) на два АТ 250 МВА с заменой БСК-1 и БСК-2 на аналогичную мощность
2x250 МВА
2x54,5 Мвар
2022
ПАО "ФСК ЕЭС"
СиПР ЕЭС России на период 2017 - 2023 годов
6
Реконструкция ОРУ 110 кВ Воронежской ТЭЦ-1. Установка новых выключателей с отключающей способностью не менее 40 кВ и замена существующих выключателей 110 кВ в РУ 110 кВ Воронежской ТЭЦ-1. Установка токоограничивающих реакторов в ВЛ-110-5,6 и ВЛ-110-23,24
-
2018
ПАО "Квадра"
СВМ 10 ПГУ Воронежской ТЭЦ-1. ТУ на ТП
7
Строительство ПС 110 кВ Спутник и строительство заходов от ВЛ-110-27,28 на ПС 110 кВ Спутник
2x40 МВА,
4x0,1 км
2018
ПАО "МРСК Центра"
Заключенный договор ТП филиала ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго".
Утвержденные ТУ на ТП к электрическим сетям филиала ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго" энергопринимающих устройств ООО "Выбор" от 28.12.2015
8
Строительство ПС 110 кВ Озерки со строительством КЛ 110 кВ Кировская - Озерки N 1,2. Установка 2 (двух) новых ячеек 110 кВ на ПС 220 кВ Кировская
3x16 МВА
2x1 км
2 ячейки
110 кВ
2018 <11>
ООО "Каскадэнерго",
ПАО "ФСК ЕЭС"
Заключенный договор ТП ПАО "ФСК ЕЭС".
Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ОАО "Каскадэнерго" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 26.03.2015 с изменениями от 09.10.2015
9
Строительство ПС 110 кВ Родина со строительством КВЛ 110 кВ Латная - Родина (ячейка 110 кВ на ПС 220 кВ Латная установлена в 2016 году)
1x25 МВА,
5,1 км
2018
ООО "Родина",
ПАО "ФСК ЕЭС"
Заключенный договор ТП ПАО "ФСК ЕЭС".
Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Родина" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 03.07.2015
10
Строительство ПС 110 кВ Парковая со строительством КВЛ 110 кВ Южная - Парковая N 1,2. Установка 2 (двух) ячеек 110 кВ на ПС 220 кВ Южная
2x63 МВА,
2x1,1 км
2x3,1 км
2 ячейки 110 кВ
2018
Департамент строительной политики Воронежской области,
ПАО "ФСК ЕЭС"
Заключенный договор ТП ПАО "ФСК ЕЭС".
Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств департамента строительной политики Воронежской области к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 19.12.2012 с изменениями от 05.02.2014, 18.04.2014, 30.05.2016
11
Строительство ПС 110 кВ ТК Воронежский со строительством ВЛ 110 кВ Бобров - ТК Воронежский. Установка одной ячейки 110 кВ на ПС 220 кВ Бобров
125 МВА,
1 ячейка
110 кВ <12>
2018
СПК "Воронежский тепличный комбинат",
ПАО "ФСК ЕЭС"
Заключенный договор ТП ПАО "ФСК ЕЭС".
Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Тепличный комбинат "Воронежский" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 23.09.2016
12
Строительство ПС 110 кВ Агроэко со строительством ВЛ 110 кВ Придонская - Агроэко. Увеличение мощности БСК-1 на ПС 220 кВ Придонская до 56 Мвар. Установка одной ячейки 110 кВ на ПС 220 кВ Придонская
16 МВА,
увеличение БСК-1 до 56 Мвар,
1 ячейка
110 кВ <13>
2018
ООО "Агроэко-Юг",
ПАО "ФСК ЕЭС"
Заключенный договор ТП ПАО "ФСК ЕЭС".
Присоединение новых потребителей. Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Агроэко-Юг" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 30.12.2016
13
Реконструкция ПС 110 кВ N 31 Воля с заменой Т-1 мощностью 16 МВА на 25 МВА
25 МВА
2018
ПАО "МРСК Центра"
Загрузка ЦП на перспективу до 2022 года.
Мероприятия имеются в ТУ на ТП согласно заключенным договорам
14
Реконструкция ПС 110 кВ Опорная с заменой Т-1, Т-2 мощностью 6,3 МВА на 16 МВА
2x16 МВА
2018
ПАО "МРСК Центра"
15
Реконструкция ПС 110 кВ Бутурлиновка-1 с заменой Т-1, Т-2 мощностью 16 МВА на 25 МВА
2x25 МВА
2019
ПАО "МРСК Центра"
16
Реконструкция ПС 110 кВ N 16 Юго-Западная с заменой трех трансформаторов 2x31,5+40 МВА на два трансформатора 2x63 МВА
2x63 МВА
2019
ПАО "МРСК Центра"
Акт технического состояния ПС 110 кВ N 16 Юго-Западная от 09.09.2016, подписанного Первым заместителем директора - главным инженером филиала ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго"
17
Замена на ПС 220 кВ Южная 12 (двенадцати) выключателей 110 кВ на выключатели с отключающей способностью не менее 40 кА
-
2018
ПАО "ФСК ЕЭС"
Мероприятия имеются в ТУ на ТП ПГУ 223 МВт Воронежской ТЭЦ-1
18
Замена на ПС 110 кВ ГОО 2 (двух) выключателей 110 кВ на выключатели с отключающей способностью
не менее 40 кА
-
2018
ООО УК "Рудгормаш"
Превышение отключающей способности выключателей расчетного значения тока КЗ
19
Замена на ПС 110 кВ ГПП-1 выключателя 110 кВ В-110 Т-2 на выключатель с отключающей способностью не менее 40 кА
-
2018
АО "Воронежсинтезкаучук"
--------------------------------
<11> Срок реализации мероприятий на ПС 220 кВ Кировская для технологического присоединения ПС 110 кВ Озерки определен на основании заявки на ТП и соответственно результата расчета электрических режимов, при этом он может быть скорректирован в соответствии с фактическими темпами роста нагрузки с учетом заключенных договоров на технологическое присоединение, а также с учетом нормативных сроков проектирования, строительства и финансирования мероприятий.
<12> Длина ВЛ 110 кВ Бобров - ТК Воронежский уточняется.
<13> Длина ВЛ 110 кВ Придонская - Агроэко уточняется.
Приложение N 1
к схеме и программе
перспективного развития электроэнергетики
Воронежской области на 2018 - 2022 годы
Перечень существующих ЛЭП и подстанций
Таблица 1.1 - Параметры трансформаторного оборудования ПС 110 кВ Воронежской энергосистемы, эксплуатируемого филиалом ПАО "ФСК ЕЭС" - "Верхне-Донское ПМЭС" по состоянию на 01.01.2017
N п/п
Наименование центра питания
Трансформатор
Напряжение (кВ)
Номинальная мощность (MBA)
Год ввода в эксплуатацию
Срок службы (на 01.01.2017) (лет)
1
ПС 500 кВ Воронежская
АТ-1
500/110/10
250
2007
10
2
АТ-2
500/110/10
250
2002
15
3
ПС 330 кВ Лиски
АТ-1-240
330/220/35/10
240
1971
46
4
АТ-2-240
330/220/35/10
240
1984
33
5
АТ-1-200
220/110/10
200
1991
26
6
АТ-2-200
220/110/10
200
1992
25
7
ПС 220 кВ Бобров
АТ-1 200 МВА
220/110/35
125
1991
26
8
АТ-2 200 МВА
220/110/35
125
1990
27
9
Т-1
110/35/10
16
1990
27
10
Т-2
110/35/10
16
1987
30
11
ПС 220кВ Латная
АТ-2 125 МВА
220/110/35
125
1971
46
12
АТ-3 200 МВА
220/110/35
200
1977
40
13
ПС 220 кВ Южная
АТ-1 200 МВА
220/110/10
200
1985
32
14
АТ-2 135 МВА
220/110/10
135
1987
30
15
АТ-3 135 МВА
220/110/10
135
1985
32
16
Т-1
110/35/6
20
1959
58
17
Т-2
110/35/6
20
1959
58
18
Т-3
110/35/6
20
1960
57
19
ПС 220 кВ Кировская
АТ-1 200 МВА
220/110/35
200
1982
35
20
АТ-2 200 МВА
220/110/35
200
1985
32
21
ПС 220 кВ Придонская
АТ-1 200 МВА
220/110/35
200
1979
38
22
АТ-2 200 МВА
220/110/35
200
1984
33
23
ПС 220 кВ Цементник
Т-1
220/10
40
2012
5
24
Т-2
220/10
40
2012
5
Таблица 1.2 - Параметры трансформаторного оборудования ПС 110 кВ Воронежской энергосистемы, эксплуатируемого филиалом ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго" по состоянию на 01.01.2017
N п/п
Наименование подстанции
Трансформатор
Номинальная мощность (МВА)
Год ввода в эксплуатацию
Срок службы (на 01.01.2017) (лет)
1
ПС 110 кВ N 2
Т-1
63
2016
1
Т-2
63
2016
1
2
ПС 110 кВ N 6
Т-1
25
2000
17
Т-2
32
2003
14
3
ПС 110 кВ N 9 СХИ
Т-1
40
2011
6
Т-2
40
2012
5
4
ПС 110 кВ Центральная
Т-1
63
2009
8
Т-2
63
2009
8
5
ПС 110 кВ N 11 Краснолесное
Т-1
5,6
1960
57
Т-2
6,3
1964
53
6
ПС 110 кВ N 14 Западная
Т-1
31,5
1960
57
Т-2
31,5
1962
55
7
ПС 110 кВ N 15 Семилуки
Т-1
40,5
1987
30
Т-2
40,5
1963
54
Т-3
63
1966
51
8
ПС 110 кВ N 16 Юго-Западная
Т-1
31,5
1961
56
Т-2
31,5
1963
54
Т-3
40
1976
41
9
ПС 110 кВ N 18 Туббольница
Т-1
6,3
1982
35
Т-2
6,3
1975
42
10
ПС 110 кВ N 20 Северная
Т-1
40
2014
3
Т-2
40
2014
3
11
ПС 110 кВ N 21 Восточная
Т-1
25
1975
42
Т-2
20
1964
53
Т-3
40
2001
16
12
ПС 110 кВ N 25 Коммунальная
Т-1
40
1983
34
Т-2
40
1985
32
Т-3
40
2008
9
13
ПС 110 кВ N 27 РЭП
Т-1
32
1971
46
Т-2
32
1971
46
Т-3
63
1987
30
14
ПС 110 кВ N 28 Тепличная
Т-1
25
2015
2
Т-2
25
2015
2
15
ПС 110 кВ N 29 ДСК
Т-1
25
1975
42
Т-2
25
1975
42
16
ПС 110 кВ N 30 Подгорное
Т-1
40
1984
33
Т-2
40
2001
16
Т-3
63
2007
10
17
ПС 110 кВ N 31 Воля
Т-1
16
1976
41
Т-2
25
1976
41
18
ПС 110 кВ N 32 Никольское
Т-1
25
2012
5
Т-2
25
2012
5
19
ПС 110 кВ N 36 Воронежская
Т-1
25
2011
6
Т-2
25
2011
6
20
ПС 110 кВ N 39 Северо-Восточная
Т-1
40
2011
6
Т-2
40
2015
2
21
ПС 110 кВ N 42 Полюс
Т-1
40
2015
2
Т-2
40
1987
30
22
ПС 110 кВ N 43 ВШЗ
Т-1
63
1976
41
Т-2
63
2015
2
23
ПС 110 кВ N 44 ВШЗ-2
Т-1
10
2016
1
Т-2
10
2015
2
24
ПС 110 кВ N 45 Калининская
Т-1
63
1988
29
Т-2
63
1992
25
25
ПС 110 кВ N 47 Сомово
Т-1
25
1989
28
Т-2
25
1992
25
26
ПС 110 кВ Панино
Т-1
16
1971
46
Т-2
16
1975
42
27
ПС 110 кВ Прогресс
Т-1
2,5
1979
38
Т-2
10
1979
38
28
ПС 110 кВ Рамонь-2
Т-1
25
1992
25
Т-2
25
1997
20
29
ПС 110 кВ Ступино
Т-1
10
1992
25
Т-2
6,3
1992
25
30
ПС 110 кВ Комплекс
Т-1
10
1979
38
Т-2
10
1989
28
31
ПС 110 кВ Нижняя Ведуга
Т-1
16
1974
43
Т-2
16
1987
30
32
ПС 110 кВ Нижнедевицк
Т-1
16
1978
39
Т-2
16
1984
33
33
ПС 110 кВ Краснолипье
Т-1
16
1967
50
Т-2
16
1974
43
34
ПС 110 кВ Ульяновка
Т-1
6,3
1980
37
Т-2
6,3
1980
37
35
ПС 110 кВ Московское
Т-1
10
1983
34
Т-2
10
1980
37
36
ПС 110 кВ Верхняя Хава
Т-1
16
1982
35
Т-2
16
1982
35
37
ПС 110 кВ Парижская Коммуна
Т-1
6,3
1992
25
38
ПС 110 кВ Новоусманская
Т-1
25
2012
5
Т-2
25
2012
5
39
ПС 110 кВ Анна
Т-1
25
1983
34
Т-2
25
1983
34
40
ПС 110 кВ Анна-2
Т-1
16
1978
39
41
ПС 110 кВ Архангельское
Т-1
10
1979
38
Т-2
10
1987
30
42
ПС 110 кВ Борисоглебск
Т-1
25
1971
46
Т-2
25
1975
42
43
ПС 110 кВ Большевик
Т-1
6,3
1979
38
44
ПС 110 кВ Восточная-1
Т-1
40
1983
34
45
ПС 110 кВ Верхний Карачан
Т-1
10
1992
25
Т-2
10
1992
25
46
ПС 110 кВ Верхняя Тойда
Т-2
6,3
1984
33
47
ПС 110 кВ Грибановка
Т-1
16
1981
36
Т-2
16
1986
31
48
ПС 110 кВ Докучаево
Т-1
10
1975
42
Т-2
10
1975
42
49
ПС 110 кВ Каменка
Т-1
10
1990
27
Т-2
10
1977
40
50
ПС 110 кВ Листопадовка
Т-1
10
1989
28
Т-2
10
1989
28
51
ПС 110 кВ Народное
Т-1
16
1986
31
Т-2
10
2000
17
52
ПС 110 кВ Новохоперск
Т-1
10
1975
42
Т-2
16
1983
34
53
ПС 110 кВ Рождество
Т-1
6,3
1982
35
54
ПС 110 кВ Таловая-районная
Т-1
16
1986
31
Т-2
16
1991
26
55
ПС 110 кВ Терновка
Т-1
10
1983
34
Т-2
10
1967
50
56
ПС 110 кВ Химмаш
Т-1
16
1976
41
Т-2
16
1974
43
57
ПС 110 кВ Щучье
Т-1
6,3
1985
32
Т-2
6,3
1970
47
58
ПС 110 кВ Эртиль
Т-1
16
2009
8
Т-2
16
1979
38
59
ПС 110 кВ Калач-1
Т-1
25
1989
28
Т-2
25
1978
39
60
ПС 110 кВ Калач-2
Т-1
16
2007
10
Т-2
16
2007
10
61
ПС 110 кВ Бутурлиновка-1
Т-1
16
1971
46
Т-2
16
1975
42
62
ПС 110 кВ Бутурлиновка-2
Т-1
6,3
1979
38
Т-2
6,3
1985
32
63
ПС 110 кВ Нижний Кисляй
Т-1
10
1996
21
Т-2
10
1988
29
64
ПС 110 кВ Козловка
Т-1
2,5
1980
37
Т-2
6,3
1991
26
65
ПС 110 кВ Филиппенково
Т-1
6,3
1988
29
Т-2
6,3
1992
25
66
ПС 110 кВ Воробьевка
Т-1
16
1982
35
Т-2
16
1988
29
67
ПС 110 кВ Солонцы
Т-1
6,3
1970
47
Т-2
6,3
1985
32
68
ПС 110 кВ Калачеевская
Т-1
6,3
1990
27
69
ПС 110 кВ Манино
Т-1
16
1981
36
Т-2
16
1987
30
70
ПС 110 кВ Петропавловка
Т-1
10
1980
37
Т-2
10
1986
31
71
ПС 110 кВ Верхний Мамон
Т-1
16
1980
37
Т-2
10
1983
34
72
ПС 110 кВ Нижний Мамон
Т-1
2,5
1980
37
Т-2
6,3
1991
26
73
ПС 110 кВ Большая Казинка
Т-1
6,3
1985
32
74
ПС 110 кВ Дерезовка
Т-1
6,3
1988
29
75
ПС 110 кВ Осетровка
Т-1
6,3
1989
28
76
ПС 110 кВ Павловск-2
Т-1
25
1986
31
Т-2
25
1981
36
77
ПС 110 кВ Богучар
Т-1
16
1980
37
Т-2
16
1996
21
78
ПС 110 кВ с-з Радченский
Т-1
10
1990
27
79
ПС 110 кВ Опорная
Т-1
6,3
2006
11
Т-2
6,3
2006
11
80
ПС 110 кВ МЭЗ
Т-1
25
1984
33
Т-2
25
1987
30
81
ПС 110 кВ Давыдовка
Т-1
6,3
1966
51
Т-2
6,3
1982
35
82
ПС 110 кВ 2-я Пятилетка
Т-1
6,3
1976
41
Т-2
6,3
1984
33
83
ПС 110 кВ Лискинская
Т-1
10
1988
29
Т-2
16
1980
37
84
ПС 110 кВ АНП
Т-1
6,3
2009
8
Т-2
6,3
2009
8
85
ПС 110 кВ Добрино
Т-1
10
1990
27
86
ПС 110 кВ Острогожск-районная
Т-1
40,5
1963
54
Т-2
40,5
1963
54
87
ПС 110 кВ Коротояк
Т-1
6,3
1966
51
Т-2
10
1968
49
88
ПС 110 кВ Коршево
Т-1
6,3
1980
37
Т-2
6,3
1990
27
89
ПС 110 кВ Азовка
Т-1
10
1981
36
90
ПС 110 кВ Шишовка
Т-1
6,3
1968
49
91
ПС 110 кВ Хреновое
Т-1
16
1984
33
Т-2
6,3
1978
39
92
ПС 110 кВ Россошь
Т-1
16
1975
42
Т-2
16
1979
38
Т-3
40
1984
33
93
ПС 110 кВ Новая Калитва
Т-1
6,3
1966
51
94
ПС 110 кВ Старая Калитва
Т-1
6,3
1979
38
Т-2
6,3
1979
38
95
ПС 110 кВ Никоноровка
Т-1
2,5
1976
41
Т-2
6,3
1985
32
96
ПС 110 кВ ПТФ
Т-1
10
1984
33
Т-2
10
1991
26
97
ПС 110 кВ Кантемировка
Т-1
10
1975
42
Т-2
10
1986
31
98
ПС 110 кВ Бугаевка
Т-1
16
1988
29
99
ПС 110 кВ Каменка
Т-1
16
1993
24
Т-2
16
1993
24
100
ПС 110 кВ Подгорное-районная
Т-1
16
1996
21
Т-2
16
1996
21
101
ПС 110 кВ Радуга
Т-1
25
2015
2
Т-2
25
2015
2
102
ПС 110 кВ Студенческая
Т-1
16
2016
1
Т-2
16
2016
1
103
ПС 110 кВ Северная
Т-1
16
2016
1
Т-2
16
2016
1
104
ПС 110 кВ Курская
Т-1
10
2015
2
Т-2
10
2015
2
Таблица 1.3 - Перечень ЛЭП 220 кВ и выше энергосистемы Воронежской области, находящихся в эксплуатации филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - "Верхне-Донское ПМЭС"
N п/п
Наименование ВЛ
Протяженность (по трассе) (км)
Марка провода
Длительно допустимый ток ЛЭП при 25 °C (А)
Год ввода в эксплуатацию
Срок службы (на 01.01.2017) (лет)
1
ВЛ 500 кВ Балашовская - Липецкая Западная с отпайкой на Нововоронежскую АЭС (отпайка на Нововоронежскую АЭС)
88,43
3xАСО 480/60
2000
1959
58
2
ВЛ 500 кВ Нововоронежская АЭС - Воронежская
95,56
3xАС 400/51
2000
1972
45
3
ВЛ 500 кВ Борино - Воронежская
113,3
3xАС 400/51
1960
1972
45
4
ВЛ 500 кВ Нововоронежская АЭС - Донская N 1
2,24
3xАС-330/43
2000
1974
43
5
ВЛ 500 кВ Нововоронежская АЭС - Донская N 2
1,65
3xАС-330/44
2000
1976
41
6
ВЛ 500 кВ Донская - Донбасская
334,38
3xАС 330/43
1890
1974
43
7
ВЛ 500 кВ Донская - Старый Оскол N 1
102,5
3xАС 330/43
1960
1976
41
8
ВЛ 500 кВ Донская - Елецкая
212,2
3xАС 330/44
2000
1980
37
9
ВЛ 330 кВ Лиски - Валуйки
149,8
2xАС 240/32
1000
1969
48
10
ВЛ 220 кВ Донская - Лиски N 1
36,8
АС 300/39
710
1966
51
11
ВЛ 220 кВ Донская - Лиски N 2
37,227
АС-400/51
710
1987
30
12
ВЛ 220 кВ Донская - Латная
63,2
АС-240/32
605
1971
46
13
ВЛ 220 кВ Нововоронежская АЭС - Губкин
113,4
АС-400/64
600
1976
41
14
ВЛ 220 кВ Нововоронежская АЭС - Латная
59,3
АСО 240
605
1971
46
15
ВЛ 220 кВ Нововоронежская АЭС - Кировская с отпайкой на ПС Новая
45,2
АС-400
945
1961
56
16
ВЛ 220 кВ Нововоронежская АЭС - Южная с отпайкой на ПС Новая
38,2
АС-400
945
1961
56
17
ВЛ 220 кВ Новая - Южная
35,97
АС-400
825
1982
35
18
ВЛ 220 кВ Новая - Кировская
42,96
АС-400
825
1982
35
19
ВЛ 220 кВ Кировская-Пост-474-тяговая
141,2
АС-400
825
1961
56
20
ВЛ 220 кВ Южная - Усмань-тяговая
156,4
АС-500/64
945
1961
56
21
ВЛ 220 кВ Лиски - Бобров
46,5
АС 300/39
710
1978
39
22
ВЛ 220 кВ Лиски - Придонская N 1 с отпайкой на ПС Цементник
116,7
АС 300/39
710
1972
45
23
ВЛ 220 кВ Лиски - Придонская N 2 с отпайкой на ПС Цементник
100,4
АС 300/40
710
1972
45
24
ВЛ 220 кВ Лиски - Бобров
46,5
АС-300
710
2008
9
25
КЛ 220 кВ Донская - Новая N 1
1,9
Тайхан (Корея) CU/XLPE/CWS/FO/AL-FOIL/HDPE 1CX1600SQMM 220KV
825
2015
2
26
КЛ 220 кВ Донская - Новая N 2
1,92
825
2015
2
Таблица 1.4 - Перечень ЛЭП 110 кВ энергосистемы Воронежской области, находящихся в эксплуатации филиала ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго"
N п/п
Диспетчерское наименование линии
Протяженность (км)
Год ввода в эксплуатацию
Срок эксплуатации (на 01.01.2017) (лет)
1
ВЛ 110 кВ Придонская - Зориновка-тяговая с отпайкой на ПС Кантемировка
75,34
1963
54
2
ВЛ 110 кВ Старая Калитва-1
36,1
1978
39
3
ВЛ 110 кВ Придонская - Казинка с отпайкой на ПС Старая Калитва (ВЛ 110 кВ Старая Калитва-2)
50,5
1978
39
4
ВЛ 110 кВ Нововоронежская АЭС-Бобров N 1,2 с отпайкой на ПС Заводская (ВЛ 110 кВ Бобровская-1,2)
128,8
1963
54
5
ВЛ 110 кВ Бобров-Анна N 1 с отпайками (ВЛ 110 кВ Аннинская-1)
57
1964
53
6
ВЛ 110 кВ Бобров-Анна N 2 с отпайками (ВЛ 110 кВ Аннинская-2)
57
1974
43
7
ВЛ 110 кВ Бобров - Бобров-тяговая
12
1966
51
8
ВЛ 110 кВ Бобров - Таловая-районная с отпайкой на ПС Хреновое (ВЛ 110 кВ Бобров - Таловая-районная)
57,5
1966
51
9
ВЛ 110 кВ Лиски - Острогожск-районная с отпайками (ВЛ 110 кВ Острогожская-2)
47,9
1967
50
10
ВЛ 110 кВ Лиски-АНП
4,2
1967
50
11
ВЛ 110 кВ Острогожск-районная - АНП с отпайками (ВЛ 110 кВ Острогожск-АНП)
43,5
1967
50
12
ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск-районная I, II цепь (ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск-1,2)
81,82
1967
50
13
ВЛ 110 кВ Лиски - Каменка
114,9
1964
53
14
ВЛ 110 кВ Каменка - Подгорное-тяговая
2017
15
ВЛ 110 кВ Придонская - Подгорное-тяговая с отпайкой на Подгоренский цемзавод (ВЛ 110 кВ Придонская - Подгорное-тяговая)
2017
16
ВЛ 110 кВ Райновская-1, 2
31,1
1963
54
17
ВЛ 110 кВ Россошь-1, 2
20,2
1964
53
18
ВЛ 110 кВ Нововоронежская АЭС - Лиски-тяговая N 1,2 с отпайками (ВЛ 110 кВ Лискинская-1, 2)
75,68
1963
54
19
ВЛ 110 кВ Лиски-Лиски-тяговая N 1,2 (ВЛ 110 кВ Блочная-1, 2)
7
1963
54
20
ВЛ 110 кВ Павловская-1, 2
126,2
1980
37
21
ВЛ 110 кВ Балашовская - Восточная-1 (ВЛ 110 кВ Поворино-3)
51,1
1983
34
22
ВЛ 110 кВ Балашовская - Борисоглебск N 1,2 с отпайками (ВЛ 110 кВ Поворино-1, 2)
51,2
1962
55
23
ВЛ 110 кВ Борисоглебск - Восточная-1
5,1
1983
34
24
ВЛ 110 кВ Елань Колено-тяговая - НС-7 с отпайкой на ПС Большевик (ВЛ 110 кВ Елань Колено - НС-7)
16,45
1966
51
25
ВЛ 110 кВ Балашовская - НС-7 с отпайкой на ПС Новохоперск (ВЛ 110 кВ Балашовская - НС-7)
106,9
1966
51
26
ВЛ 110 кВ Елань Колено-тяговая - Половцево-тяговая с отпайками (ВЛ 110 кВ Елань Колено - Половцево)
57,1
1966
51
27
ВЛ 110 кВ Балашовская - Половцево-тяговая (ВЛ 110 кВ Балашовская - Половцево)
45,1
1966
51
28
ВЛ 110 кВ Елань Колено-тяговая - Таловая-тяговая (ВЛ 110 кВ Елань Колено - Таловая-тяговая)
44,4
1967
50
29
ВЛ 110 кВ Борисоглебск - Грибановка N 1 (ВЛ 110 кВ Грибановка-1)
19,2
1982
35
30
ВЛ 110 кВ Борисоглебск - Грибановка N 2 (ВЛ 110 кВ Грибановка-2)
19,2
1982
35
31
ВЛ 110 кВ Грибановка - Терновка N 2 с отпайкой на ПС Народное (ВЛ 110 кВ Терновка-2)
36,3
1963
54
32
ВЛ 110 кВ Грибановка - Терновка N 1 с отпайкой на ПС Народное (ВЛ 110 кВ Терновка-1)
41,5
1982
35
33
ВЛ 110 кВ Анна - Щучье
32,2
1966
51
34
ВЛ 110 кВ Щучье - Эртиль
31,8
1966
51
35
ВЛ 110 кВ Елань Колено-тяговая - Архангельское (ВЛ 110 кВ Елань Колено-Архангельское)
67,4
1979
38
36
ВЛ 110 кВ Архангельское - Эртиль
56,5
1979
38
37
ВЛ 110 кВ Грибановка - Верхний Карачан
18,86
1994
23
38
ВЛ 110 кВ Верхний Карачан - Листопадовка
24,13
1993
24
39
ВЛ 110 кВ Елань Колено-тяговая - Листопадовка (ВЛ 110 кВ Елань Колено-Листопадовка)
36,79
1994
23
40
ВЛ 110 кВ Докучаево-1
25,7
1974
43
41
ВЛ 110 кВ Химмаш-1,2
4,6
1976
41
42
ВЛ 110 кВ Таловая-тяговая - Таловая-районная
6,5
1986
31
43
ВЛ 110 кВ Байчурово-тяговая - Каменка (ВЛ 110 кВ Байчурово-Каменка)
0,3
1978
39
44
ВЛ 110 кВ Докучаево-2
29
1993
24
45
ВЛ 110 кВ Елань Колено-тяговая - Бобров-тяговая с отпайкой на ПС Хреновое (ВЛ 110 кВ Елань Колено-Бобров-тяговая)
41,6
1967
50
46
ВЛ 110 кВ Анна - Анна-2 (ВЛ 110 кВ Анна-3)
3,99
1994
23
47
ВЛ 110 кВ Анна-2 - Таловая-районная
64,65
1998
19
48
ВЛ 110 кВ Калач-1 - Манино
34,74
1987
30
49
ВЛ 110 кВ Бутурлиновка 1 - Филиппенково
4,6
1966
51
50
ВЛ 110 кВ Верхний Мамон - Осетровка
19,27
1978
39
51
ВЛ 110 кВ Калач-1 - Филиппенково с отпайками (ВЛ 110 кВ Калач-1 - Филиппенково)
55,48
1966
51
52
ВЛ 110 кВ Новая Калитва - Опорная с отпайкой на ПС Дерезовка (ВЛ 110 кВ Новая Калитва - Опорная)
43,28
1988
29
53
ВЛ 110 кВ Верхний Мамон - Казинка
25,92
1977
40
54
ВЛ 110 кВ Манино - Искра
25,72
1993
24
55
ВЛ 110 кВ Опорная - Осетровка с отпайкой на ПС Богучар (ВЛ 110 кВ Опорная - Осетровка)
27,49
1978
39
56
ВЛ 110 кВ Нижний Мамон - Петропавловка
36,98
1979
38
57
ВЛ 110 кВ Верхний Мамон - Нижний Мамон
11,98
1979
38
58
ВЛ 110 кВ Калач-1 - Верхний Мамон
65,7
1980
37
59
ВЛ 110 кВ Бобров - Бутурлиновка-2 N 2 с отпайками (ВЛ 110 кВ Бутурлиновская-2)
57,4
1963
54
60
ВЛ 110 кВ Бобров - Бутурлиновка-2 N 1 с отпайками (ВЛ 110 кВ Бутурлиновская-1)
58,4
1979
38
61
ВЛ 110 кВ Бутурлиновка-2 - Бутурлиновка-1
4,68
1963
54
62
ВЛ 110 кВ Бутурлиновка-2 - Калач-2 с отпайками (ВЛ 110 кВ Бутурлиновка-2-Калач-2)
60,28
1983
34
63
ВЛ 110 кВ Калач-1 - Калач-2
7,68
1983
34
64
ВЛ 110 кВ Калач-1 - Калачеевская
10,32
1990
27
65
ВЛ 110 кВ Петропавловка - Калачеевская
39,9
1990
27
66
ВЛ 110 кВ Опорная - с/з Радченский
37,04
1991
26
67
ВЛ 110 кВ Опорная - Богучар
3,27
1991
26
68
ВЛ-110-1
46,18
1980
37
69
ВЛ-110-2
43,69
1980
37
70
ВЛ 110 кВ Воронежская ТЭЦ-1 - Южная N 3 с отпайками (ВЛ-110-3)
29,92
1959
58
71
ВЛ 110 кВ Воронежская ТЭЦ-1 - Южная N 4 с отпайками (ВЛ-110-4)
4,7
1959
58
72
ВЛ 110 кВ Воронежская ТЭЦ-1 - ДСК N 5 с отпайками (ВЛ-110-5)
14,92
1959
58
73
ВЛ 110 кВ Воронежская ТЭЦ-1 - Западная N 6 с отпайками (ВЛ-110-6)
14,92
1959
58
74
ВЛ 110 кВ ДСК - Западная N 6А (ВЛ-110-6А)
2,3
1964
53
75
ВЛ 110 кВ Латная - ДСК N 7 с отпайкой на ПС Семилуки (ВЛ-110-7)
18,82
1989
28
76
ВЛ 110 кВ Латная - ДСК N 8 с отпайкой на ПС Семилуки (ВЛ-110-8)
18,82
1989
28
77
ВЛ 110 кВ Южная - ДСК N 9 с отпайками (ВЛ-110-9)
29,79
1964
53
78
ВЛ 110 кВ Южная - ДСК N 10 с отпайками (ВЛ-110-10)
29,79
1964
53
79
ВЛ 110 кВ Воронежская - Кировская N 11 с отпайкой на ПС Восточная (ВЛ-110-11)
21,67
1965
52
80
ВЛ 110 кВ Воронежская - Кировская N 12 с отпайкой на ПС Восточная (ВЛ-110-12)
21,67
1965
52
81
ВЛ 110 кВ Воронежская ТЭЦ-2 - ДСК N 13 с отпайками (ВЛ-110-13)
7,07
1963
54
82
ВЛ 110 кВ Воронежская ТЭЦ-2 - ДСК N 14 с отпайками (ВЛ-110-14)
7,07
1963
54
83
ВЛ-110-15
7,9
1968
49
84
ВЛ-110-16
7,9
1968
49
85
ВЛ-110-17
51
1968
49
86
ВЛ 110 кВ Анна - Прогресс (ВЛ-110-18)
17,5
1971
46
87
ВЛ-110-19
7,2
1973
44
88
ВЛ 110 кВ Верхняя Хава - Панино (ВЛ-110-20)
44,4
1995
22
89
ВЛ-110-21,22
12,2
1988
29
90
ВЛ 110 кВ N 23 Воронежская ТЭЦ-1 - ПС N 6 с отпайкой на ПС N 2 (ВЛ-110-23)
5,3
1988
29
91
ВЛ 110 кВ N 24 Воронежская ТЭЦ-1 - ПС N 6 с отпайкой на ПС N 2 (ВЛ-110-24)
5,3
1988
29
92
ВЛ 110 кВ Латная - Подгорное N 25 с отпайками (ВЛ-110-25)
24,5
1976
41
93
ВЛ 110 кВ Латная - Подгорное N 26 с отпайками (ВЛ-110-26)
24,5
1976
41
94
ВЛ 110 кВ Подгорное - СХИ N 27 с отпайками (ВЛ-110-27)
6,25
1976
41
95
ВЛ 110 кВ Подгорное - СХИ N 28 с отпайками (ВЛ-110-28)
6,25
1976
41
96
ВЛ-110-29
52,86
1977
40
97
ВЛ-110-30
52,86
1977
40
98
ВЛ 110 кВ Отрожка - СХИ N 31 (ВЛ-110-31)
5
1977
40
99
ВЛ 110 кВ Отрожка - СХИ N 32 (ВЛ-110-32)
5
1977
40
100
ВЛ-110-34
2,4
1995
22
101
ВЛ 110 кВ Кировская - Верхняя Хава N 35 с отпайками (ВЛ-110-35)
40,05
1982
35
102
ВЛ 110 кВ Кировская - Верхняя Хава N 36 с отпайками (ВЛ-110-36)
40,05
1982
35
103
ВЛ 110 кВ Панино - Прогресс (ВЛ-110-37)
11
1971
46
104
ВЛ-110-38
20,22
1995
22
105
ВЛ 110 кВ Кировская - Южная N 39 с отпайкой на ПС ВШЗ-2 (ВЛ-110-39)
8,52
1983
34
106
ВЛ 110 кВ Кировская - Южная N 40 с отпайкой на ПС ВШЗ-2 (ВЛ-110-40)
8,52
1983
34
107
ВЛ-110-41,42
9,6
1987
30
108
ВЛ-110-43
4,1
1987
30
109
ВЛ-110-44
4,9
1987
30
110
ВЛ 110 кВ Воронежская - Кировская N 45 (ВЛ-110-45)
19,3
1986
31
111
ВЛ 110 кВ Воронежская - Кировская N 46 (ВЛ-110-46)
19,3
1986
31
112
ВЛ-110-47,48
70,2
1988
29
113
ВЛ 110 кВ Воронежская - Отрожка N 49 с отпайками (ВЛ-110-49)
17,5
1976
41
114
ВЛ 110 кВ Воронежская - Отрожка N 50 с отпайками (ВЛ-110-50)
17,5
1976
41
115
ВЛ 110 кВ Воронежская - Отрожка N 51 с отпайками (ВЛ-110-51)
20,16
1965
52
116
ВЛ 110 кВ Воронежская - Отрожка N 52 с отпайками (ВЛ-110-52)
20,16
1965
52
117
ВЛ 110 кВ Хохольская цепь 1,2
31,2
1988
29
118
ВЛ 110 кВ Колодезная-1, Колодезная-2
32
2004
13
119
КЛ 110 кВ Калининская - Центральная N 1 и N 2
3,4
2010
7
120
КЛ 110 кВ N 2 - Центральная N 1 и N 2
6,83
2013
4
121
КЛ Подгорное - Студенческая N 1 и N 2
12,1
2015
2
Таблица 1.5 - Перечень потребительских подстанций (включая подстанции ОАО "РЖД") на территории Воронежской области по состоянию на 01.01.2017
N п/п
Наименование подстанции
Наименование собственника
Трансформатор
Номинальная мощность (МВА)
Воронежский участок
1
ПС 110 кВ АВИО
ПАО "ВАСО"
Т-1
25
2
Т-2
25
3
ПС 110 кВ ГОО
ООО УК "Рудгормаш"
Т-1
16
4
Т-2
25
5
ПС 110 кВ ВЗР
ОАО "ВЭКС" Воронежский экскаватор
Т-1
40
6
Т-2
32
7
ПС 110 кВ N 17 КБХА
АО "КБХА"
Т-1
63
8
Т-2
63
9
ПС 110 кВ ППС
АО "Юго-Запад транснефтепродукт"
Т-1
10
10
Т-2
10
11
ПС 110 кВ Строительная
АО "Концерн Росэнергоатом"
Т-1
10
12
ПС 110 кВ Жилпоселковая
АО "Концерн Росэнергоатом"
Т-1
10
13
Т-2
10
14
ПС 110 кВ ГПП-1
АО "Воронежсинтезкаучук"
Т-1
31,5
15
Т-2
31,5
16
ПС 110 кВ ГПП-2
АО "Воронежсинтезкаучук"
Т-1
32
17
Т-2
32
18
ПС 110 кВ ГПП-3
АО "Воронежсинтезкаучук"
Т-1
32
19
Т-2
32
20
ПС 110 кВ ГПП-4
АО "Воронежсинтезкаучук"
Т-1
25
21
Т-2
25
22
ПС 110 кВ ЗАК
ООО "ТеплоЭнергоГаз"
Т-1
40
23
Т-2
25
24
ПС 110 кВ Воронежстальмост
ЗАО "Воронежстальмост"
Т-1
6,3
25
Т-2
6,3
26
ПС 110 кВ N 48 Дружба
ОАО "Видеофон"
Т-1
25
27
Т-2
25
28
ПС 110 кВ Жилзона
АО "Концерн Росэнергоатом"
Т-1
25
29
Т-2
25
30
ПС 110 кВ Заводская
ООО "Бунге СНГ"
Т-1
10
31
Т-2
10
32
ПС 110 кВ Подгорная-2
ООО "Стройинвест Лайн"
Т-1
25
33
Т-2
25
34
ПС 110 кВ Отрожка-тяговая
ОАО "РЖД"
Т-1
40
35
Т-2
40
36
ПС 110 кВ Колодезная-тяговая
ОАО "РЖД"
Т-1
40
37
Т-2
40
38
ПС 110 кВ Коминтерновская
ООО "Крона"
Т-1
40
39
Т-2
31,5
40
Т-3
31,5
41
ПС 110 кВ Индустриальная
АО "ВИНКО"
Т-1
40
42
Т-2
40
Лискинский участок
43
ПС 110 кВ ЗМЗ
ЗАО "Лискимонтажконструкция"
Т-1
16
44
Т-2
16
45
ПС 110 кВ РЭАЗ
МУП "Россошанская горэлектросеть"
Т-1
10
46
Т-2
10
47
ПС 110 кВ Подгоренский цемзавод
ЗАО "Подгоренский цементник"
Т-1
10
48
Т-2
10
49
ПС 110 кВ Кислотная
АО "Минудобрения"
Т-1
40
50
Т-2
40
51
ПС 110 кВ Азотная
АО "Минудобрения"
Т-1
63
52
Т-2
63
53
ПС 110 кВ НС-8
ПАО "Трансаммиак" филиал "Воронежское управление"
Т-1
6,3
54
Т-2
6,3
55
ПС 110 кВ Лиски-тяговая
ОАО "РЖД"
Т-1
40,5
56
Т-2
40
57
Т-3
40
58
ПС 110 кВ Острогожск-тяговая
ОАО "РЖД"
Т-1
20
59
Т-2
40
60
ПС 110 кВ Журавка-тяговая
ОАО "РЖД"
Т-1
20
61
Т-2
40
62
ПС 110 кВ Райновская-тяговая
ОАО "РЖД"
Т-1
40
63
Т-2
40
64
ПС 110 кВ Подгорное-тяговая
ОАО "РЖД"
Т-1
40
65
Т-2
40
66
ПС 110 кВ Евдаково-тяговая
ОАО "РЖД"
Т-1
20
67
Т-2
40
68
ПС 110 кВ Строительная НВАЭС-2
АО "Концерн Росэнергоатом"
Т-1
10
69
Т-2
10
70
ПС 110 кВ Сергеевка-тяговая
ОАО "РЖД"
Т-1
40
71
Т-2
40
Борисоглебский участок
72
ПС 220 кВ Бобров-тяговая
ОАО "РЖД"
Т-1
40
73
Т-2
40
74
ПС 110 кВ НС-7
"Воронежское управление" филиал ПАО "Трансаммиак"
Т-1
6,3
75
Т-2
6,3
76
ПС 110 кВ Байчурово-тяговая
ОАО "РЖД"
Т-1
40
77
Т-2
40
78
ПС 110 кВ Поворино-тяговая
ОАО "РЖД"
Т-1
40
79
Т-2
20
80
ПС 110 кВ Таловая-тяговая
ОАО "РЖД"
Т-1
40
81
Т-2
40
82
ПС 110 кВ Елань Колено-тяговая
ОАО "РЖД"
Т-1
40
83
Т-2
40
84
ПС 110 кВ Половцево-тяговая
ОАО "РЖД"
Т-1
20
85
Т-2
20
Калачеевский участок
86
ПС 110 кВ Павловск-2
ОАО "Павловск Неруд"
Т-1
25
87
Т-2
25
88
ПС 110 кВ Павловск-4
ОАО "Павловск Неруд"
Т-1
40
89
Т-2
16
90
Т-3
16
91
Т-4
40
Таблица 1.6 - Перечень существующего трансформаторного оборудования 110 кВ и выше субъектов генерации на территории Воронежской области по состоянию на 01.01.2017
N п/п
Наименование электростанции
Собственник
Трансформатор
Напряжение (кВ)
Номинальная мощность (МВА)
1
Нововоронежская АЭС
АО "Концерн Росэнергоатом"
АТ-1
220/110/6
200
2
АТ-3
220/110/6
200
3
Т-9
220/15,75
250
4
Т-10
220/15,75
250
5
АТ-11
500/220/15,75
501
6
АТ-12
500/220/15,75
501
7
АТ-13
500/20
630
8
АТ-14
500/20
630
9
20Т
110/6
31,5
10
30Т
220/6
32
11
60Т
110/6
32
12
ПС 500 кВ Новая
АО "Концерн Росэнергоатом"
АТ-15
500/220/10
501
13
АТ-16
500/220/10
501
14
70Т
220/6
63
15
ПС 500 кВ Донская
АО "Концерн Росэнергоатом"
АТ1
500/220
500
16
АТ2
500/220
500
17
Воронежская ТЭЦ-1
ПАО "Квадра"
Т-3
110/35/6
40
18
Т-4
110/35/6
40
19
Т-5
110/6
40
20
Т-6
110/6
40,5
21
Т-7
110/35/6
40,5
22
ТСВ-3
110/6
25
23
Т-9
110/6
40
24
Воронежская ТЭЦ-2
ПАО "Квадра"
Т-1
110/10
63
25
Т-2
110/10
63
26
Т-3
110/10
40
27
ТС-1
110/6
20
28
ТС-2
110/35/6
15
29
ТС-3
110/6
25
Принятые сокращения
АТ - автотрансформатор;
АЭС - атомная электростанция;
БСК - батарея статических конденсаторов;
В - выключатель;
ВИЭ - возобновляемые источники энергии;
ВЛ - воздушная линия;
ВРП - валовый региональный продукт;
ГВС - горячее водоснабжение;
ДЗО - дочерние и зависимые общества;
ЕЭС - единая энергетическая система;
ЗАО - закрытое акционерное общество;
кВт - киловатт;
кВт·ч - киловатт в час;
КЗ - короткое замыкание;
КЛ - кабельная линия;
ЛЭП - линия электропередачи;
МВА - мегавольт-ампер;
Мвар - мегавар;
МВт - мегаватт;
МКП - муниципальное казенное предприятие;
МУП - муниципальное унитарное предприятие;
НПО - научно-производственное объединение;
ОАО - открытое акционерное общество;
АО - акционерное общество;
ОКВЭД - общероссийский классификатор видов экономической деятельности;
ООО - общество с ограниченной ответственностью;
ОРУ - открытое распределительное устройство;
ОЭС - объединенная энергетическая система;
ПГУ - парогазовая установка;
ПМЭС - предприятие магистральных электрических сетей;
ПС - подстанция;
РДУ - региональное диспетчерское управление;
РЗА - релейная защита и автоматика;
РПН - регулирование под нагрузкой;
РУ - распределительное устройство;
СВ - секционный выключатель;
СВМ - схема выдачи мощности;
сек. - секция шин;
СМР - строительно-монтажные работы;
СШ - система шин;
т у.т. - тонна условного топлива
ТКЗ - ток короткого замыкания;
Т - трансформатор;
ТТ - трансформатор тока;
ТП - технологическое присоединение;
ТУ - технические условия;
ТЭР - топливно-энергетический ресурс;
ТЭС - тепловая электростанция;
ТЭЦ - теплоэлектроцентраль;
уч. - участок;
ФГУП - федеральное государственное унитарное предприятие;
ЦП - центр питания;
ШСВ - шиносоединительный выключатель;
Iддтн - длительно допустимый ток нагрузки;
Iном - номинальный ток.
Приложение N 2
к схеме и программе
перспективного развития электроэнергетики
Воронежской области на 2018 - 2022 годы
ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ ВОРОНЕЖСКОЙ ОБЛАСТИ
НАПРЯЖЕНИЕМ 110 КВ И ВЫШЕ НА ПЕРСПЕКТИВУ 2022 ГОДА
Приложение N 3
к схеме и программе
перспективного развития электроэнергетики
Воронежской области на 2018 - 2022 годы
СХЕМА РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ В ВОРОНЕЖСКОЙ ОБЛАСТИ
НА 2018 - 2020 ГОДЫ
Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций
напряжением 110 кВ и выше и электростанций Воронежской
области в соответствии с базовым прогнозом потребления
электрической энергии и мощности
Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций
напряжением 110 кВ и выше и электростанций города Воронежа
в соответствии с базовым прогнозом потребления
электрической энергии и мощности
ГУБЕРНАТОР ВОРОНЕЖСКОЙ ОБЛАСТИ
УКАЗ
от 13 ноября 2017 г. N 463-у
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ ПЕРСПЕКТИВНОГО РАЗВИТИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ВОРОНЕЖСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2018 - 2022 ГОДЫ
В соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" постановляю:
1. Утвердить прилагаемую схему и программу перспективного развития электроэнергетики Воронежской области на 2018 - 2022 годы.
2. Признать утратившим силу указ губернатора Воронежской области от 10 ноября 2016 года N 410-у "Об утверждении схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Воронежской области на 2017 - 2021 годы".
3. Настоящий указ вступает в силу с 01 января 2018 года.
4. Контроль за исполнением настоящего указа возложить на заместителя председателя правительства Воронежской области Шабалатова В.А.
Исполняющий обязанности
губернатора Воронежской области
Г.И.МАКИН
Утверждена
указом
губернатора Воронежской области
от 13.11.2017 N 463-у
СХЕМА И ПРОГРАММА
ПЕРСПЕКТИВНОГО РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
ВОРОНЕЖСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2018 - 2022 ГОДЫ
Введение
Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Воронежской области на 2018 - 2022 годы (далее - СиПРЭ Воронежской области) разработана в соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики", Методическими рекомендациями по разработке Схемы и программы развития электроэнергетики субъекта Российской Федерации на 5-летний период (доработанная редакция), принятыми на совещании по вопросу разработки схем и программ развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации под председательством заместителя Министра энергетики Российской Федерации, заместителя руководителя Правительственной комиссии по обеспечению безопасности электроснабжения (Федеральный штаб) А.Н. Шишкина (протокол Минэнерго России от 09.11.2010 N АШ-369пр), Правилами устройства электроустановок (далее - ПУЭ) (7-е издание), Методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем, утвержденными Приказом Минэнерго России от 30.06.2003 N 281.
Основными целями разработки СиПРЭ Воронежской области 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 Воронежской области.
Задачами формирования СиПРЭ Воронежской области являются:
- обеспечение надежного функционирования энергосистемы Воронежской области в составе Единой энергетической системы России в долгосрочной перспективе;
- обеспечение баланса между производством и потреблением электроэнергии в энергосистеме Воронежской области, в том числе предотвращение возникновения локальных дефицитов производства электрической энергии и мощности и ограничения пропускной способности электрических сетей;
- скоординированное планирование строительства и ввода в эксплуатацию, а также вывода из эксплуатации объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;
- 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;
- обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса, транспортной инфраструктуры, программ (схем) территориального планирования и схем и программ перспективного развития электроэнергетики.
Основными принципами формирования СиПРЭ Воронежской области являются:
- экономическая эффективность решений, предлагаемых в СиПРЭ Воронежской области, основанная на оптимизации режимов работы энергосистемы Воронежской области;
- применение новых технологических решений при формировании долгосрочных схем и программ перспективного развития электроэнергетики;
- скоординированность СиПРЭ Воронежской области и инвестиционных программ субъектов электроэнергетики;
- скоординированное развитие магистральной и распределительной сетевой инфраструктуры;
- скоординированное развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;
- публичность и открытость государственных инвестиционных стратегий и решений.
СиПРЭ Воронежской области сформирована на основании:
- Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы;
- прогноза спроса на электрическую энергию и мощность по Воронежской области и основным крупным узлам нагрузки, расположенным на территории Воронежской области;
- ежегодного отчета о функционировании Единой энергетической системы России и данных мониторинга исполнения схем и программ перспективного развития электроэнергетики;
- сведений о заключенных договорах на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей;
- предложений АО "СО ЕЭС" по развитию распределительных сетей, в том числе по перечню и размещению объектов электроэнергетики, полученных на основе результатов использования перспективной расчетной модели энергосистемы Воронежской области, а также предложений сетевых организаций и органов исполнительной власти Воронежской области по развитию электрических сетей и объектов генерации на территории Воронежской области.
СиПРЭ Воронежской области содержит программу развития электроэнергетики, включающую в себя в отношении каждого года планирования:
- схему развития электроэнергетики Воронежской области;
- прогноз спроса на электрическую энергию и мощность, разрабатываемый АО "СО ЕЭС" по субъектам Российской Федерации, региональным энергосистемам и основным крупным узлам нагрузки, расположенным на территории субъекта Российской Федерации, в том числе на основе данных о максимальных объемах потребления по узловым подстанциям, представляемых сетевыми организациями;
- перспективные балансы производства и потребления электрической энергии и мощности в границах Воронежской области;
- иные сведения о перспективном развитии электроэнергетики Воронежской области.
СиПРЭ Воронежской области подлежит к использованию в качестве:
- основы для разработки инвестиционных программ распределительных сетевых компаний;
- основы для разработки схем выдачи мощности региональных электростанций.
1. Общая характеристика Воронежской области
Воронежская область - субъект Российской Федерации, расположенный в европейской части страны. Входит в состав Центрального федерального округа. На севере Воронежская область граничит с Тамбовской и Липецкой областями, на востоке - с Волгоградской и Саратовской областями, на юге - с Ростовской областью и Луганской областью Украины, и на западе - с Курской и Белгородской областями.
Воронежская область занимает территорию 52,2 тыс. км2. Протяженность с севера на юг составляет 277,5 км, с запада на восток - 352,0 км.
Численность населения области на 01.01.2017 составляла 2335,408 тыс. чел. Удельный вес городского населения - 67,3%, плотность населения - 44,7 чел./км2.
Административный центр области - город Воронеж - расположен в 587 км к югу от Москвы. Число муниципальных районов - 31, число городских округов - 3. Городские и сельские поселения Воронежской области с численностью населения более 5 тыс. чел. представлены в таблице 1. На рисунке 1 представлено административно-территориальное деление территории Воронежской области с указанием административных центров.
Таблица 1 - Городские и сельские поселения Воронежской области с численностью населения более 5 тыс. человек (по состоянию на 01.01.2017)
Административно-территориальные единицы
Численность (тыс. человек)
Городской округ город Воронеж
1039,801
Борисоглебский городской округ
74,154
Городской округ город Нововоронеж
31,607
Аннинское городское поселение
16,438
Городское поселение - город Бобров
21,269
Хреновское сельское поселение
5,032
Городское поселение - город Богучар
11,295
Бутурлиновское городское поселение
24,721
Верхнемамонское сельское поселение
7,699
Верхнехавское сельское поселение
8,598
Углянское сельское поселение
6,079
Воробьевское сельское поселение
6,290
Грибановское городское поселение
15,169
Городское поселение - город Калач
19,592
Заброденское сельское поселение
9,172
Каменское городское поселение
8,375
Кантемировское городское поселение
11,103
Митрофановское сельское поселение
5,493
Колодезянское сельское поселение
6,620
Городское поселение - город Лиски
54,480
Давыдовское городское поселение
6,155
Нижнедевицкое сельское поселение
5,646
Воленское сельское поселение
8,004
Орловское сельское поселение
5,340
Отрадненское сельское поселение
8,195
Усманское 1-е сельское поселение
15,375
Усманское 2-е сельское поселение
19,268
Городское поселение - город Новохоперск
17,016
Коленовское сельское поселение
5,842
Ольховатское городское поселение
12,913
Городское поселение - город Острогожск
33,637
Городское поселение - город Павловск
25,047
Воронцовское сельское поселение
5,185
Панинское городское поселение
6,397
Городское поселение - город Поворино
17,095
Песковское сельское поселение
6,487
Подгоренское городское поселение
9,742
Рамонское городское поселение
9,533
Айдаровское сельское поселение
5,069
Репьевское сельское поселение
5,477
Городское поселение - город Россошь
62,884
Городское поселение - город Семилуки
26,797
Латненское городское поселение
7,379
Девицкое сельское поселение
5,780
Землянское сельское поселение
5,367
Таловское городское поселение
11,485
Терновское сельское поселение
5,356
Хохольское городское поселение
12,499
Городское поселение - город Эртиль
11,955
Рисунок 1 - Административно-территориальное деление
Воронежской области
Воронежская область расположена в центральной части Русской равнины. Климат на территории области умеренно-континентальный со среднегодовой температурой от плюс 5,0 °C на севере области до плюс 6,5 °C на юге. Среднеиюльская температура изменяется от плюс 19,5 °C до плюс 21,7 °C, средняя январская температура от минус 8,1 °C до минус 10,7 °C. На северо-западе выпадает от 450 мм осадков, до 600 мм на юго-востоке. Большая часть области расположена в лесостепной зоне. На юго-востоке преобладает степная зона. На территории области расположено 738 озер и 2408 прудов, протекает 1343 реки длиной более 10 км. Главной водной артерией Воронежской области является река Дон с притоками.
Преимущество экономико-географического положения определяется близостью индустриально-развитых районов, развитой транспортной системой, обеспечивающей устойчивые экономические связи не только с районами России, но и со странами ближнего зарубежья. Через г. Воронеж проходит несколько крупных автомобильных трасс: Москва - Астрахань, Москва - Ростов, Курск - Саратов.
Воронежская область находится на пересечении железнодорожных магистралей, связывающих между собой районы центра России, Северного Кавказа и Украины, через нее проходят грузопотоки с юга России в Центр Европейской части. В 2017 году введена в эксплуатацию железнодорожная линия в обход Украины - двухпутная электрифицированная железнодорожная линия протяженностью 137,5 км в стороне от государственной границы России и Украины, которая в перспективе рассматривается в качестве элемента инфраструктуры проектируемой высокоскоростной магистрали "Москва - Адлер". 07.08.2017 открыто рабочее движение. 20.09.2017 открыто регулярное грузовое движение. Эксплуатационная длина железнодорожных путей Юго-Восточной железной дороги (ЮВЖД) филиала ОАО "Российские железные дороги" в границах Воронежской области составляет 1286 км (в т.ч. 858 км электрифицированных путей).
В таблице 2 приведена структура ВРП Воронежской области по видам экономической деятельности. В структуре ВРП основными видами экономической деятельности являлись: оптовая и розничная торговля, ремонт автотранспортных средств, мотоциклов, бытовых изделий и предметов личного пользования - 20,46%; обрабатывающие производства - 14,5%, сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство - 15,3%, операции с недвижимым имуществом, аренда и предоставление услуг - 16,13%, транспорт и связь - 7,6%.
Таблица 2 - Структура ВРП Воронежской области по видам экономической деятельности за 2015 год <1>
--------------------------------
<1> Данные за 2016 год на момент разработки настоящей работы отсутствуют.
Вид экономической деятельности
Доля в структуре валового регионального продукта, в процентах
Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство
15,3
Добыча полезных ископаемых
0,45
Обрабатывающие производства
14,5
Производство и распределение электроэнергии, газа и воды
2,92
Строительство
8,84
Оптовая и розничная торговля; ремонт автотранспортных средств, мотоциклов, бытовых изделий и предметов личного пользования
20,46
Гостиницы и рестораны
0,78
Транспорт и связь
7,6
Финансовая деятельность
0,24
Операции с недвижимым имуществом, аренда и предоставление услуг
16,13
Государственное управление и обеспечение военной безопасности; обязательное социальное страхование
4,67
Образование
3,63
Здравоохранение и предоставление социальных услуг
3,42
Предоставление прочих коммунальных, социальных и персональных услуг
1,05
Структура хозяйства Воронежской области имеет индустриально-аграрный характер.
Особенностью промышленности Воронежской области является преобладание обрабатывающей промышленности (80% от суммарного объема отгруженных товаров всеми предприятиями промышленных видов деятельности), а также значительная доля электроэнергетики (17% от суммарного объема отгруженных товаров всеми предприятиями промышленных видов деятельности). Значительная доля промышленных предприятий Воронежской области, в особенности машиностроительного сектора, расположена в г. Воронеже.
Обрабатывающая промышленность представлена производством пищевых продуктов (40% от производимых товаров предприятий обрабатывающей промышленности), химическим производством (более 16%), производством машин и оборудования (8%), производством электрооборудования, электронного и оптического оборудования (7%).
Так как основную территорию Воронежской области занимают черноземы, то ведущую роль в экономике области играет пищевая промышленность, что обусловлено высоким уровнем развития сельского хозяйства. Она представлена в основном сахарной, хлебопекарной, мясной, молочной и маслобойно-жировой отраслями. Компания ООО "Продимекс-Холдинг" занимает ведущее место в производстве сахарного песка, в его состав входят сахарные заводы в Новохоперском, Калачеевском, Панинском, Хохольском, Ольховатском, Аннинском районах, а также в г. Эртиле и г. Лиски. Значительную долю рынка молочных продуктов занимает АО "Молвест". Компании принадлежат молочные заводы в г. Воронеж, Богучарском, Калачеевском, Новохоперском, Хохольском, Верхнемамонском районах. Производство рафинированных масел в области на 80% сосредоточено в ЗАО "Группа компаний "Маслопродукт". В Каширском районе расположен маслоэкстракционный завод ООО "Бунге СНГ". Крупнейшая кондитерская фабрика - ОАО "Воронежская кондитерская фабрика" - расположена в г. Воронеже.
Крупнейшими предприятиями химической промышленности являются АО "Минудобрения", АО "Воронежсинтезкаучук", ЗАО "Воронежский шинный завод". АО "Минудобрения" (г. Россошь) - единственный в Центрально-Черноземном районе производитель минеральных удобрений. АО "Воронежсинтезкаучук" (г. Воронеж) является крупнейшим в России предприятием по производству каучуков. Экспортирует свою продукцию в страны Европы и Азии. На предприятии ЗАО "Воронежский шинный завод" располагается крупнейший в Европе производственно-технологический комплекс по выпуску шин для велосипедов, мотоциклов и транспортной техники.
Ведущими предприятиями машиностроения являются ПАО "ВАСО", Воронежский механический завод - филиал ФГУП "ГКНПЦ им. М.В. Хруничева", ООО УК "Рудгормаш", Воронежский вагоноремонтный завод - филиал АО "Вагонреммаш", Воронежский тепловозоремонтный завод - филиал АО "Желдорреммаш", АО "Борхиммаш". ПАО "ВАСО" специализируется на выпуске гражданских магистральных лайнеров, производит самолеты ИЛ-96, АН-148, комплектующие к SSJ-100. Воронежский механический завод - филиал ФГУП "ГКНПЦ им. М.В. Хруничева" изготавливает двигатели для ракет-носителей, долговременных орбитальных станций. ООО УК "Рудгормаш" - предприятие по выпуску бурового, обогатительного и погрузо-доставочного оборудования для нужд горнодобывающей промышленности. АО "Борхиммаш" (г. Борисоглебск) является одним из крупнейших российских предприятий по выпуску оборудования для нефтехимической промышленности (теплообменное оборудование, аппараты воздушного охлаждения).
Ведущим предприятием-изготовителем электронного оборудования является АО "ВЗПП-Микрон" (г. Воронеж), которое производит кристаллы силовых дискретных компонентов, а также различные типы цифровых и аналоговых интегральных схем.
Строительная индустрия в основном обеспечивает внутренние потребности области. Минерально-сырьевые ресурсы представлены промышленными запасами огнеупорных глин, отдельных видов строительных материалов, среди которых тонкозернистые пески, пригодные для производства силикатобетонных изделий, глины и суглинки, идущие на изготовление керамзита, черепицы и кирпича. ОАО "Павловск Неруд" крупнейшее в России предприятие по добыче и производству нерудных материалов. Основу продукции составляют гранитный щебень, строительный камень, песок.
В настоящее время на территории Воронежской области функционируют следующие индустриальные парки: "Масловский" (с. Масловское, Новоусманский район), "Лискинский" (г. Лиски), "Бобровский" (г. Бобров), "Перспектива" (Новоусманский район), "RusLandGroup" (г. Воронеж).
Индустриальный парк "Масловский" расположен на границе городского округа Воронеж и территории Новоусманского муниципального района. Парк занимает территорию площадью 598 га земель промышленного назначения (с перспективой расширения до 2300 га). Специализацией парка является машиностроение и металлообработка. Основные существующие резиденты индустриального парка "Масловский":
- ООО "Воронежсельмаш" (производство сельскохозяйственных машин и оборудования);
- ООО "Сименс Трансформаторы" (завод по производству силовых трансформаторов);
- ООО УСК "СпецСтальТехМонтаж" (завод по производству металлоконструкций);
- АО "ОФС РУС ВОКК" (завод по производству волоконно-оптического кабеля связи);
- ООО "ВЫБОР-ОБД" (завод объемно-блочного домостроения);
- ООО "Армакс групп" (строительство производственно-логистического комплекса);
- ООО ПК "Ангстрем" (производственный комплекс по производству мебели);
- ООО "ЛС" (проект специализированного логистического комплекса для семенной продукции и средств защиты растений);
- ООО "Парк А" (реализация проекта логистического комплекса);
- АО "ЭМ-СИ-ВОРОНЕЖ" (создание завода по выпуску стекла первого гидролитического класса для фармацевтической промышленности);
- ООО "Бионорика Фармасьютикалс" (проект строительства завода по производству фитопрепаратов);
- ООО "АтлантисПак-Имущественный комплекс" (проект строительства завода по производству упаковочной продукции);
- ООО "ВЗТА "Маршал" (проект строительства завода по производству запорной арматуры);
- ООО "Гравитон" (проект строительства завода по производству строительных материалов).
Индустриальный парк "Лискинский" расположен на окраине г. Лиски, на границе городского поселения - город Лиски с Краснознаменским сельским поселением, на расстоянии 2,5 км от жилого микрорайона "Мелбугор" и 3,5 км от жилого микрорайона "Сахарный завод". Общая площадь территории планируемого индустриального парка составит 267 га.
Основные резиденты:
- ООО "Трау Нутришен Воронеж" (производство кормов для животных);
- ООО "Лискивтормет" (завод по производству металлоконструкций);
- ОАО "Лиски-Металлист" (производство строительных конструкций и теплообменного оборудования);
- Лискинский завод "Спецжелезобетон" - филиал АО "БелЭлТранс" (производство шпал и брусьев стрелочных переводов);
- АО "Лискигазосиликат" (производство газосиликатных блоков).
Индустриальный парк "Бобровский" расположен в г. Боброве, занимает территорию площадью 400 га. Площадка для парка "Бобровский" граничит с автодорогой и железнодорожной магистралью.
Основные резиденты:
- ОАО "Геркулес" (производство гречневой, овсяной круп и хлопьев);
- ООО УС "Евродорстрой" (строительство промышленных, административных и жилых зданий);
- ООО "СВК Стандарт" (металлообработка тонколистовой стали и производство воздуховодов для системы вентиляции и дымоудаления);
- ООО "АГРОСТРОЙ РУС" (обработка металлических изделий);
- ООО "РЦК-Бобров" (предприятие по переработке и хранению овощей).
Индустриальный парк "Перспектива" находится в Новоусманском районе на расстоянии 10 км от г. Воронежа в селе Бабяково Новоусманского района. Парк занимает территорию площадью 145 га. Одна из значимых особенностей парка - близость трассы М4 "Дон". Специализация парка - предприятия малого и среднего бизнеса. Основные резиденты индустриального парка "Перспектива":
- ООО "КвадроПресс" (производство кирпича, черепицы и прочих строительных изделий);
- ООО "Лакокраска" (производство и фасовка лакокрасочных материалов);
- ООО "Центр КДМ" (производство фурнитуры и комплектующих для производства мебели);
- ООО "А-Логистик" (логистика в области транспортировки щебня и других нерудных материалов).
Индустриальный парк "RusLandGroup" - это промышленная зона, представляющая собой совокупность автономных (обособленных) земельных участков, которые расположены вдоль федеральной магистральной трассы М4 "Дон". Земельные участки находятся в Воронежской области, удаленностью порядка 6 - 15 км от г. Воронежа, между поселениями Новоживотинное и Комсомольский Рамонского района Воронежской области. Площадь земельных участков составляет 104 га. Основные резиденты парка:
- ООО "АПХ "Мираторг" (строительство склада замороженных пищевых продуктов);
- Компания "Volvo Trucks" (строительство дилерского сервисного центра по обслуживанию грузовых автомобилей Volvo);
- Компания "SCANIA" (строительство дилерского сервисного центра по обслуживанию грузовых автомобилей SCANIA);
- ЗАО ГУ НПО "Стройтехавтоматика" (строительство научно-производственной базы. Сборка мобильных бетоносмесительных узлов, производство автоматических линий и оборудования);
- ООО "Киносарг" (строительство завода по производству мостовых конструкций).
2. Характеристика Воронежской энергосистемы
Энергосистема Воронежской области функционирует в составе ОЭС Центра параллельно с ЕЭС России. Воронежская энергосистема вошла в состав ЕЭС Европейской части страны 30.12.1959. Диспетчерское управление режимами параллельной работы Воронежской энергосистемы в составе ЕЭС России осуществляется филиалом АО "СО ЕЭС" Воронежское РДУ.
Энергосистема Воронежской области граничит с энергосистемами Липецкой, Белгородской, Тамбовской, Волгоградской, Саратовской областей, а также Донбасской энергосистемой (ОЭС Украины).
По состоянию на 01.09.2017 в электроэнергетическом комплексе Воронежской области эксплуатируются и обслуживаются 174 ЛЭП класса напряжения 110 кВ и выше с суммарной протяженностью 6388,3 км, 165 трансформаторных подстанций напряжением 110 кВ и выше с суммарной установленной мощностью трансформаторов 13866 МВА.
Воронежская энергосистема условно разделена на 3 энергорайона: Воронежский, Южный и Восточный.
К Воронежскому энергорайону отнесены следующие основные энергообъекты:
- Воронежская ТЭЦ-1;
- Воронежская ТЭЦ-2;
- ПС 500 кВ Воронежская;
- ПС 220 кВ Кировская;
- ПС 220 кВ Латная;
- ПС 220 кВ Южная.
В Воронежском энергорайоне находится г. Воронеж, электропотребление которого составляет около 55% от всего потребления электроэнергии на территории Воронежской области.
Воронежский энергорайон ограничивают следующие электросетевые элементы:
- АТ 1 250 МВА, АТ 2 250 МВА ПС 500 кВ Воронежская;
- ВЛ 220 кВ Кировская - Пост-474-тяговая;
- ВЛ 220 кВ Южная - Усмань-тяговая;
- ВЛ 220 кВ Нововоронежская АЭС - Южная с отпайкой на ПС Новая;
- ВЛ 220 кВ Новая - Южная;
- ВЛ 220 кВ Нововоронежская АЭС - Кировская с отпайкой на ПС Новая;
- ВЛ 220 кВ Новая - Кировская;
- ВЛ 220 кВ Нововоронежская АЭС - Латная;
- ВЛ 220 кВ Донская - Латная;
- ВЛ 110 кВ ВЛ-110-35;
- ВЛ 110 кВ ВЛ-110-36.
К Южному энергорайону отнесены следующие основные энергообъекты:
- ПС 330 кВ Лиски;
- ПС 220 кВ Придонская;
- ПС 110 кВ Бутурлиновка-2;
- ПС 110 кВ Верхний Мамон;
- ПС 110 кВ Калач-1;
- ПС 110 кВ Опорная.
В Южном энергорайоне выделен Придонский энергоузел. От шин ПС 220 кВ Придонская осуществляется электроснабжение ответственных потребителей, критичных к снижению напряжения, таких как предприятие АО "Минудобрения", тяговые ПС 110 кВ ЮВЖД.
Южный энергорайон ограничивают следующие сетевые элементы:
- ВЛ 330 кВ Лиски - Валуйки;
- ВЛ 220 кВ Донская - Лиски N 1;
- ВЛ 220 кВ Донская - Лиски N 2;
- ВЛ 220 кВ Лиски - Бобров;
- ВЛ 110 кВ Нововоронежская АЭС - Лиски-тяговая N 1 с отпайками (ВЛ 110 кВ Лискинская-1);
- ВЛ 110 кВ Нововоронежская АЭС - Лиски-тяговая N 2 с отпайками (ВЛ 110 кВ Лискинская-2);
- ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск-районная I цепь (ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск-1);
- ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск-районная II цепь (ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск-2);
- ВЛ 110 кВ Бобров - Бутурлиновка-2 N 1 с отпайками (ВЛ 110 кВ Бутурлиновская-1);
- ВЛ 110 кВ Бобров - Бутурлиновка-2 N 2 с отпайками (ВЛ 110 кВ Бутурлиновская-2);
- ВЛ 110 кВ Манино - Искра.
К Восточному энергорайону отнесены следующие основные энергообъекты:
- ПС 220 кВ Бобров;
- ПС 110 кВ Анна;
- ПС 110 кВ Борисоглебск;
- ПС 110 кВ Грибановка;
- ПС 110 кВ Елань Колено - Тяговая.
Электроснабжение потребителей Восточного энергорайона осуществляется от шин ПС 220 кВ Бобров и ПС 500 кВ Балашовская (Волгоградская энергосистема).
Восточный энергорайон ограничивают следующие сетевые элементы:
- ВЛ 220 кВ Лиски - Бобров;
- ВЛ 110 кВ Нововоронежская АЭС - Бобров с отпайкой на ПС Заводская N 1 (ВЛ 110 кВ Бобровская 1);
- ВЛ 110 кВ Нововоронежская АЭС - Бобров с отпайкой на ПС Заводская N 2 (ВЛ 110 кВ Бобровская 2);
- ВЛ 110 кВ Бобров - Бутурлиновка 2 с отпайками N 1 (ВЛ 110 кВ Бутурлиновская 1);
- ВЛ 110 кВ Бобров - Бутурлиновка 2 с отпайками N 2 (ВЛ 110 кВ Бутурлиновская 2);
- ВЛ 110 кВ Балашовская - Борисоглебск N 1 с отпайками (ВЛ 110 кВ Поворино-1);
- ВЛ 110 кВ Балашовская - Борисоглебск N 2 с отпайками (ВЛ 110 кВ Поворино-2);
- ВЛ 110 кВ Балашовская - Восточная-1 (ВЛ 110 кВ Поворино-3);
- ВЛ 110 кВ Балашовская - НС-7 с отпайкой на ПС Новохоперск (ВЛ 110 кВ Балашовская - НС-7);
- ВЛ 110 кВ Балашовская - Половцево тяговая (ВЛ 110 кВ Балашовская - Половцево);
- ВЛ 110 кВ Шпикуловская - Народное (ВЛ 110 кВ Шпикуловская-1);
- ВЛ 110 кВ ВЛ-110-18.
В Воронежской области расположены электростанции, установленная мощность которых составила 2862,3 МВт (по состоянию на 01.09.2017), в том числе:
- Нововоронежская АЭС (филиал АО "Концерн Росэнергоатом") суммарной установленной мощностью 2597,3 МВт;
- Воронежская ТЭЦ-1 (филиал ПАО "Квадра" - "Воронежская генерация") суммарной установленной мощностью 138 МВт;
- Воронежская ТЭЦ-2 (филиал ПАО "Квадра" - "Воронежская генерация") суммарной установленной мощностью 127 МВт.
Централизованное электроснабжение потребителей Воронежской области осуществляется следующими электросетевыми и сбытовыми компаниями (по состоянию на 01.01.2016):
- филиал ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго";
- филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - "Верхне-Донское ПМЭС";
- МУП "Воронежская горэлектросеть" (бывшее ОАО "Воронежская сетевая компания");
- ОАО "Бутурлиновская электросетевая компания";
- ПАО "ТНС энерго Воронеж";
- МУП "Борисоглебская энергосбытовая организация";
- ОАО "Сибурэнергоменеджмент";
- АО "АтомСбыт";
- Воронежский филиал ООО "ЭнергоЭффективность";
- АО "Оборонэнергосбыт" (Воронежско-Курско-Белгородское отделение);
- ООО "Русэнергосбыт";
- ООО "Межрегионсбыт";
- ООО "ГРИНН энергосбыт";
- ООО "Транснефтьэнерго".
3. Перечень основных крупных потребителей
Перечень основных крупных потребителей электроэнергии в регионе с указанием потребления электрической энергии и максимальной мощности за 2012 - 2016 годы представлен в таблице 3.
Таблица 3 - Потребление электроэнергии и максимальной мощности основными потребителями Воронежской области
Наименование потребителя
2012 год
2013 год
2014 год
2015 год
2016 год
Электроэнергия (млн. кВт·ч)
Мощность (МВт)
Электроэнергия (млн. кВт·ч)
Мощность (МВт)
Электроэнергия (млн кВт·ч)
Мощность (МВт)
Электроэнергия (млн кВт·ч)
Мощность (МВт)
Электроэнергия (млн кВт·ч)
Мощность (МВт)
ЮВЖД - филиал ОАО "РЖД"
930,6
97
872,4
131
839,8
130
701,4
87
634,0
84
АО "Воронежсинтезкаучук"
313,1
44
308,5
44
290,0
44
262,1
40
261,0
37
АО "Минудобрения"
390,2
57
373,4
55
364,6
60
387,0
70
398,0
65
АО "ЕВРОЦЕМЕНТ груп" - Воронежский филиал (пгт Подгоренский)
1,3
8
48,5
32
133,3
32
143,0
32
157,0
30
4. Наличие резервов мощности крупных узлов нагрузки
Данные о загрузке центров питания, находящихся в ведении филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - "Верхне-Донское ПМЭС", на основе расчетного потокораспределения в день контрольного замера 21.12.2016 приведены в таблице 4. На основании анализа загрузки трансформаторов ЦП 220 кВ и выше, находящихся в ведении филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - "Верхне-Донское ПМЭС", максимальная нагрузка трансформаторов в день зимнего контрольного замера 2016 года не превышала 65,7% от Sном.
В таблице 5 приведены резервы мощности ПС 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго". В настоящее время отсутствует резерв трансформаторных мощностей на следующих ПС 110 кВ:
- ПС 110 кВ N 21 Восточная;
- ПС 110 кВ N 29 ДСК;
- ПС 110 кВ Верхняя Хава;
- ПС 110 кВ N 31 Воля;
- ПС 110 кВ Нижний Мамон.
Таблица 4 - Загрузка центров питания, находящихся в ведении филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - "Верхне-Донское ПМЭС"
N п/п
Наименование центра питания
Трансформатор
Напряжение (кВ)
Номинал (MBA)
Загрузка в замерный день 21.12.2016 (MBA)
Коэффициент загрузки оборудования (%)
1
ПС 500 кВ Воронежская
АТ-1
500/110/10
250
95,5
38,2
АТ-2
500/110/10
250
96,9
38,8
2
ПС 220 кВ Придонская
АТ-1 200 МВА
220/110/35
200
65,2
32,6
АТ-2 200 МВА
220/110/35
200
104,1
52,1
3
ПС 330 кВ Лиски
АТ-1-240
330/220/35/10
240
52,4
21,8
АТ-2-240
330/220/35/10
240
49,7
20,7
АТ-1-200
220/110/10
200
67,9
34,0
АТ-2-200
220/110/10
200
87,4
43,7
4
ПС 220 кВ Бобров
АТ-1 125 МВА
220/110/35
125
Откл.
-
АТ-2 125 МВА
220/110/35
125
62,0
49,6
Т-1
110/35/10
16
6,1
38,1
Т-2
110/35/10
16
3,5
21,9
5
ПС 220кВ Латная
АТ-2 125 МВА
220/110/35
125
47,5
38,0
АТ-3 200 МВА
220/110/35
200
115,7
57,9
6
ПС 220 кВ Южная
АТ-1 200 МВА
220/110/10
200
131,3
65,7
АТ-2 135 МВА
220/110/10
135
85,3
63,2
АТ-3 135 МВА
220/110/10
135
Откл.
-
7
ПС 220 кВ Кировская
АТ-1 200 МВА
220/110/35
200
103,3
51,7
АТ-2 200 МВА
220/110/35
200
103,7
51,9
Таблица 5 - Наличие резервов мощности центров питания филиала ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго" <2>
--------------------------------
<2> Данные о наличии резервов мощности центров питания филиала ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго", указанных в соответствии с данными, размещенными на сайте ПАО "МРСК Центра" за II квартал 2017 года.
Наименование объекта центра питания, класс напряжения
Суммарная установленная мощность трансформаторов
Существующая максимальная нагрузка по замерам (МВА)
Резерв мощности на основании замеров режимного дня (МВА)
Мощность по актам об осуществлении ТП, за последние 3 года (МВт)
Мощность по договорам ТП, находящимся на исполнении (МВт)
Текущий статус
ПС 110 кВ N 2
126
23,82
42,33
20,87
13,52
открыт
ПС 110 кВ N 6
57
24,18
2,07
4,74
0,00
открыт
ПС 110 кВ N 9 СХИ
80
41,10
0,90
18,36
0,00
открыт
ПС 110 кВ Студенческая
32
14,75
2,05
15,49
2,76
открыт
ПС 110 кВ N 14 Западная
63
14,34
18,74
12,36
3,80
открыт
ПС 110 кВ N 16 Юго-Западная
103
64,95
1,20
2,24
1,30
открыт
ПС 110 кВ N 18 Туббольница
12,6
3,45
3,17
2,18
0,18
открыт
ПС 110 кВ N 20 Северная
80
35,47
6,53
10,01
0,00
открыт
ПС 110 кВ N 21 Восточная
85
47,45
-0,20
5,94
1,41
закрыт
ПС 110 кВ N 25 Коммунальная
120
52,66
31,34
12,19
5,89
открыт
ПС 110 кВ N 27 РЭП
127
61,40
5,80
8,60
0,80
открыт
ПС 110 кВ N 28 Тепличная
50
16,48
9,77
5,91
1,40
открыт
ПС 110 кВ N 29 ДСК
50
29,99
-3,74
18,35
0,19
закрыт
ПС 110 кВ N 30 Подгорное
143
83,90
0,10
32,10
5,88
открыт
ПС 110 кВ N 32 Никольское
50
15,60
10,65
17,91
7,16
открыт
ПС 110 кВ N 36 Воронежская
50
4,04
22,21
2,27
4,95
открыт
ПС 110 кВ N 39 Северо-Восточная
80
31,64
10,36
3,52
5,09
открыт
ПС 110 кВ N 42 Полюс
80
28,50
13,50
4,86
0,30
открыт
ПС 110 кВ N 43 ВШЗ
126
21,48
44,67
4,27
2,50
открыт
ПС 110 кВ N 44 ВШЗ-2
16,3
1,54
5,08
3,37
0,00
открыт
ПС 110 кВ N 45 Калининская
126
44,34
21,81
9,62
0,00
открыт
ПС 110 кВ N 47 Сомово
50
10,91
15,34
7,38
0,00
открыт
ПС 110 кВ Центральная
126
42,93
23,22
21,70
0,19
открыт
ПС 110 кВ Анна
50
14,12
25,46
4,20
1,20
открыт
ПС 110 кВ Анна-2
16
6,90
16,52
5,20
0,04
открыт
ПС 110 кВ Архангельское
20
7,23
6,88
2,07
0,22
открыт
ПС 110 кВ Верхняя Тойда
6,3
1,49
6,62
0,31
0,19
открыт
ПС 110 кВ Борисоглебск
50
27,65
18,16
4,73
0,12
открыт
ПС 110 кВ Восточная-1
40
17,45
40,79
0,08
1,65
открыт
ПС 110 кВ Химмаш
32
8,14
8,66
2,00
0,00
открыт
ПС 110 кВ Верхний Карачан
20
2,28
8,35
1,76
0,01
открыт
ПС 110 кВ Грибановка
32
10,12
6,86
2,04
0,14
открыт
ПС 110 кВ Листопадовка
20
6,12
8,24
1,06
0,03
открыт
ПС 110 кВ Большевик
6,3
1,63
6,41
0,05
0,10
открыт
ПС 110 кВ Новохоперск
26
10,10
4,14
2,68
1,12
открыт
ПС 110 кВ Каменка
20
9,31
7,75
2,49
0,82
открыт
ПС 110 кВ Рождество
6,3
1,59
6,62
0,32
0,11
открыт
ПС 110 кВ Докучаево
20
3,88
8,31
0,51
0,00
открыт
ПС 110 кВ Таловая-районная
32
9,58
12,52
7,45
0,94
открыт
ПС 110 кВ Народное
26
3,70
7,81
0,49
0,16
открыт
ПС 110 кВ Терновка
20
4,31
9,00
1,21
0,65
открыт
ПС 110 кВ Щучье
12,6
4,60
4,55
0,96
0,73
открыт
ПС 110 кВ Эртиль
32
10,18
7,26
6,95
0,27
открыт
ПС 110 кВ Верхняя Хава
32
18,10
-0,17
4,68
6,35
закрыт
ПС 110 кВ Парижская Коммуна
6,3
0,45
6,67
0,15
0,00
открыт
ПС 110 кВ Московское
20
14,33
1,43
13,78
1,56
открыт
ПС 110 кВ Нижнедевицк
32
6,69
13,18
2,41
2,77
открыт
ПС 110 кВ N 31 Воля
41
22,80
-3,03
17,33
8,97
закрыт
ПС 110 кВ Новоусманская
50
14,52
11,73
24,10
5,55
открыт
ПС 110 кВ Радуга
50
14,06
14,79
36,58
15,66
открыт
ПС 110 кВ Панино
32
11,60
9,70
2,75
0,91
открыт
ПС 110 кВ Прогресс
12,5
0,55
2,63
0,46
0,00
открыт
ПС 110 кВ N 11 Краснолесное
11,9
6,10
3,16
3,97
0,74
открыт
ПС 110 кВ Рамонь-2
50
26,38
5,39
30,87
6,59
открыт
ПС 110 кВ Ступино
16,3
3,08
4,36
4,13
0,78
открыт
ПС 110 кВ Краснолипье
32
16,44
9,16
6,51
0,76
открыт
ПС 110 кВ Ульяновка
12,6
0,54
6,54
0,07
0,02
открыт
ПС 110 кВ N 15 Семилуки
144
58,17
43,36
25,77
6,00
открыт
ПС 110 кВ Комплекс
20
6,20
8,16
3,24
0,45
открыт
ПС 110 кВ Курская
20
2,31
8,19
6,98
0,00
открыт
ПС 110 кВ Нижняя Ведуга
32
4,10
16,21
0,95
0,75
открыт
ПС 110 кВ Богучар
32
12,94
11,36
8,32
5,99
открыт
ПС 110 кВ Опорная
12,6
2,97
5,09
2,04
9,81
открыт
ПС 110 кВ с/з Радченский
10
2,81
10,48
0,97
0,27
открыт
ПС 110 кВ Бутурлиновка-1
32
18,90
2,54
8,84
2,22
открыт
ПС 110 кВ Бутурлиновка-2
12,6
6,09
3,84
1,03
0,14
открыт
ПС 110 кВ Козловка
8,8
1,51
2,40
0,22
0,01
открыт
ПС 110 кВ Нижний Кисляй
20
6,34
7,47
0,56
0,09
открыт
ПС 110 кВ Филиппенково
12,6
1,09
5,53
0,07
0,00
открыт
ПС 110 кВ ПС Верхний Мамон
26
5,95
6,33
2,84
0,34
открыт
ПС 110 кВ Дерезовка
6,3
0,46
6,16
0,16
0,01
открыт
ПС 110 кВ ПС Нижний Мамон
8,8
3,20
-0,58
0,35
0,02
закрыт
ПС 110 кВ ПС Осетровка
6,3
1,26
6,47
0,01
0,77
открыт
ПС 110 кВ Воробьевка
32
8,08
15,85
1,66
1,11
открыт
ПС 110 кВ Солонцы
12,6
2,97
6,62
0,37
0,04
открыт
ПС 110 кВ Калач-1
50
17,28
22,17
7,82
0,24
открыт
ПС 110 кВ Калач-2
32
8,81
14,96
1,26
0,66
открыт
ПС 110 кВ Калачеевская
6,3
0,78
6,62
0,01
0,01
открыт
ПС 110 кВ Манино
32
2,17
16,80
0,41
0,00
открыт
ПС 110 кВ Большая Казинка
6,3
0,69
6,62
0,04
3,00
открыт
ПС 110 кВ Павловск-2
50
22,36
12,12
7,16
0,05
открыт
ПС 110 кВ Петропавловка
20
5,84
6,90
1,97
0,44
открыт
ПС 110 кВ Азовка
10
2,43
10,30
0,44
5,38
открыт
ПС 110 кВ Коршево
12,6
1,66
6,36
1,13
3,10
открыт
ПС 110 кВ Хреновое
22,3
5,92
0,70
8,72
0,01
открыт
ПС 110 кВ Шишовка
6,3
0,90
6,61
0,11
0,30
открыт
ПС 110 кВ Каменка
32
4,16
16,15
1,11
0,26
открыт
ПС 110 кВ Кантемировка
20
12,41
4,43
4,77
1,60
открыт
ПС 110 кВ 2-я Пятилетка
12,6
1,24
6,59
0,83
0,10
открыт
ПС 110 кВ АНП
12,6
4,09
3,85
0,67
2,04
открыт
ПС 110 кВ Давыдовка
12,6
6,55
4,47
1,48
0,89
открыт
ПС 110 кВ Добрино
10
3,76
9,54
0,41
0,02
открыт
ПС 110 кВ Лискинская
26
8,62
2,71
0,14
0,00
открыт
ПС 110 кВ МЭЗ
50
25,29
11,07
2,95
2,35
открыт
ПС 110 кВ Бугаевка
16
11,90
16,10
2,13
0,22
открыт
ПС 110 кВ Коротояк
16,3
5,44
4,85
1,06
0,05
открыт
ПС 110 кВ Острогожск
81
22,06
22,47
2,12
0,64
открыт
ПС 110 кВ Подгорное
32
8,73
10,01
4,08
0,56
открыт
ПС 110 кВ Никоноровка
8,8
1,26
3,01
0,02
0,07
открыт
ПС 110 кВ Новая Калитва
6,3
1,80
6,51
0,08
0,21
открыт
ПС 110 кВ ПТФ
20
3,37
8,29
0,44
0,26
открыт
ПС 110 кВ Россошь
72
27,98
11,06
3,37
0,37
открыт
ПС 110 кВ Старая Калитва
12,6
2,64
6,29
1,63
0,02
открыт
5. Ретроспективный анализ и общее описание энергосистемы
5.1. Отчетная динамика потребления электроэнергии за предыдущие 5 лет
В таблице 6 представлена отчетная динамика электропотребления Воронежской области за 2012 - 2016 годы.
Таблица 6 - Отчетная динамика электропотребления Воронежской области за 2012 - 2016 годы
Показатель
2012 год
2013 год
2014 год
2015 год
2016 год
Электропотребление, млн. кВт·ч
10 217
10 336
10 540
10 470
11 003
Рост электропотребления Воронежской области за период 2012 - 2016 годов составил 7,7%.
5.2. Структура электропотребления по основным группам потребителей за предыдущие 5 лет
Структура электропотребления Воронежской области за предыдущие 5 лет представлена в таблице 7. Основную долю потребления электроэнергии составляют население и промышленность.
Таблица 7 - Структура электропотребления Воронежской области на период 2012 - 2016 годов, млн. кВт·ч
Структура электропотребления
2012 год
2013 год
2014 год
2015 год
2016 год
Потреблено электроэнергии
10 217
10 336
10 540
10 470
11 003
в том числе организациями по видам экономической деятельности
добыча полезных ископаемых, обрабатывающие производства, производство и распределение электроэнергии, газа и воды
3966,6
4011,6
4075,7
4173,0
4565,5
сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство
659,4
679
709
713,6
749,8
строительство
174,1
180,9
190,5
190,5
200,3
оптовая и розничная торговля
188,5
196,5
199,4
189,3
225,2
транспорт и связь
1092,8
1102,5
1102,4
928,8
941,6
другие виды экономической деятельности
851,3
838,7
870
910,1
926,6
городское и сельское население
2227,9
2375
2432,7
2420,1
2525,0
потери в электросетях
1350,3
1231,7
1211
1172,6
1144,0
5.3. Динамика изменения максимума нагрузки Воронежской энергосистемы
Динамика изменения максимума нагрузки Воронежской энергосистемы за предыдущие 5 лет приведена в таблице 8.
Таблица 8 - Динамика изменения максимума нагрузки Воронежской энергосистемы в период 2012 - 2016 годов
Показатель
2012 год
2013 год
2014 год
2015 год
2016 год
Дата максимума нагрузки, среднесуточная температура в день прохождения максимума
20.12.2012
-15 °C
12.12.2013
-12 °C
31.01.2014
-24 °C
26.01.2015
-10 °C
16.12.2016
-15,9 °C
Максимум нагрузки, МВт
1 820
1 715
1 826
1 678
1 744,9
Число часов использования максимума нагрузки, ч/год
5 614
6 026
5 772
6 239
6 306
Число часов использования максимума нагрузки энергосистемы Воронежской области за последние пять лет изменяется в диапазоне 5614 - 6306 час/год в зависимости от температурных условий в энергосистеме.
5.4. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения в регионе, структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных основным группам потребителей за предыдущие 5 лет
На рисунке 2 представлена динамика производства тепловой энергии по полному кругу производителей по Воронежской области. Рост производства тепловой энергии в Воронежской области за предыдущие 5 лет составил 7,5%.
Значения отпускаемой тепловой энергии электростанциями и котельными филиала ПАО "Квадра" - "Воронежская генерация" за 2012 - 2016 годы с выделением крупных потребителей тепловой энергии приведены в таблицах 9 - 10. Значения отпускаемой тепловой энергии котельными МКП "Воронежтеплосеть" за 2012-2016 годы с выделением наиболее крупных котельных приведены в таблице 11.
Структура отпуска тепловой энергии основным группам потребителей Воронежской области представлена на рисунке 3. Наиболее крупной группой потребителей тепловой энергии являются промышленные предприятия. Их доля составляет в общем потреблении около 45%. Значительную роль в потреблении тепловой энергии играет население, доля которого составляет 24%.
Рисунок 2 - Производство тепловой энергии по полному кругу
производителей по Воронежской области, тыс. Гкал
Таблица 9 - Динамика выработки и структура отпуска тепловой энергии Воронежской ТЭЦ-1 и Воронежской ТЭЦ-2 филиала ПАО "Квадра" - "Воронежская генерация" за 2012 - 2016 годы, тыс. Гкал
Теплоисточник
2012 год
2013 год
2014 год
2015 год
2016 год
всего
3877,3
3781,7
3720,9
3731,5
3901,9
Воронежская ТЭЦ-1
2528,6
2434,8
2311,3
2333,5
2456,5
Воронежская ТЭЦ-2
1348,8
1347,0
1409,5
1398,0
1445,4
в том числе пар АО "Воронежсинтезкаучук"
1188,2
1134,1
997,7
1142,4
1236,2
пар ЗАО "Воронежский шинный завод"
192,1
187,4
100,7
0,0
0,0
пар ООО "Харти"
11,6
7,6
12,5
10,7
8,2
пар ООО "ЖБК"
4,5
8,0
13,2
10,8
3,7
пар прочие
105,9
92,4
128,7
144,4
151,6
горячая вода
2375,1
2351,2
2468,0
2423,2
2955,2
Таблица 10 - Динамика выработки и структура отпуска тепловой энергии от котельных филиала ПАО "Квадра" - "Воронежская генерация" за 2012 - 2016 годы, тыс. Гкал
Теплоисточник
2012 год
2013 год
2014 год
2015 год
2016 год
всего
548,4
533,6
551,3
543,2
543,0
Котельная N 1 всего
133,7
122,0
127,5
128,5
135,5
Котельная N 2 всего
414,7
411,5
423,7
414,7
407,5
в том числе: горячая вода
548,4
533,6
551,3
543,2
543,0
Таблица 11 - Динамика выработки тепловой энергии котельными МКП "Воронежтеплосеть" за 2012 - 2016 годы, тыс. Гкал
Теплоисточник
2012 год
2013 год
2014 год
2015 год
2016 год
ИТОГО, в т.ч.
1620,4
1580,0
1716,3
1786,7
2083,2
Котельная (пер. Ботанический, 45к)
74,4
72,5
76,8
74,9
98,2
Котельная (ул. Владимира Невского, 25к)
149,9
151,7
159,0
158,0
196,7
Котельная (ул. Любы Шевцовой, 16)
248,4
242,6
240,8
231,7
290,5
Котельная (Ленинский пр-т, 162к)
261,4
277,0
283,0
279,9
368,4
Котельная (ул. Туполева, 31к)
86,8
79,7
77,8
76,1
95,0
Прочие теплоисточники МКП "Воронежтеплосеть"
581,4
557,1
674,7
774,7
1034,4
от теплоисточников ООО "Воронежская ТСК"
218,2
199,2
204,1
191,4
н/д
Рисунок 3 - Структура отпуска тепловой энергии основным
группам потребителей Воронежской области
6. Проведение анализа текущих показателей функционирования
6.1. Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в Воронежской области
Перечень крупных потребителей тепловой энергии с указанием их потребности в тепловой энергии и данных о собственных объектах тепловой генерации представлен в таблице 12.
Таблица 12 - Перечень крупных потребителей тепловой энергии с указанием их потребности в тепловой энергии и данных о собственных объектах тепловой генерации
Потребитель
Потребность в тепловой энергии в 2015 году (тыс. Гкал)
Собственный источник тепловой энергии
Тип
Производительность
Год ввода
ПАО "ВАСО"
63,5
Котел N 6613 ДЕ-25-14ГМ
13,5 Гкал/час
1988
Котел N 6614 ДЕ-25-14ГМ
13,5 Гкал/час
1990
Котел N 7216 ДЕ-25-14ГМ
13,5 Гкал/час
2006
Котел N 6623 КВ-ГМ-50-150
50 Гкал/час
1989
Котел N 6636 КВ-ГМ-50-150
50 Гкал/час
1989
АО "Воронежсинтезкаучук"
1445,8
Котел-утилизатор 4xДЕ-25-225
100 т пара/час
-
ООО "Воронежская керамика"
12,9
Котел N 1 ДКВР 6,5/13
6,5 т пара/час
1975
Котел N 3 ДКВР 4/13
4 т пара/час
1987
Котел N 4 ДКВР 6,5/13
6,5 т пара/час
1972
Котел N 5 ДКВР 6,5/13
6,5 т пара/час
1972
Воронежский тепловозоремонтный завод - филиал АО "Желдорреммаш"
65
Котел ДЕ-16/14 ГМ
10,24 Гкал/час
2009
Котел ДЕ-16/14 ГМ
10,24 Гкал/час
1988
Котел ДЕ-25/14 ГМ
16 Гкал/час
1991
Котел ДЕ-25/14 ГМ
16 Гкал/час
1989
ЗАО "Воронежский шинный завод"
121,5
Котел 3xCTD 25/26/NG+DO/ECO
75 т пара/час
2015
ООО "ПК КПД-2"
28,8
Отсутствует
ОАО "Павловск Неруд"
31,4
Котел 2xДКВР 20-13
26 Гкал/час
1976
Котел ДЕ 4-14 ГМ
2,5 Гкал/час
1976
Котел ДЕ 4-14
2,5 Гкал/час
2004
6.2. Состав существующих электростанций с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям с поименным перечнем электростанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт
Перечень электростанций Воронежской области с установленной мощностью более 5 МВт с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям приведен в таблице 13.
Таблица 13 - Электростанции Воронежской области с группировкой по собственникам (по состоянию на 01.03.2017)
Собственник электростанции
Наименование электростанции
Установленная мощность (МВт)
ПАО "Квадра" - "Воронежская генерация"
Воронежская ТЭЦ-1
138
ПАО "Квадра" - "Воронежская генерация"
Воронежская ТЭЦ-2
127
АО "Концерн Росэнергоатом"
Нововоронежская АЭС
2 597,3 <3>
Суммарная установленная мощность
2 862,3
--------------------------------
<3> Учтена перемаркировка на 6 ВВЭР Нововоронежской АЭС со снижением мощности энергоблока на 15,1 МВт.
За последние пять лет в энергосистеме Воронежской области были проведены следующие мероприятия в части объектов генерации:
- в 2015 году был произведен окончательный демонтаж генерирующих агрегатов на ТЭЦ Лиски Юго-Восточной железной дороги - филиала ОАО "РЖД" с суммарной установленной мощностью 7,6 МВт;
- в 2016 году был введен в эксплуатацию блок N 6 Нововоронежская АЭС с суммарной установленной мощностью 1180,3 МВт;
- в 2016 году был произведен окончательный демонтаж блока N 3 Нововоронежская АЭС с суммарной установленной мощностью 417 МВт.
6.3. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности
Структура выработки электроэнергии электростанциями Воронежской области с группировкой по собственникам и типам электростанций за 2012 - 2016 годы приведена в таблице 14. Значительную долю в выработке электроэнергии области занимает Нововоронежская АЭС - филиал АО "Концерн "Росэнергоатом" (91,6% в 2016 году).
Таблица 14 - Структура выработки электроэнергии электростанциями Воронежской области по типам электростанций и собственникам
Год
Всего
АО "Концерн "Росэнергоатом"
ПАО "Квадра" - "Воронежская генерация"
ОАО "РЖД"
Нововоронежская АЭС
Воронежская ТЭЦ-1
Воронежская ТЭЦ-2
Блок-станция Лиски
млн. кВт·ч
%
млн. кВт·ч
%
млн. кВт·ч
%
млн. кВт·ч
%
млн. кВт·ч
%
2012
14 528,9
100
13 292,6
91,5
611,8
4,2
617,8
4,3
6,7
0,1
2013
15 472,5
100
14 067,6
90,9
580,5
3,8
821,9
5,3
2,5
0,02
2014
14 526,0
100
13 242,9
91,2
557,5
3,8
725,6
5,0
0,0
0,0
2015
14 180,5
100
12 837,4
90,5
535,5
3,8
807,5
5,7
0,0
0,0
2016
16 417,9
100
15 048,1
91,6
553,6
3,4
816,2
5,0
0,0
0,0
Структура выработки электроэнергии электростанциями Воронежской области по типам электростанций представлена на рисунке 4.
Рисунок 4 - Структура выработки электроэнергии
электростанциями Воронежской области по типам
электростанций, млн. кВт·ч
6.4. Характеристика балансов электрической энергии и мощности энергосистемы Воронежской области в целом за предыдущие 5 лет
В таблице 15 представлен фактический баланс электроэнергии энергосистемы Воронежской области за 2012 - 2016 годы.
Таблица 15 - Фактический баланс электроэнергии Воронежской области за 2012 - 2016 годы, млн. кВт·ч
Показатель
2012
2013
2014
2015
2016
Потребление
10 216,6
10 335,6
10 540,3
10 469,7
11 003
Выработка
14 528,9
15 472,5
14 526,0
14 180,5
16 417,9
Сальдо перетоков электроэнергии ("-" избыток)
-4 312,2
-5 136,9
-3 985,7
-3 710,7
-5 414,9
Фактический баланс электроэнергии энергосистемы Воронежской области за последние пять лет формировался с профицитом. При этом избыток электроэнергии распределяется в смежные энергосистемы.
Ретроспектива фактического баланса мощности Воронежской энергосистемы на час прохождения максимума энергосистемы за 2012 - 2016 годы представлена в таблице 16.
Таблица 16 - Баланс мощности Воронежской энергосистемы на час прохождения максимума энергосистемы за 2012 - 2016 годы
N п/п
Мощность
Год
2012
2013
2014
2015
2016
1
Дата, час максимума
20.12.2012
19:00
12.12.2013
10:00
31.01.2014
10:00
26.01.2015
18:00
16.12.2016
19:00
2
Установленная мощность
2136,6
2106,6
2106,6
2106,6
3294,4
АЭС
1834
1834
1834
1834
3029,4
ТЭС
302,6
272,6
272,6
272,6
265,0
3
Ограничения мощности
15,5
7,6
7,6
7,6
4,5
АЭС
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
ТЭС
15,5
7,6
7,6
7,6
4,5
4
Располагаемая мощность (2 - 3)
2121,1
2099
2099
2099
3289,9
АЭС
1834
1834
1834
1834
3029,4
ТЭС
287,1
265
265
265
260,5
5
Плановое ремонтное снижение (в соответствии с месячным графиком ремонтов)
0
0
0
0
0
АЭС
0
0
0
0
0
ТЭС
0
0
0
0
0
6
Снижение мощности в связи с выводом в неплановый, неотложный и аварийный ремонты <4>
0
10
59,5
5
1195,4
АЭС
0
0
0
0
1195,4
ТЭС
0
10
59,5
5
0
7
Мощность в консервации
0
0
0
0
0
АЭС
0
0
0
0
0
ТЭС
0
0
0
0
0
8
Рабочая мощность (4 - (5 + 6 + 7))
2121,1
2088,7
2039,5
2094
2094,5
АЭС
1834
1834
1834
1834
1834
ТЭС
287,1
254,7
205,5
260
260,5
9
Мощность в резерве (8 + 11 - 10)
60,0
62,8
32,8
62,3
40,6
АЭС
0
0
0
0
1,4
ТЭС
60,0
62,8
32,8
62,3
39,2
10
Нагрузка электростанций
2107,6
2089,6
2073,7
2085,45
2081,8
АЭС
1880,5
1897,5
1901
1887,21
1859,5
ТЭС
227,2
192
172,7
198,24
222,3
11
В том числе перегруз
46,5
63,7
67
53,75
27,9
АЭС
46,5
63,5
67
53,21
26,9
ТЭС
0,1
0,1
0
0,54
1,0
12
Максимум потребления
1819,6
1714,8
1825,6
1678,1
1744,9
13
Сальдо перетоков (12 - 10)
-288
-374,8
-248,1
-407,35
-336,9
14
Дефицит (-) / избыток (+) (8 - 12)
301,5
373,9
213,9
415,9
349,6
--------------------------------
<4> Для 2014, 2015 годов дополнительно учтено снижение мощности в связи с ремонтом вспомогательного оборудования.
Фактический баланс мощности энергосистемы Воронежской области на час прохождения собственного максимума потребления мощности за последние пять лет формировался с избытком генерирующей мощности. При этом профицит мощности был распределен за счет перетоков мощности в смежные энергосистемы.
6.5. Характеристика балансов электрической энергии и мощности крупных энергоузлов Воронежской энергосистемы
В таблице 17 приведен баланс электрической энергии энергосистемы Воронежской области с выделением крупных потребителей за 2012 - 2016 годы.
Таблица 17 - Баланс электрической энергии энергосистемы Воронежской области с выделением крупных потребителей за 2012 - 2016 годы, млн. кВт·ч
Показатель/потребитель
2012 год
2013 год
2014 год
2015 год
2016 год
Потребление
10 216,6
10 335,6
10 540,3
10 469,7
11 003
В т.ч.
ЮВЖД - филиал ОАО "РЖД"
930,6
872,4
839,8
701,4
634,0
АО "Воронежсинтезкаучук"
313,1
308,5
290,0
262,1
261,0
АО "Минудобрения"
390,2
373,4
364,6
387,0
398,0
АО "ЕВРОЦЕМЕНТ груп" - Воронежский филиал
(пгт Подгоренский)
1,3
48,5
133,3
143,0
157,0
Выработка
14 528,9
15 472,5
14 526,0
14 180,5
16 417,9
Сальдо перетоков электроэнергии
-4 312,2
-5 136,9
-3 985,7
-3 710,7
-5 414,9
В таблице 18 приведены максимальные значения мощности крупных потребителей Воронежской области за 2012 - 2016 годы.
Таблица 18 - Максимальные значения мощности крупных потребителей Воронежской области за 2012 - 2016 годы, МВт
Потребитель
2012 год
2013 год
2014 год
2015 год
2016 год
ЮВЖД - филиал ОАО "РЖД"
97
131
130
87
84
АО "Воронежсинтезкаучук"
44
44
44
40
37
АО "Минудобрения"
57
55
60
70
65
АО "ЕВРОЦЕМЕНТ груп" - Воронежский филиал (пгт Подгоренский)
8
32
32
32
30
6.6. Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных (с учетом блок-станций и муниципальных котельных) на территории Воронежской области в последнем отчетном году
В таблице 19 приведена структура топливного баланса по электростанциям и котельным энергосистемы Воронежской области.
Таблица 19 - Структура потребления топлива по электростанциям и котельным городского округа город Воронеж за 2016 год
Источник
Объем потребления топлива в 2016 году, т у.т.
Природный газ
Уголь
Мазут
Ядерное топливо
Нововоронежская АЭС
0
0
0
н/д
Воронежская ТЭЦ-1
525592,3
0
131,8
0
Воронежская ТЭЦ-2
404624
0
53
0
Котельная N 1
21371
0
0
0
Котельная N 2
65536
0
0
0
Котельные МКП "Воронежтеплосеть"
337919,8
550,1
0
0
Из таблицы 19 следует, что основным топливом, используемым на электростанциях и котельных энергосистемы Воронежской области, является природный газ.
6.7. Единый топливно-энергетический баланс Воронежской области (ЕТЭБ) за отчетный период, который должен отражать все виды ресурсов и группы потребителей на основании ОКВЭД
Единый топливно-энергетический баланс Воронежской области за 2013 - 2015 годы <5> представлен в таблицах 20 - 22.
--------------------------------
<5> Данные за 2016 год на момент разработки настоящего документа отсутствуют.
Таблица 20 - Единый топливно-энергетический баланс Воронежской области в 2013 году, т у.т.
Строки топливно-энергетического баланса
Номер строк баланса
Ед. изм.
Уголь
Нефтепродукты
Природный газ
Прочее твердое топливо
Атомная энергия
Электрическая энергия
Тепловая энергия
Всего
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Производство энергетических ресурсов
1
т у.т.
0
0
0
289939
-5766205
0
0
-5476266
Ввоз
2
т у.т.
97829
1867223
6335954
3858701
12159707
Вывоз
3
т у.т.
-5908714
-5908714
Изменение запасов
4
т у.т.
20235
22011
0
512
0
42758
Потребление первичной энергии
5
т у.т.
118063
1889234
6335954
290451
4235753
12869455
Статистическое расхождение
6
т у.т.
0
0
-30337
236009
-15924
189748
Производство электрической энергии
7
т у.т.
-9479
-119509
-307823
-5722737
-426407
-6585955
Производство тепловой энергии
8
т у.т.
-33329
-317920
-1963964
-33782
-43468
-267858
2559905
-100416
Теплоэлектростанции
8.1
т у.т.
-6307
-289833
-834072
-69246
1190144
-9314
Котельные
8.2
т у.т.
-27023
-28087
-1129891
-33782
-198912
1225293
-192402
Электрокотельные и теплоутилизационные установки
8.3
т у.т.
1598
1598
Преобразование топлива
9
т у.т.
0
Переработка нефти
9.1
т у.т.
0
Переработка газа
9.2
т у.т.
0
Обогащение угля
9.3
т у.т.
0
Собственные нужды
10
т у.т.
-495734
-495734
Потери при передаче
11
т у.т.
-491451
-207732
-699183
Конечное потребление энергетических ресурсов
12
т у.т.
38416
1430806
4064167
287006
2814027
2286180
10920602
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство
13
т у.т.
210399
59
270904
88112
569474
Промышленность
14
т у.т.
183727
883242
281546
696462
1130526
3175503
Производство пищевых продуктов
14.1
т у.т.
30423
2154
281546
204339
326607
845069
Химическое производство
14.2
т у.т.
13328
7763
303762
484491
809344
Металлургическое производство
14.3
т у.т.
992
433
18986
9886
30297
Производство неметаллических минеральных продуктов
14.4
т у.т.
2833
2500
76675
45605
127613
Производство машин и оборудования
14.5
т у.т.
3015
0
44708
46767
94490
Прочая промышленность
14.6
т у.т.
121961
829401
7966
170116
1129444
Строительство
15
т у.т.
40832
211
72183
11142
124368
Транспорт и связь
16
т у.т.
114356
1740
439911
17740
573747
Железнодорожный
16.1
т у.т.
0
340001
0
340001
Трубопроводный
16.2
т у.т.
0
6042
0
6042
Автомобильный
16.3
т у.т.
0
0
0
0
Прочий
16.4
т у.т.
0
0
93868
93868
Сфера услуг
17
т у.т.
54256
198
386944
255808
697206
Население
18
т у.т.
35524
827236
1620272
5460
947623
782852
4218967
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья
19
т у.т.
2758
0
1558445
0
0
1561203
Таблица 21 - Единый топливно-энергетический баланс Воронежской области в 2014 году, т у.т.
Строки топливно-энергетического баланса
Номер строк баланса
Ед. изм.
Уголь
Нефтепродукты
Природный газ
Прочее твердое топливо
Атомная энергия
Электрическая энергия
Тепловая энергия
Всего
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Производство энергетических ресурсов
1
т у.т.
0
0
0
67444
-5434098
0
0
-5366654
Ввоз
2
т у.т.
105391
2210160
6503924
4332744
13152219
Вывоз
3
т у.т.
-5988659
-5988659
Изменение запасов
4
т у.т.
7671
5988
0
464
0
14123
Потребление первичной энергии
5
т у.т.
113062
2216147
6503924
67908
4451147
13352188
Статистическое расхождение
6
т у.т.
0
-114339
-6589
14711
-106217
Производство электрической энергии
7
т у.т.
-1435
-2255
-318333
-5389844
-431256
-6143123
Производство тепловой энергии
8
т у.т.
-88031
-213662
-2934430
-67721
-44254
-647882
2581590
-1414390
Теплоэлектростанции
8.1
т у.т.
-6892
-188408
-1095411
-442969
1022880
-710800
Котельные
8.2
т у.т.
-32689
-25254
-1839019
-67721
-204913
1408234
-761362
Электрокотельные и теплоутилизационные установки
8.3
т у.т.
1434
1434
Преобразование топлива
9
т у.т.
0
Переработка нефти
9.1
т у.т.
0
Переработка газа
9.2
т у.т.
0
Обогащение угля
9.3
т у.т.
0
Собственные нужды
10
т у.т.
-431256
-431256
Потери при передаче
11
т у.т.
-499541
-242011
-741552
Конечное потребление энергетических ресурсов
12
т у.т.
18758
2024156
3365499
187
2879057
2242257
10529914
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство
13
т у.т.
152581
0
292470
55515
500566
Промышленность
14
т у.т.
57232
0
712488
1110574
1880294
Производство пищевых продуктов
14.1
т у.т.
26129
0
115638
330483
472250
Химическое производство
14.2
т у.т.
3747
0
284360
458559
746666
Металлургическое производство
14.3
т у.т.
1806
0
6619
8206
16631
Производство неметаллических минеральных продуктов
14.4
т у.т.
8309
0
24377
17021
49707
Производство машин и оборудования
14.5
т у.т.
3251
0
46221
29297
78769
Прочая промышленность
14.6
т у.т.
1991
0
194701
260764
457456
Строительство
15
т у.т.
11986
0
78587
3903
94476
Транспорт и связь
16
т у.т.
439184
0
473421
31440
944045
Железнодорожный
16.1
т у.т.
0
369280
12732
382012
Трубопроводный
16.2
т у.т.
0
6356
1027
7383
Автомобильный
16.3
т у.т.
289525
0
5175
294700
Прочий
16.4
т у.т.
93738
0
74747
12506
180991
Сфера услуг
17
т у.т.
0
0
403482
225316
628798
Население
18
т у.т.
14113
1358953
1664082
918609
815510
4771267
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья
19
т у.т.
4645
4221
1701417
187
0
1710470
Таблица 22 - Единый топливно-энергетический баланс Воронежской области в 2015 году, т у.т.
Строки топливно-энергетического баланса
Номер строк баланса
Ед. изм.
Уголь
Нефтепродукты
Природный газ
Прочее твердое топливо
Атомная энергия
Электрическая энергия
Тепловая энергия
Всего
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Производство энергетических ресурсов
1
т у.т.
0
0
0
101509
1614030
1761400
2581390
6058329
Ввоз
2
т у.т.
106927
1599053
6532406
0
0
1305196
0
9543583
Вывоз
3
т у.т.
0
0
0
-971917
-1761439
0
-2733356
Изменение запасов
4
т у.т.
-1052
-17687
0
-1144
0
0
0
-19883
Потребление первичной энергии
5
т у.т.
105875
1581366
6532406
100365
642113
1305157
2581390
12848673
Статистическое расхождение
6
т у.т.
3396
13537
-9837
0
0
0
29203
36300
Производство электрической энергии
7
т у.т.
0
-229
-366757
0
-5224805
-122972
0
-5714763
Производство тепловой энергии
8
т у.т.
-49165
-27668
-2806563
-78289
0
-65686
0
-3027371
Теплоэлектростанции
8.1
т у.т.
-4141
-294
-568014
0
0
-18133
0
-590582
Котельные
8.2
т у.т.
-45024
-27374
-2238549
-78289
0
-47553
0
-2436789
Электрокотельные и теплоутилизационные установки
8.3
т у.т.
0
0
0
0
0
0
0
0
Преобразование топлива
9
т у.т.
0
0
0
0
0
0
0
Переработка нефти
9.1
т у.т.
0
0
0
0
0
0
0
Переработка газа
9.2
т у.т.
0
0
0
0
0
0
0
Обогащение угля
9.3
т у.т.
0
0
0
0
0
0
0
Собственные нужды
10
т у.т.
0
0
-5730
0
-5414
0
-97830
-108973
Потери при передаче
11
т у.т.
0
0
-20867
0
0
-143063
-213167
-377097
Конечное потребление энергетических ресурсов
12
т у.т.
-53314
-1539933
-3342327
-22076
-636700
-973437
-2241189
-8808975
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство
13
т у.т.
-183
-170273
-6
0
0
-87062
-49858
-307383
Промышленность
14
т у.т.
-32717
-73727
-84
-21940
-636700
-293241
-1092570
-2150980
Производство пищевых продуктов
14.1
т у.т.
-12464
-29074
0
0
0
0
-365047
-406585
Химическое производство
14.2
т у.т.
-32
-5954
-56
0
0
0
-498871
-504913
Металлургическое производство
14.3
т у.т.
-580
-1578
0
0
0
0
-20163
-22322
Производство неметаллических минеральных продуктов
14.4
т у.т.
-19502
-8166
-16
0
0
0
-43324
-71008
Производство машин и оборудования
14.5
т у.т.
-31
-14747
0
0
0
-11289
-6463
-32529
Прочая промышленность
14.6
т у.т.
-108
-14208
-12
-21940
0
0
-158703
-194970
Строительство
15
т у.т.
-491
-43287
-21
0
0
-23240
-4698
-71737
Транспорт и связь
16
т у.т.
-5681
-266321
-501
0
0
-113311
-28944
-414758
Железнодорожный
16.1
т у.т.
-1865
-28748
0
0
0
-76833
-11325
-118772
Трубопроводный
16.2
т у.т.
0
-2283
0
0
0
-1689
-1730
-5702
Автомобильный
16.3
т у.т.
-4
-13280
-424
0
0
-68
-695
-14470
Прочий
16.4
т у.т.
-3812
-222009
0
0
0
-34721
-15194
-275736
Сфера услуг
17
т у.т.
-1654
-48600
-947
0
0
-161330
-14428
-226960
Население
18
т у.т.
-11224
-933942
-1622915
-97
0
-295252
-792997
-3656427
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья
19
т у.т.
-1365
-3781
-1717852
-39
0
0
-257693
-1980730
Распределение потребления первичной энергии топливно-энергетических ресурсов Воронежской области в 2013 - 2015 годах представлено на рисунке 5.
Рисунок 5 - Распределение потребления первичной энергии
топливно-энергетических ресурсов Воронежской области
в 2013 - 2015 годах, тыс. т у.т.
На рисунке 6 представлена структура конечного потребления топливно-энергетических ресурсов Воронежской области в 2013 - 2015 годах с дифференциацией по видам деятельности.
Рисунок 6 - Структура конечного потребления
топливно-энергетических ресурсов Воронежской области
в 2013 - 2015 годах по видам деятельности, тыс. т у.т.
6.8. Анализ наличия схем теплоснабжения муниципальных образований Воронежской области с указанием новых объектов теплоснабжения (новых и расширяемых ТЭЦ и крупных котельных)
Схема теплоснабжения определяет направление развития теплоснабжения на срок до 15 лет, связывает социальную и хозяйственную деятельность поселений и городских округов, экологическую обстановку и экономическую обоснованность расширения и реконструкции действующих, строительства новых источников тепловой энергии, реконструкцию тепловых сетей в связке с мероприятиями по рациональному использованию топливо-энергетических ресурсов.
Утвержденная схема теплоснабжения является обосновывающим документом для разработки проектной документации объектов теплоснабжения.
Для 37 городов России с численностью населения от 500 тыс. человек и более, в том числе для г. Воронежа, разработанные схемы теплоснабжения должны проходить утверждение в федеральном органе исполнительной власти, а именно в Минэнерго России.
Для городских округов, городских и сельских поселений с численностью населения менее 500 тыс. человек разработанные схемы теплоснабжения должны проходить утверждение в органах местного самоуправления.
Анализ наличия утвержденных схем теплоснабжения городских округов, городских и сельских поселений Воронежской области показал, что из существующих 449 муниципальных образований утвержденную схему теплоснабжения имеют 449 муниципальных образований.
Схема теплоснабжения городского округа города Воронеж на период до 2030 года утверждена Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 29.09.2015 N 694. В настоящее время ООО "Корпус" по заданию администрации городского округа город Воронеж приступил к работе по актуализации схемы теплоснабжения городского округа город Воронеж на период до 2030 года.
Согласно утвержденной схеме теплоснабжения города Воронеж в таблицах 23 и 24 представлены данные по строительству генерирующих мощностей из целевых ведомственных программ, предусматривающих ликвидацию встроенных подвальных котельных и переключение потребителей на гарантированный теплоисточник.
Таблица 23 - Мероприятия программы "Строительство, реконструкция и капитальный ремонт объектов коммунальной инфраструктуры городского округа город Воронеж на 2013 - 2015 годы" по строительству котельных
N п/п
Наименование мероприятия
2013 год
2014 год
Адрес объекта
Адрес объекта
1
Проектирование строительства блочно-модульных и газовых котельных
1) Дарвина, 14б.
2) Революции 1905 года, 8
1) пер. Советский, 4а.
2) ул. Арсенальная, 5
2
Строительство блочно-модульных и газовых котельных
1) ул. Дорожная, 44к
1) пер. Советский, 4а.
2) ул. Арсенальная, 5
Таблица 24 - Строительство блочно-модульных газовых котельных по ведомственной целевой программе "Ликвидация встроенных подвальных котельных и строительство блочно-модульных газовых котельных городского округа город Воронеж на 2012 - 2013 годы"
N п/п
Назначение котельной и адрес объекта
1
для МОАУ ВО "Воронежский институт экономики и социального управления" по ул. Помяловского, 27 и административного здания по ул. Пятницкого, 30 в г. Воронеже
2
для МБОУ СОШ N 16 по ул. Мало-Терновая, 9 в г. Воронеже
3
для МБОУ СОШ N 50 по Туркменский пер., 14а в г. Воронеже
4
для МБОУ "Лицей N 65" по ул. Матросова, 2а в г. Воронеже
5
для МБОУ СОШ N 40 по ул. Краснознаменная, 74 и жилого дома по пер. Минина, 2а в г. Воронеже
6
для теплоснабжения детской клинической больницы N 1 по ул. Рылеева, 22в и жилого дома по ул. Рылеева, 26а в г. Воронеже
7
для МБОУ СОШ N 34 по ул. Чапаева, 115 в г. Воронеже
Представленные в таблице 23 и 24 источники запланированы к строительству, в настоящее время по указанным источникам осуществляется разработка проектной документации.
6.9. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и мощности за последние 5 лет
Структура выработки электроэнергии по типам электростанций за последние 5 лет представлена в подразделе 6.3.
7. Проведение расчетов текущих значений ключевых параметров
функционирования системы энергетики Воронежской области
7.1. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за 5 лет
В таблице 25 приведены данные по динамике потребления энергетических ресурсов в Воронежской области за период 2012 - 2016 годов.
Таблица 25 - Динамика энергоемкости и электроемкости ВРП Воронежской области
Год
ВРП (млрд. рублей)
Объем потребления топливно-энергетических ресурсов (ТЭР)
(тыс. т у.т.)
Энергоемкость ВРП (т у.т./млн. рублей)
Потребление электроэнергии (млн. кВт·ч)
Электроемкость ВРП (кВт·ч/рублей)
2012
564,0
9051,6
16,05
10217
0,018
2013
606,7
10920,6
18,0
10336
0,017
2014
717,66
10529,9
14,67
10540
0,014
2015
823,13
8808,9
10,7
10470
0,012
2016 <6>
н/д
н/д
н/д
11003
н/д
--------------------------------
<6> Данные за 2016 год на момент разработки настоящего документа отсутствуют.
В таблице 26 приведены данные по динамике потребления электроэнергии на душу населения и электровооруженности труда в экономике за период 2012 - 2016 годов.
Таблица 26 - Динамика потребления электроэнергии на душу населения и электровооруженности труда в экономике в Воронежской области
Год
Численность населения (тыс. чел.)
Занятая в экономике численность населения (тыс. чел.)
Потребление электроэнергии (млн кВт·ч)
Потребленная в производстве электроэнергия (млн. кВт·ч)
Потребление электроэнергии на душу населения (кВт·ч/чел.)
Электровооруженность труда (кВт·ч/чел.)
2012
2 330,4
1 057,9
10 217
3 966,6
4 384,2
3 749,5
2013
2 329
1 057
10 336
4 011,6
4 437,9
3 795,3
2014
2 331,1
1 055,3
10 540
4 075,7
4 521,5
3 862,1
2015
2 333,5
1 051,7
10 470
4 173,0
4 486,8
3 967,8
2016
2 335,4
1 094,8
11 003
4 565,5
4 711,4
4 170,2
7.2. Основные характеристики электросетевого хозяйства региона 110 кВ и выше
Перечень существующих подстанций по состоянию на 01.01.2017, которые эксплуатируются и обслуживаются на территории Воронежской области филиалом ПАО "ФСК ЕЭС" - "Верхне-Донское ПМЭС", с указанием технических параметров трансформаторного оборудования 110 кВ и выше, года ввода в эксплуатацию и срока службы трансформаторного оборудования приведен в таблице 1.1 приложения N 1.
В энергосистеме Воронежской области на подстанциях филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - "Верхне-Донское ПМЭС" установлены 24 трансформатора с высшим номинальным напряжением 110 кВ и выше суммарной мощностью 3397 МВА. На рисунке 7 представлена возрастная структура трансформаторного оборудования с высшим номинальным напряжением 110 кВ и выше подстанций филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - "Верхне-Донское ПМЭС" на территории Воронежской области по состоянию на 01.01.2017.
Рисунок 7 - Возрастная структура трансформаторного
оборудования с высшим номинальным напряжением 110 кВ и выше
подстанций филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - "Верхне-Донское ПМЭС"
на территории Воронежской области
Анализ возрастной структуры трансформаторного оборудования с номинальным напряжением 110 кВ и выше подстанций филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - "Верхне-Донское ПМЭС" энергосистемы Воронежской области показал, что 86% трансформаторов с установленной мощностью 2817 МВА эксплуатируются сверх нормативного срока (25 лет). К 2022 году, так же как и в 2017 году, 20 из 24 существующих трансформаторов суммарной мощностью 2817 МВА, установленных на ПС 220 кВ и выше энергосистемы Воронежской области, будут иметь сверхнормативный срок службы.
В таблице 1.2 приложения N 1 приведен перечень существующих подстанций по состоянию на 01.01.2017, которые эксплуатируются и обслуживаются на территории Воронежской области филиалом ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго", с указанием технических параметров трансформаторного оборудования 110 кВ и выше, года ввода в эксплуатацию и срока службы трансформаторного оборудования.
На рисунке 8 приведена возрастная структура трансформаторного оборудования ПС 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго". Анализ возрастной структуры трансформаторного оборудования показал, что 75% (147 единиц) трансформаторов, установленных на ПС 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго", эксплуатируются более 25 лет. Их суммарная мощность составляет 2494,7 МВА. На ПС 110 кВ N 11 Краснолесное, ПС 110 кВ N 14 Западная, ПС 110 кВ N 15 Семилуки, ПС 110 кВ N 16 Юго-Западная, ПС 110 кВ N 21 Восточная, ПС 110 кВ Краснолипье, ПС 110 кВ Терновка, ПС 110 кВ Давыдовка, ПС 110 кВ Острогожск-районная, ПС 110 кВ Коротояк и ПС 110 кВ Новая Калитва эксплуатируются трансформаторы, срок эксплуатации которых превышает 50 лет. К 2022 году доля трансформаторов, выработавших нормативный срок 25 лет, составит 79%.
Рисунок 8 - Возрастная структура трансформаторного
оборудования ПС 110 кВ филиала ПАО "МРСК
Центра" - "Воронежэнерго" по состоянию на 01.01.2017
В таблице 1.3 приложения N 1 приведен перечень ЛЭП 220 кВ и выше по состоянию на 01.01.2017, эксплуатируемых филиалом ПАО "ФСК ЕЭС" - "Верхне-Донское ПМЭС". Возрастная структура ЛЭП филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - "Верхне-Донское ПМЭС" изображена на рисунке 9.
Рисунок 9 - Возрастная структура ЛЭП 220 кВ и выше филиала
ПАО "ФСК ЕЭС" - "Верхне-Донское ПМЭС" Воронежской
энергосистемы по состоянию на 01.01.2017
Анализ возрастной структуры ЛЭП 220 кВ и выше филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - "Верхне-Донское ПМЭС" показал, что срок эксплуатации около 69% линий составляет более 40 лет. К 2022 году срок эксплуатации около 85% существующих ЛЭП 220 кВ и выше Воронежской энергосистемы превысит 40 лет.
В таблице 1.4 приложения N 1 приведен перечень ЛЭП 110 кВ по состоянию на 01.01.2017, эксплуатируемых филиалом ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго". Возрастная структура ЛЭП 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго" изображена на рисунке 10.
Рисунок 10 - Возрастная структура ЛЭП 110 кВ филиала ПАО
"МРСК Центра" - "Воронежэнерго" Воронежской энергосистемы
по состоянию на 01.01.2017
Анализ возрастной структуры ЛЭП 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" "Воронежэнерго" показал, что срок эксплуатации около 52% линий составляет более 40 лет. К 2022 году срок эксплуатации около 68% существующих ЛЭП 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго" Воронежской энергосистемы превысит 40 лет.
В таблице 1.5 приложения N 1 приведен перечень существующих потребительских подстанций (включая подстанции ОАО "РЖД") на территории Воронежской области по состоянию на 01.01.2017.
В таблице 1.6 приложения N 1 приведен перечень существующего трансформаторного оборудования 110 кВ и выше субъектов генерации на территории Воронежской области по состоянию на 01.01.2017.
В таблице 27 приведена информация о строящихся электросетевых объектах в энергосистеме Воронежской области по состоянию на 01.09.2017.
Таблица 27 - Перечень строящихся электросетевых объектов в энергосистеме Воронежской области по состоянию на 01.09.2017
Принадлежность инвестиционной программы
Наименование объекта
Параметры оборудования
Год начала строительства
Год окончания строительства
Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - "Верхне-Донское ПМЭС"
Строительство одноцепной ВЛ 500 кВ Донская - Старый Оскол N 2 с реконструкцией ПС 500 кВ Старый Оскол в части установки линейной ячейки 500 кВ
92 км
2011
2018
ВЛ 220 кВ Нововоронежская АЭС 2 - Бутурлиновка с ПС 220 кВ Бутурлиновка
120,3 км
125 МВА
2011
2018
Реконструкция ПС 220 кВ Латная, с заменой существующего АТ-2 220/110 кВ мощностью 125 МВА на 200 МВА с увеличением трансформаторной мощности на 75 МВт
200 МВА
-
2017
Филиал ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго"
Реконструкция ПС 110 кВ Бутурлиновка-2 с установкой 2 (двух) ячеек 110 кВ
2 ячейки
110 кВ
2013
2018
Строительство КЛ 110 кВ ПС 220 кВ Бутурлиновка - ПС 110 кВ Бутурлиновка-2 цепь 1,2
0,54 км
0,43 км
2013
2018
Строительство ПС 110/10/6 кВ Спутник с установкой трансформаторов 2x40 МВА
2x40 МВА
2015
2018
Реконструкция ПС 110 кВ Опорная с заменой силовых трансформаторов 2*6,3 МВА на 2*16 МВА
2x16 МВА
2013
2018
ПАО "Квадра"
Реконструкция ОРУ 110 кВ Воронежской ТЭЦ-1. Установка новых выключателей с отключающей способностью не менее 40 кВ и замена существующих выключателей 110 кВ в РУ 110 кВ Воронежской ТЭЦ-1. Установка токоограничивающих реакторов в ВЛ-110-5,6 и ВЛ-110-23,24
-
2013
2018
ОАО "РЖД"
Реконструкция ПС 220 кВ Пост-474-тяговая с увеличением трансформаторной мощности на 40 МВА до 80 МВА
40 МВА
-
2017
ООО "Овощи Черноземья"
Строительство ПС 220 кВ Овощи Черноземья и заходов от ВЛ 220 кВ Кировская - Пост-474-тяговая до РУ 220 кВ ПС Овощи Черноземья с образованием двух ВЛ: ВЛ 220 Кировская - Овощи Черноземья и ВЛ 220 кВ Овощи Черноземья - Пост-474-тяговая <7>
2x80 МВА
2x6 км
-
2017
--------------------------------
<7> Нагрузка ПС не входит в баланс мощности и электроэнергии энергосистемы Воронежской области.
7.3. Техническое состояние и режимы работы внешних электрических связей Воронежской энергосистемы
Энергосистема Воронежской области граничит с энергосистемами Липецкой, Белгородской, Тамбовской, Волгоградской, Саратовской областей, а также Донбасской энергосистемой Украины.
Межсистемными связями энергосистемы Воронежской области с энергосистемой Липецкой области являются следующие элементы:
- ВЛ 500 кВ Балашовская - Липецкая Западная с отпайкой на Нововоронежскую АЭС;
- ВЛ 500 кВ Донская - Елецкая;
- ВЛ 500 кВ Борино - Воронежская;
- ВЛ 220 кВ Кировская - Пост-474-тяговая;
- ВЛ 220 кВ Южная - Усмань-тяговая.
Межсистемными связями энергосистемы Воронежской области с энергосистемой Белгородской области являются следующие элементы:
- ВЛ 500 кВ Донская - Старый Оскол N 1;
- ВЛ 330 кВ Лиски - Валуйки;
- ВЛ 220 кВ Нововоронежская АЭС - Губкин;
- ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск-районная I цепь (ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск-1);
- ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск-районная II цепь (ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск-2).
Межсистемной связью энергосистемы Воронежской области с энергосистемой Тамбовской области является ВЛ 110 кВ Народное - Шпикуловская (ВЛ 110 кВ Шпикуловская-1).
Межсистемными связями энергосистемы Воронежской области с энергосистемой Волгоградской области являются следующие элементы:
- ВЛ 110 кВ Балашовская - Борисоглебск N 1 с отпайками (ВЛ 110 кВ Поворино-1);
- ВЛ 110 кВ Балашовская - Борисоглебск N 2 с отпайками (ВЛ 110 кВ Поворино-2);
- ВЛ 110 кВ Балашовская - Восточная-1 (ВЛ 110 кВ Поворино-3);
- ВЛ 110 кВ Балашовская - НС-7 с отпайками на ПС Новохоперск (ВЛ 110 кВ Балашовская - НС-7);
- ВЛ 110 кВ Балашовская - Половцево-тяговая (ВЛ 110 кВ Балашовская - Половцево);
- ВЛ 110 кВ Манино - Искра.
Межсистемной связью энергосистемы Воронежской области с энергосистемой Саратовской области является ВЛ 110 кВ Байчурово-тяговая - Каменка (ВЛ 110 кВ Байчурово - Каменка).
Межсистемной связью энергосистемы Воронежской области с Донбасской энергосистемой являются следующие элементы:
- ВЛ 500 кВ Донская - Донбасская;
- ВЛ 110 кВ Придонская - Зориновка-тяговая с отпайкой на ПС Кантемировка.
На рисунке 11 представлена блок-схема внешних электрических связей энергосистемы Воронежской области.
Рисунок 11 - Блок-схема внешних электрических связей
энергосистемы Воронежской области
Особенности режимов работы электрических связей Воронежской энергосистемы:
- ВЛ 110 кВ Манино - Искра нормально разомкнута со стороны ПС 110 кВ Манино по условиям работы РЗА. Возможно замыкание при аварийном отключении одного из ряда сетевых элементов, а также в ряде ремонтных схем;
- ВЛ 110 кВ Народное - Шпикуловская нормально разомкнута со стороны ПС 110 кВ Народное из-за несоответствия набора защит условиям параллельной работы. Возможно включение в ремонтных схемах в тупиковом режиме.
8. Составление перспективных балансов и анализ развития
электроэнергетики Воронежской области на пятилетнюю
перспективу
8.1. Цели и задачи развития электроэнергетики Воронежской области. Прогноз потребления электроэнергии на пятилетний период на территории Воронежской области
Целью развития электроэнергетики Воронежской области является общее повышение эффективности функционирования энергетической инфраструктуры.
Ключевыми задачами, решение которых обеспечивает достижение поставленной цели, являются:
- сокращение затрат энергетических ресурсов на единицу валового регионального продукта;
- проведение модернизации распределительных сетей, обеспечивающих электроснабжение конечных потребителей всех уровней;
- обеспечение замены воздушных и кабельных линий, а также оборудования распределительных устройств с целью минимизации потерь;
- обеспечение потребности в электроэнергетике в дефицитных зонах за счет развития малой энергетики, в том числе с использованием возобновляемых источников энергии.
Приоритетными направлениями деятельности для развития энергетической инфраструктуры Воронежской области являются:
- развитие возобновляемых источников энергии и альтернативных видов топлива;
- популяризация энергосбережения в Воронежской области;
- энергосбережение и повышение энергетической эффективности в системе наружного освещения.
В таблице 28 представлен прогноз электропотребления энергосистемы Воронежской области с учетом ввода/демонтажа генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации, разработанный в соответствии с СиПР ЕЭС России на период 2017 - 2023 годов.
Таблица 28 - Прогноз электропотребления энергосистемы Воронежской области с учетом ввода/демонтажа объектов генерации с высокой вероятностью реализации на 2017 - 2022 годы с выделением наиболее крупных потребителей
Электроэнергия
Прогнозируемый период
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 год
Потребление электроэнергии (млн. кВт·ч), в том числе:
10 972,0
11 193,0
11 579,0
11 911,0
11 972,0
12 118,0
ЮВЖД - филиал ОАО "РЖД"
652,3
627,4
640,8
640,8
640,8
640,8
АО "Воронежсинтезкаучук"
252,5
266,9
266,9
287,4
287,4
287,4
АО "Минудобрения"
391
449
449
449
449
449
АО "ЕВРОЦЕМЕНТ груп" - Воронежский филиал (пгт Подгоренский)
199,5
199,5
199,5
199,5
199,5
199,5
На рисунке 12 представлена отчетная динамика изменения электропотребления энергосистемы Воронежской области, а также прогноз электропотребления на 2017 - 2022 годы.
Рисунок 12 - Динамика изменения фактического
электропотребления, а также прогноз электропотребления
энергосистемы Воронежской области на 2017 - 2022 годы
8.2. Прогноз максимума нагрузки на пятилетний период на территории Воронежской области
В таблице 29 представлен прогноз максимального потребления мощности энергосистемы Воронежской области с учетом ввода/демонтажа генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации, разработанный в соответствии с СиПР ЕЭС России на период 2017 - 2023 годы.
Таблица 29 - Прогноз максимального потребления мощности энергосистемы Воронежской области с учетом ввода/демонтажа объектов генерации с высокой вероятностью реализации на 2017 - 2022 годы с выделением наиболее крупных потребителей
Мощность (МВт)
Предшествующий год
Прогнозируемый период
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 год
Прогноз максимума электрической нагрузки, в том числе
1 863
1 898
1 965
2 018
2 032
2 055
ЮВЖД - филиал ОАО "РЖД"
84,4
82,9
84,7
84,7
84,7
84,7
АО "Воронежсинтезкаучук"
30,5
32,0
32,0
34,5
34,5
34,5
АО "Минудобрения"
59
66
66
66
66
66
АО "ЕВРОЦЕМЕНТ груп" - Воронежский филиал (пгт Подгоренский)
22,7
22,7
22,7
22,7
22,7
22,7
На рисунке 13 представлена отчетная динамика изменения максимумов нагрузки энергосистемы Воронежской области за 2012-2016 годы, а также прогноз изменения максимумов нагрузки на 2017 - 2022 годы.
Рисунок 13 - Динамика изменения фактического максимума
нагрузки, а также прогноз максимума нагрузки энергосистемы
Воронежской области на 2017 - 2022 годы
8.3. Прогноз потребления тепловой энергии на пятилетний период
Прогноз потребления тепловой энергии крупными потребителями Воронежской области на период 2017-2022 годов представлен в таблице 30.
Таблица 30 - Прогноз потребления тепловой энергии крупными потребителями Воронежской области на период 2017 - 2022 годов, тыс. Гкал
Потребитель
Предшествующий год
Прогнозируемый период
2017
2018
2019
2020
2021
2022
ПАО "ВАСО"
63,5
63,5
63,5
63,5
63,5
63,5
АО "Воронежсинтезкаучук"
873,8
913,8
913,8
913,8
913,8
913,8
Воронежский тепловозоремонтный завод - филиал АО "Желдорреммаш"
72
72
72
72
72
72
ЗАО "Воронежский шинный завод"
185,1
202,0
202,0
202,0
202,0
202,0
ООО "ПК КПД-2"
25
25
25
25
25
25
ОАО "Павловск Неруд"
33
33
33
33
33
33
Прогноз потребления тепловой энергии основными группами потребителей городского округа города Воронеж согласно утвержденной схеме теплоснабжения представлен в таблице 31.
Таблица 31 - Прогноз потребления тепловой энергии на период до 2030 года, тыс. Гкал
Категория потребления
Период, годы
2017
2018
2023
2029
Жилищный фонд
4449,9
4559,2
5326,9
6242,0
в том числе:
многоквартирный
3512,9
3602,6
4216,1
4939,6
индивидуальный
937,0
956,6
1110,9
1302,4
Промышленность
2317,0
2317,0
2317,0
2317,0
Всего
6766,8
6876,2
7643,9
8558,9
8.4. Выявление доли суммарного потребления тепловой энергии Воронежской области, которая может быть обеспечена за счет когенерации тепловой и электрической энергии
Наиболее крупные потребители тепловой энергии на территории Воронежской энергосистемы расположены в черте г. Воронежа. Согласно градостроительному плану можно выделить шесть перспективных зон по потреблению тепловой и электрической энергии. На карте-схеме, представленной на рисунке 14, данные зоны обозначены римскими цифрами I - VI. Из них можно особо выделить зоны II и III. В условиях преимущественно жилой застройки эти зоны характеризуются быстрыми темпами роста тепловой и электрической нагрузки, при этом пропускная способность электрических сетей в этих районах недостаточна для покрытия складывающегося дефицита мощности. Рекомендуется при проектировании схем теплоснабжения новых жилых районов в данных зонах предусматривать строительство когенерирующих установок.
Рисунок 14 - Карта-схема магистральных тепловых
сетей г. Воронежа
8.5. Оценка перспективной балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на пятилетний период
При формировании перспективных балансов электроэнергии Воронежской энергосистемы потребность в производстве электроэнергии определяется с учетом объемов электропотребления на территории энергосистемы и сальдо-перетоков с соседними энергосистемами.
Прогнозные балансы электроэнергии и мощности энергосистемы Воронежской области на пятилетнюю перспективу приняты в соответствии с СиПР ЕЭС России на 2017 - 2023 годы и представлены в таблицах 32 и 33.
Таблица 32 - Прогнозный баланс электроэнергии энергосистемы Воронежской области на 2017 - 2022 годы, млн кВт·ч
Показатель
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 год
Потребность (потребление электрической энергии)
10 972,0
11 193,0
11 579,0
11 911,0
11 972,0
12 118,0
Покрытие (производство электрической энергии)
18 657,5
20 810,6
25 849,0
28 435,4
28 360,6
28 451,0
в том числе
АЭС
17 303,0
18 600,1
23 677,0
26 548,9
26 548,9
26 548,9
ТЭС
1 354,5
2 210,5
2 172,0
1 886,5
1 811,7
1 902,1
Сальдо перетоков электрической энергии ("+" дефицит, "-" профицит)
-7 685,5
-9 617,6
-14 270,0
-16 524,4
-16 388,6
-16 333,0
Таблица 33 - Прогнозный баланс мощности энергосистемы Воронежской области на 2017 - 2022 годы, МВт
Показатель
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 год
Потребность (собственный максимум)
1 863,0
1 898,0
1 965,0
2 018,0
2 032,0
2 055,0
Покрытие (установленная мощность)
2 832,3
4 250,7
4 250,7
4 142,7
4 142,7
4 142,7
в том числе:
АЭС
2 597,3
3 792,7
3 792,7
3 792,7
3 792,7
3 792,7
ТЭС
235,0
458,0
458,0
350,0
350,0
350,0
Сальдо перетоков электрической
мощности ("+" дефицит, "-" профицит)
-969,3
-2 352,7
-2 285,7
-2 124,7
-2 110,7
-2 087,7
Прогнозный баланс электроэнергии и мощности энергосистемы Воронежской области на период 2016 - 2022 годов складывается со значительным профицитом в связи с вводом энергоблоков N 6 и N 7 на Нововоронежской АЭС в 2016 и 2018 годах соответственно.
8.6. Перечень введенных в эксплуатацию электросетевых объектов за отчетный период
Перечень введенных/реконструируемых электросетевых объектов 110 кВ и выше в энергосистеме Воронежской области за 2016 - 2017 годы по состоянию на 01.09.2017 представлен в таблице 34.
Таблица 34 - Перечень введенных/реконструируемых электросетевых объектов 110 кВ и выше в энергосистеме Воронежской области за 2016 - 2017 годы по состоянию на 01.09.2017
N п/п
Наименование мероприятия
Год ввода
Технические характеристики объектов проекта ВЛ (км) ПС (МВА)
1
Строительство ПС 110 кВ Сергеевка-тяговая со строительством КВЛ 110 кВ Придонская - Сергеевка-тяговая N 1,2
2017
2x40 МВА,
1x97 км,
1x102,6 км
2
ПС 35/10 кВ "Студенческая" (N 13) с заменой трансформаторов 6,3 на 16 МВА с переводом на напряжение 110 кВ
2016
2x16 МВА
3
Установка 2 (двух) новых ячеек110 кВ на ПС 220 кВ Латная и строительство двухцепной ВЛ от ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Латная для электроснабжения новой ПС 110 кВ Курская
2017
2 ячейки
110 кВ,
2x7,8 км
4
Строительство ПС 110 кВ Северная со строительством заходов от ВЛ 110 кВ Нововоронежская АЭС-Колодезная - тяговая N 1 с отпайками и ВЛ 110 кВ Нововоронежская АЭС-Колодезная - тяговая N 2 с отпайками на ПС 110 кВ Северная
2016
2x16 МВА
5
Замена силовых трансформаторов 2x25 МВА на 2x63 МВА на ПС 110 кВ N 2
2016
2x63 МВА
6
На ПС 110 кВ Рамонь-2 и ПС 110 кВ Анна-2 произошла "рокировка" трансформаторов: трансформатор Т-2 мощностью 16 МВА с ПС 110 кВ Рамонь-2 установили на ПС 110 кВ Анна-2, а трансформатор Т-1 мощностью 25 МВА с ПС 110 кВ Анна-2 установили на ПС 110 кВ Рамонь-2
2016
-
7
Установка Т-1 на ПС 110 кВ N 44 ВШЗ-2
2016
10 МВА
8
Произведена замена выключателей В ВЛ-110-27, В ВЛ-110-28, В ВЛ-110-31, В ВЛ-110-32, ШОВ-110 на ПС 110 кВ N 9 СХИ с отключающей способностью 40 кА
2016
-
8.7. Анализ загрузки ЦП 110 кВ и выше с учетом приростов нагрузки в рамках заключенных договоров ТП
В таблице 35 представлена информация о загрузке центров питания 110 кВ и выше, на которых прогнозируются недопустимые перегрузки при единичных отключениях в сети, на основании данных контрольных замеров нагрузок в зимний период 2016 года, а также данных о приростах мощности и перспективной загрузке центров питания 110 кВ и выше на рассматриваемый период 2017 - 2022 годов.
На основании анализа загрузки ЦП 110 кВ и выше с учетом приростов нагрузки в рамках заключенных договоров ТП (таблица 35) имеются следующие схемно-режимные ситуации, характеризующиеся повышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений:
ПС 110 кВ N 31 Воля
На основании анализа загрузки ПС 110 кВ N 31 Воля с учетом приростов нагрузки в рамках заключенных договоров на ТП токовая загрузка Т-1 при аварийном отключении Т-2 составит в 2018 году 156% от Iном.
Рекомендуется реконструкция в 2018 году ПС 110 кВ N 31 Воля с заменой трансформатора Т-1 номинальной мощностью 16 МВА на 25 МВА.
Предложенное мероприятие имеется также в согласованных Филиалом АО "СО ЕЭС" ОДУ Центра ТУ на ТП энергопринимающих устройств ПАО "МРСК Центра" (ПС 110 кВ N 31 Воля) к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 16.07.2013.
ПС 110 кВ Опорная
На основании анализа загрузки ПС 110 кВ Опорная с учетом приростов нагрузки в рамках заключенных договоров на ТП токовая загрузка Т-1(2) при аварийном отключении Т-2(1) составит в 2018 году 205% от Iном.
Рекомендуется реконструкция в 2018 году ПС 110 кВ Опорная с заменой силовых трансформаторов номинальной мощностью 6,3 МВА на 16 МВА.
Предложенное мероприятие имеется также в согласованных филиалом АО "СО ЕЭС" ОДУ Центра ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Томат" к электрическим сетям ПАО "МРСК Центра".
ПС 110 кВ Бутурлиновка-1
На основании анализа загрузки ПС 110 кВ Бутурлиновка-1 с учетом приростов нагрузки в рамках заключенных договоров на ТП токовая загрузка Т-1(2) при аварийном отключении Т-2(1) составит в 2019 году 121% от Iном.
Рекомендуется реконструкция в 2019 году ПС 110 кВ Бутурлиновка-1 с заменой силовых трансформаторов номинальной мощностью 16 МВА на 25 МВА.
Предложенное мероприятие имеется также в выданных филиалом ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго" ТУ на ТП энергопринимающих устройств ОАО "Бутурлиновская электросетевая компания" максимальной мощностью 2 МВт.
В таблице 36 представлен перечень мероприятий по вводам (реконструкции, техперевооружению) электросетевых объектов на 2018 - 2022 годы для исключения схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений.
Таблица 35 - Загрузка ЦП 110 кВ и выше с учетом прироста нагрузки в рамках заключенных договоров ТП
N п/п
ПС
N трансформатора
Номинальная мощность трансформатора (МВА)
Мощность, перераспределяемая в соответствии с ПТЭ (МВА)
Мощность ПС с учетом аварийного отключения одного наиболее мощного Т (МВА)
Максимум нагрузки в день контрольного замера 16.12.2015 (МВА)
Прирост мощности по ПС в рамках заключенных договоров ТП (МВА)
Перспективная нагрузка ПС (МВА)
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2017
2018
2019
2020
2021
2022
1
ПС 110 кВ N 31 Воля
N 1
16
2,7
19,5
15,8
0
2+9
0
0
0
0
15,8
27,6
27,6
27,6
27,6
27,6
N 2
25
2
ПС 110 кВ Опорная
N 1
6,3
1,5
8,11
3,8
0
9,8
0
0
0
0
3,8
14,4
14,4
14,4
14,4
14,4
N 2
6,3
3
ПС 110 кВ Бутурлиновка-1
N 1
16
1,2
18
18,4
0
0
2
0
0
0
18,4
18,4
20,6
20,6
20,6
20,6
N 2
16
Таблица 36 - Перечень мероприятий по вводам (реконструкции, техперевооружению) электросетевых объектов на 2018 - 2022 годы для исключения схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений
N п/п
Наименование проекта (строительство/реконструкция/ проектирование)
Параметры
Рекомендуемый год реализации
Субъект
1
Реконструкция ПС 110 кВ N 31 Воля с заменой Т-1 мощностью 16 МВА на 25 МВА
25 МВА
2018
ПАО "МРСК Центра"
2
Реконструкция ПС 110 кВ Опорная с заменой Т-1, Т-2 мощностью 6,3 МВА на 16 МВА
2х16 МВА
2018
ПАО "МРСК Центра"
3
Реконструкция ПС 110 кВ Бутурлиновка-1 с заменой Т-1, Т-2 мощностью 16 МВА на 25 МВА
2х25 МВА
2019
ПАО "МРСК Центра"
8.8. Проверка достаточности предлагаемых электросетевых решений для ликвидации схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений
ПС 110 кВ N 16 Юго-Западная
На основании Акта технического состояния ПС 110 кВ N 16 Юго-Западная от 09.09.2016, подписанного Первым заместителем директора - главным инженером филиала ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго", был зафиксирован моральный и физический износ Т-1 31,5 МВА (1954 г.в.), Т-2 31,5 МВА (1952 г.в.) и Т-3 40 МВА (1976 г.в.). В соответствии с проектом ИП ПАО "МРСК Центра" на 2017 - 2022 годы рекомендуется реконструкция ПС 110 кВ N 16 Юго-Западная с заменой трансформаторов 2x31,5+40 МВА на 2х63 МВА в 2019 году.
Строительство ПС 110 кВ Хохол-Районная с ВЛ 110 кВ Латная - Хохол-Районная N 1,2 и перезаводом ВЛ 35 кВ Хохольского района
Согласно данным филиала ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго" имеет место большая протяженность ВЛ-35 кВ Семилукско-Хохольского узла (пригород г. Воронежа), что вызывает частые отключения ВЛ и повреждения электрооборудования, связанные с замыканиями на землю. Суммарная протяженность ВЛ 35 кВ, питающих семь ПС 35 кВ, при создании ремонтной схемы с выводом в ремонт 1 секции 35 кВ ПС 110 кВ Краснолипье, составляет 139 км, что снижает надежность электроснабжения потребителей Семилукского и Хохольского районов Воронежской области.
Достаточных оснований для сооружения ПС 110 кВ Хохол-Районная с ВЛ 110 кВ Латная - Хохол-Районная N 1,2 и перезаводом ВЛ 35 кВ Хохольского района в работе выявлено не было. Необходимо рассмотреть данное мероприятие при разработке схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Воронежской области последующих периодов с учетом заявок на увеличение потребляемой мощности в данном энергоузле.
8.9. Формирование перечня электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу (реконструкции, техперевооружению), в том числе для устранения схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений
Перечень электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу (реконструкции, техперевооружению, включению), в том числе для устранения схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетических режимов из области допустимых значений, представлен в таблице 37.
Таблица 37 - Перечень электросетевых объектов, рекомендуемых к вводу (реконструкции, техперевооружению) в 2018 - 2022 годах
N п/п
Наименование проекта (строительство/реконструкция/проектирование)
Параметры
Рекомендуемый год реализации
Субъект
Обоснование
1
Строительство одноцепной ВЛ 500 кВ Донская - Старый Оскол N 2 с реконструкцией ПС 500 кВ Старый Оскол в части установки линейной ячейки 500 кВ
92 км
2018
ПАО "ФСК ЕЭС"
СиПР ЕЭС России на период 2017 - 2023 годов
2
Строительство одноцепной ВЛ 220 кВ Донская - Бутурлиновка со строительством ПС 220 кВ Бутурлиновка
120,3 км,
125 МВА
2018
ПАО "ФСК ЕЭС"
3
Реконструкция ПС 110 кВ Бутурлиновка-2 с установкой 2 (двух) ячеек 110 кВ
2 ячейки
110 кВ
2018
ПАО "МРСК Центра"
Проект ИП ПАО "МРСК Центра" на 2017 - 2022 годы (этап СМР)
4
Строительство КЛ 110 кВ ПС 220 кВ Бутурлиновка - ПС 110 кВ Бутурлиновка-2 цепь 1,2
0,54 км
0,43 км
2018
ПАО "МРСК Центра"
5
Комплексная реконструкция ПС 220 кВ Южная с заменой трех АТ (200 МВА, 125 МВА, 125 МВА) на два АТ 250 МВА с заменой БСК-1 и БСК-2 на аналогичную мощность
2x250 МВА
2x54,5 Мвар
2022
ПАО "ФСК ЕЭС"
СиПР ЕЭС России на период 2017 - 2023 годов
6
Реконструкция ОРУ 110 кВ Воронежской ТЭЦ-1. Установка токоограничивающих реакторов в ВЛ-110-5,6 и ВЛ-110-23,24
-
2018
ПАО "Квадра"
СВМ 10 ПГУ Воронежской ТЭЦ-1. ТУ на ТП
7
Строительство ПС 110 кВ Спутник и строительство заходов от ВЛ-110-27,28 на ПС 110 кВ Спутник
2x40 МВА,
4x0,1 км
2018
ПАО "МРСК Центра"
Заключенный договор ТП филиала ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго".
Утвержденные ТУ на ТП к электрическим сетям филиала ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго" энергопринимающих устройств ООО "Выбор" от 28.12.2015
8
Строительство ПС 110 кВ Озерки со строительством КЛ 110 кВ Кировская - Озерки N 1, 2.
Установка 2 (двух) новых ячеек 110 кВ на ПС 220 кВ Кировская
3x16 МВА
2x1 км
2 ячейки
110 кВ
2018 <8>
ООО "Каскадэнерго",
ПАО "ФСК ЕЭС"
Заключенный договор ТП ПАО "ФСК ЕЭС".
Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ОАО "Каскадэнерго" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 26.03.2015 с изменениями от 09.10.2015
9
Строительство ПС 110 кВ Родина со строительством КВЛ 110 кВ Латная - Родина (ячейка 110 кВ на ПС 220 кВ Латная установлена в 2016 году)
1x25 МВА,
5,1 км
2018
ООО "Родина",
ПАО "ФСК ЕЭС"
Заключенный договор ТП ПАО "ФСК ЕЭС".
Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Родина" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 03.07.2015
10
Строительство ПС 110 кВ Парковая со строительством КВЛ 110 кВ Южная - Парковая N 1, 2. Установка 2 (двух) ячеек 110 кВ на ПС 220 кВ Южная
2x63 МВА,
2x1,1 км
2x3,1 км
2 ячейки 110 кВ
2018
Департамент строительной политики Воронежской области,
ПАО "ФСК ЕЭС"
Заключенный договор ТП ПАО "ФСК ЕЭС".
Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств департамента строительной политики Воронежской области к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 19.12.2012 с изменениями от 05.02.2014, 18.04.2014, 30.05.2016
11
Строительство ПС 110 кВ ТК Воронежский со строительством ВЛ 110 кВ Бобров - ТК Воронежский.
Установка одной ячейки 110 кВ на ПС 220 кВ Бобров
125 МВА,
1 ячейка
110 кВ <9>
2018
ООО "Тепличный комбинат "Воронежский",
ПАО "ФСК ЕЭС"
Заключенный договор ТП ПАО "ФСК ЕЭС".
Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Тепличный комбинат "Воронежский" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 23.09.2016
12
Строительство ПС 110 кВ Агроэко со строительством ВЛ 110 кВ Придонская - Агроэко. Увеличение мощности БСК-1 на ПС 220 кВ Придонская до 56 Мвар. Установка одной ячейки 110 кВ на ПС 220 кВ Придонская
16 МВА,
увеличение БСК-1 до 56 Мвар,
1 ячейка
110 кВ <10>
2018
ООО "Агроэко-Юг",
ПАО "ФСК ЕЭС"
Заключенный договор ТП ПАО "ФСК ЕЭС".
Присоединение новых потребителей. Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Агроэко-Юг" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 30.12.2016
13
Реконструкция ПС 110 кВ N 31 Воля с заменой Т-1 мощностью 16 МВА на 25 МВА
25 МВА
2018
ПАО "МРСК Центра"
Загрузка ЦП на перспективу до 2022 года.
Мероприятия имеется в ТУ на ТП согласно заключенным договорам
14
Реконструкция ПС 110 кВ Опорная с заменой Т-1, Т-2 мощностью 6,3 МВА на 16 МВА
2x16 МВА
2018
ПАО "МРСК Центра"
15
Реконструкция ПС 110 кВ Бутурлиновка-1 с заменой Т-1, Т-2 мощностью 16 МВА на 25 МВА
2x25 МВА
2019
ПАО "МРСК Центра"
16
Реконструкция ПС 110 кВ N 16 Юго-Западная с заменой трех трансформаторов 2x31,5+40 МВА на два трансформатора 2x63 МВА
2x63 МВА
2019
ПАО "МРСК Центра"
Акт технического состояния ПС 110 кВ N 16 Юго-Западная от 09.09.2016, подписанного Первым заместителем директора - главным инженером филиала ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго"
17
Замена на ПС 220 кВ Южная 12 (двенадцати) выключателей 110 кВ на выключатели с отключающей способностью не менее 40 кА
-
2018
ПАО "ФСК ЕЭС"
Мероприятия имеются в ТУ на ТП ПГУ 223 МВт Воронежской ТЭЦ-1
18
Замена на ПС 110 кВ ГОО 2 (двух) выключателей 110 кВ на выключатели с отключающей способностью не менее 40 кА
-
2018
ООО УК
"Рудгормаш"
Превышение отключающей способности выключателей расчетного значения тока КЗ
19
Замена на ПС 110 кВ ГПП-1 выключателя 110 кВ В-110 Т-2 на выключатель с отключающей способностью не менее 40 кА
-
2018
АО "Воронеж-синтезкаучук"
--------------------------------
<8> Срок реализации мероприятий на ПС 220 кВ Кировская для технологического присоединения ПС 110 кВ Озерки определен на основании заявки на ТП и соответственно результата расчета электрических режимов, при этом он может быть скорректирован в соответствии с фактическими темпами роста нагрузки с учетом заключенных договоров на технологическое присоединение, а также с учетом нормативных сроков проектирования, строительства и финансирования мероприятий.
<9> Длина ВЛ 110 кВ Бобров - ТК Воронежский уточняется.
<10> Длина ВЛ 110 кВ Придонская - Агроэко уточняется.
8.10. Разработка принципиальных схем электрической сети напряжением 110 кВ и выше на перспективу пяти лет
Принципиальная схема электрических соединений электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Воронежской области на перспективу 5 лет представлена в приложении N 2.
Карта-схема электрической сети 110 кВ и выше Воронежской области и непосредственно г. Воронежа на перспективу пяти лет представлена в приложении N 3.
8.11. Формирование баланса по реактивной мощности и условия регулирования напряжения сети 110 - 500 кВ, обоснование пунктов размещения компенсирующих устройств, их тип и мощность
Баланс реактивной мощности показал, что в режимах зимних и летних максимальных нагрузок на период 2018 - 2022 годов в нормальной схеме электрической сети энергосистема Воронежской области характеризуется дефицитом реактивной мощности в объеме от 50 до 200 Мвар. Имеющийся дефицит реактивной мощности компенсируется за счет внешних межсистемных связей.
В режимах зимних и летних минимальных нагрузок на период 2018 - 2022 годов в нормальной схеме электрической сети баланс реактивной мощности энергосистемы Воронежской области складывается с профицитом до 200 Мвар. Имеющийся избыток реактивной мощности распределяется за счет внешних межсистемных связей.
Расчет баланса реактивной мощности энергорайонов энергосистемы Воронежской области на период 2018 - 2022 годов выявил дефицит реактивной мощности Воронежского энергорайона, который покрывается в основном за счет генерации близко расположенной Нововоронежской АЭС и частично Воронежской ТЭЦ-1 и Воронежской ТЭЦ-2. Восточный и Южный энергорайоны при отсутствии собственных источников генерации полностью зависят от межсистемных связей, по которым в период зимнего максимума нагрузки осуществляется передача до 80 Мвар. В Южном энергорайоне за счет наличия на ПС 220 кВ Придонская двух БСК наблюдается незначительный избыток реактивной мощности в период летнего минимума нагрузки.
На период 2018 - 2022 годов в энергосистеме Воронежской области планируются следующие мероприятия в части средств компенсации реактивной мощности:
- на основании СиПР ЕЭС России на 2017 - 2023 в рамках комплексной реконструкции ПС 220 кВ Южная производится замена существующих БСК-1 и БСК-2 на БСК аналогичной мощности в 2022 году;
- в соответствии с ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Агроэко-Юг" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 30.12.2016 производится увеличение мощности БСК-1 на ПС 220 кВ Придонская до 56 Мвар в 2018 году.
На основании вышеизложенного дополнительных мер по компенсации реактивной мощности в энергосистеме Воронежской области не требуется.
8.12. Мероприятия по замене выключателей
За 2016 году в энергосистеме Воронежской области в рамках ввода ПГУ 223 МВт на Воронежской ТЭЦ-1 была произведена замена выключателей В ВЛ-110-27, В ВЛ-110-28, В ВЛ-110-31, В ВЛ-110-32 и ШОВ-110 на ПС 110 кВ N 9 СХИ на выключатели с отключающей способностью 40 кА.
Для предотвращения превышения отключающей способности выключателей расчетным токам КЗ в энергосистеме Воронежской области на перспективу до 2022 года рекомендуется:
- отключить в нормальной схеме В ВЛ-110-40 на ПС Кировская, В ВЛ-110-39 на ПС Южная до ввода ПГУ 223 МВт на Воронежской ТЭЦ-1;
- отключить в нормальной схеме АТ-3 ПС 220 кВ Южная;
- замена в 2018 году на ПС 220 кВ Южная двенадцати выключателей 110 кВ В-110 АТ-1, В-110 Т-1, В-110 Т-2, В-110 Т-3, В ВЛ-110-40, В ВЛ-110-16, ШОВ 3-4 110 кВ, В-110 АТ-2, В ВЛ-110-3, В ВЛ-110-15, ШСВ 2-1 110 кВ, СВ 1-3 110 кВ на выключатели с отключающей способностью не менее 40 кА;
- в РУ 110 кВ Воронежской ТЭЦ-1 установка новых выключателей с отключающей способностью 40 кА, а также замена существующих выключателей 110 кВ на выключатели с отключающей способностью не менее 40 кА в 2018 году;
- замена в 2018 году В-110 Т-1 и В-110 Т-2 на ПС 110 кВ ГОО с отключающей способностью 20 кА на выключатели с отключающей способностью не менее 40 кА;
- замена в 2018 году В-110 Т-2 на ПС 110 кВ ГПП-1 с отключающей способностью 20 кА на выключатели с отключающей способностью не менее 40 кА.
8.13. Сводные данные по развитию электрической сети
Сводные данные по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Воронежской области представлены в таблице 38.
Таблица 38 - Сводные данные по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше
Класс напряжения
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 год
км
МВА
км
МВА
км
МВА
км
МВА
км
МВА
110 кВ
15,9
477
-
176
-
-
-
-
-
-
220 кВ
121,3
125
-
-
-
-
-
-
109
500
500 кВ
92
-
-
-
-
-
-
-
-
-
8.14. Потребность электростанций и котельных в топливе
Прогноз потребления топлива электростанций и котельных основных генерирующих компаний Воронежской области на 2017 - 2022 годы представлен в таблице 39.
Таблица 39 - Прогноз потребления топлива по электростанциям и котельным основных генерирующих компаний Воронежской области на 2017 - 2022 годы, т у.т.
Год
Тип топлива
Электростанции и котельные, т у.т.
Нововоронежская АЭС
Воронежская ТЭЦ-1
Воронежская ТЭЦ-2
Котельная N 1
Котельная N 2
2017
Ядерное топливо
н/д
-
-
-
-
Газ
-
509109
411477
21801
64441
Мазут
-
1200
579
0
0
2018
Ядерное топливо
н/д
-
-
-
-
Газ
-
493372
401256
21033
65772
Мазут
-
4100
2550
0
0
2019
Ядерное топливо
н/д
-
-
-
-
Газ
-
619143
405572
20861
65931
Мазут
-
4100
2550
0
0
2020
Ядерное топливо
н/д
-
-
-
-
Газ
-
599432
410311
20931
66155
Мазут
-
4100
2550
0
0
2021
Ядерное топливо
н/д
-
-
-
-
Газ
-
599432
410311
20931
66155
Мазут
-
4100
2550
0
0
2022
Ядерное топливо
н/д
Газ
-
599432
410311
20931
66155
Мазут
-
4100
2550
0
0
9. Составление схемы размещения объектов генерации
и потребления на пятилетнюю перспективу
9.1. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Воронежской области мощностью свыше 5 МВт на пятилетний период
На основании СиПР ЕЭС России на 2017 - 2023 годы в таблице 40 приведен список генерирующего оборудования, запланированного к вводу с высокой вероятностью реализации и демонтажу на электростанциях энергосистемы Воронежской области в 2017 - 2022 годах.
9.2. Прогноз развития энергетики Воронежской области на основе возобновляемых источников энергии и местных видов топлива
Использование возобновляемых источников энергии (далее - ВИЭ) и альтернативных видов топлива является одним из перспективных направлений предотвращения энергодефицита в Воронежской области и диверсификации источников энергии.
Внедрение использования ВИЭ в Воронежской области позволит обеспечить надежное, устойчивое и долгосрочное энергообеспечение экономического развития Воронежской области, а также позволит снизить примерно на 30% использование традиционных энергоносителей. Это будет способствовать вовлечению инновационных наукоемких технологий и оборудования в энергетическую сферу Воронежской области.
Возобновляемые источники энергии могут быть применены к удаленным от сети автономным сельскохозяйственным объектам малой мощности.
Экономия дизельного топлива при использовании ветроэнергетической установки совместно с дизельными станциями может составлять до 79%. Экономия твердого топлива при использовании ВИЭ совместно с традиционными печами может составлять до 42%.
В Воронежской области среднегодовая скорость ветра - 3,3 - 5,2 м/с, природный ветроэнергетический потенциал на высоте 40 м над подстилающей поверхностью составляет 250 - 420 Вт/м2. Наиболее высокий ветроэнергетический потенциал (технический потенциал - 494 МВт·ч) в Таловском и Бутурлиновском районах Воронежской области. Использование ветроэнергетических установок (далее - ВЭУ) целесообразно при среднегодовой скорости ветра не ниже 4 м/с.
Таблица 40 - Список генерирующего оборудования, запланированного к вводу, демонтажу, модернизации и перемаркировке с высокой вероятностью реализации на электростанциях Воронежской области в 2017 - 2022 годы, МВт
N п/п
Станционный номер, тип турбины
Электростанция
Генерирующая компания
Тип ввода/
Демонтаж/
Перемаркировка
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
2021 год
2022 год
1
10 ПГУ(Т)
Воронежская ТЭЦ-1
ПАО "Квадра"
новое строительство
223
2
6 ВВЭР
Нововоронежская АЭС
АО "Концерн Росэнергоатом"
перемаркировка
-15,1
3
2 ВВЭР-1200 (энергоблок N 7)
новое строительство
1195,4
4
4 ПТ-30-90
Воронежская ТЭЦ-1
ПАО "Квадра"
окончательный демонтаж
-30
5
5 ПТ-30-90
-30
6
6 ПТ-30-90
-30
7
7 Р-14-90
-14
8
8 Р-14-90
-14
9
9 ПР-20-90
-20
В Воронежской области в качестве пилотных образцов рекомендуется:
- использование ВЭУ мощностью до 2 кВт для индивидуального пользования;
- использование ВЭУ мощностью до 30 кВт для фермерских хозяйств;
- строительство ветроэлектростанции (район Каменной степи Таловского муниципального района) мощностью 10 МВт с использованием 15 ВЭУ мощностью 0,4 МВт каждая.
Продолжительность солнечного сияния в Воронежской области распределяется довольно равномерно, постепенно увеличиваясь с северо-запада на юго-восток в среднем на 200 часов от 1820 до 2020 часов в год.
Использование солнечных коллекторов эффективно для любого муниципального образования Воронежской области, также целесообразно применение низкотемпературных гелиоустановок коллекторного типа для горячего водоснабжения в быту (животноводческие фермы), промышленности и сельском хозяйстве, в теплоснабжении и кондиционировании жилых и общественных зданий.
Суммарные потенциальные гидроэнергетические ресурсы Воронежской области оцениваются в 1000 ГВт·ч, полная мощность водотоков - 109 МВт. Оценка гидроэнергетических ресурсов была проведена в 1967 году, в настоящее время накоплены новые данные по стоку рек, уточнено количество малых рек и их протяженность, обновлены топографические карты. С учетом этих данных возникает необходимость в уточнении гидроэнергетических ресурсов Воронежской области.
Приближенная оценка энергии поверхностного стока Воронежской области равна 1,86 млрд. кВт·ч, или 1860 ГВт·ч. Мощность поверхностного стока оценивается в 212 МВт. Валовый гидроэнергетический потенциал руслового стока оценивается около 1,2 млрд кВт·ч в год при мощности в 137 МВт.
Частично потребность в диверсификации первичных энергетических ресурсов для выработки электрической энергии может быть покрыта путем строительства малых гидроэлектростанций.
Наибольшим гидроэнергетическим потенциалом обладают водотоки Дона (51200 кВт, 448512 МВт·ч/год), Хопра (8093 кВт, 78227 МВт·ч/год), Битюга (5853 кВт, 51272 МВт·ч/год), Воронежа (5500 кВт, 48180 МВт·ч/год), Толучеевки (5013 кВт, 43914 МВт·ч/год), Елани (2516 кВт, 22040 МВт·ч/год), Богучарки (2145 кВт, 18790 МВт·ч/год).
Наиболее приемлемыми концептуальными подходами по использованию ВИЭ для энергообеспечения сельскохозяйственных потребителей Воронежской области являются:
- применение различных видов ВИЭ в случае, если их использование позволяет обеспечить гарантированное и качественное энергообеспечение отдельных потребителей, например, использование древесных отходов в виде брикетов (гранул) и лузги в виде пеллет (в 2009 году производство составило около 2 тыс. т, или 1200 т у.т., ежегодный потенциал оценивается от 12 тыс. т, или 7200 т у.т.) - потенциал для сжигания в огневых печах или котельных, работающих на привозном угле;
- сочетание различных видов возобновляемых источников энергии с учетом конкретных условий и концентрации энергоисточников и традиционно применяемых источников тепла и электроснабжения бытовых нужд и технологических процессов сельскохозяйственного производства.
Перспективным направлением диверсификации источников энергии является использование отходов сельского хозяйства, птицеводческих и животноводческих хозяйств в качестве биотоплива в целях одновременного производства электрической и тепловой энергии, а также удобрений.
Также целесообразно использование биогазовых установок на транспортных предприятиях. Так, на железнодорожном транспорте внедрен сбор фекалий в резервуары, установленные в вагонах, что приводит к необходимости их регулярной эвакуации преимущественно в городские канализации соответствующих железнодорожных узлов. Возможна организация предварительной обработки субстрата в биогазовых реакторах, установленных непосредственно на станциях. Это позволит получать газообразное топливо для станционных нужд, сократить количество специализированного автотранспорта, задействованного на эвакуации, уменьшить загрязнение окружающей среды. При совершении одного рейса потенциал выработки из эвакуированных фекалий примерно составляет 462 кВт·ч электроэнергии и 0,408 Гкал тепловой энергии.
Основными мероприятиями по реализации данного направления являются:
- установка солнечных коллекторов;
- проектирование и строительство ветроэнергетических парков;
- проектирование и строительство ветроэнергетических установок в фермерских хозяйствах;
- создание пилотной биогазовой установки на станциях железнодорожных узлов;
- стимулирование производства пеллет на основе лузги;
- создание пилотной биогазовой установки на сельскохозяйственных предприятиях, птицеводческих и животноводческих хозяйствах;
- оценка гидроэнергетических ресурсов Воронежской области.
9.3. Подтверждение целесообразности строительства и выбора напряжения намечаемых к строительству подстанций технико-экономическими расчетами вариантов развития сети. Итоговый перечень объектов нового строительства, расширения и реконструкции электросетевых объектов 110 кВ и выше
Разукрупнение ВЛ-110-35 и ВЛ-110-36
Проблемой данных ВЛ является их большая протяженность, что затрудняет проведение текущих работ по обслуживанию и ремонту, а также сдерживает строительство новых центров питания, рост потребления электроэнергии и мощности и, как следствие, социально-экономическое развитие Новоусманского и Рамонского районов.
Достаточных оснований для реконструкции сети 110 кВ в энергорайоне ВЛ-110-35 и ВЛ-110-36 в работе выявлено не было. Необходимо рассмотреть данное мероприятие при разработке схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Воронежской области последующих периодов с учетом заявок на увеличение потребляемой мощности в данном энергоузле.
Итоговый перечень объектов нового строительства, расширения и реконструкции электросетевых объектов 110 кВ и выше в энергосистеме Воронежской области на период 2018 - 2022 годов представлен в таблице 41.
Таблица 41 - Перечень электросетевых объектов, рекомендуемых к вводу (реконструкции, техперевооружению) в 2018 - 2022 годах
N п/п
Наименование проекта (строительство/реконструкция/
проектирование)
Параметры
Рекомендуемый год реализации
Субъект
Обоснование
1
Строительство одноцепной ВЛ 500 кВ Донская - Старый Оскол N 2 с реконструкцией ПС 500 кВ Старый Оскол в части установки линейной ячейки 500 кВ
92 км
2018
ПАО "ФСК ЕЭС"
СиПР ЕЭС России на период 2017 - 2023 годов
2
Строительство одноцепной ВЛ 220 кВ Донская - Бутурлиновка со строительством ПС 220 кВ Бутурлиновка
120,3 км,
125 МВА
2018
ПАО "ФСК ЕЭС"
3
Реконструкция ПС 110 кВ Бутурлиновка-2 с установкой 2 (двух) ячеек 110 кВ
2 ячейки
110 кВ
2018
ПАО "МРСК Центра"
Проект ИП ПАО "МРСК Центра" на 2017 - 2022 годы (этап СМР)
4
Строительство КЛ 110 кВ ПС 220 кВ Бутурлиновка - ПС 110 кВ Бутурлиновка-2 цепь 1,2
0,54 км
0,43 км
2018
ПАО "МРСК Центра"
5
Комплексная реконструкция ПС 220 кВ Южная с заменой трех АТ (200 МВА, 125 МВА, 125 МВА) на два АТ 250 МВА с заменой БСК-1 и БСК-2 на аналогичную мощность
2x250 МВА
2x54,5 Мвар
2022
ПАО "ФСК ЕЭС"
СиПР ЕЭС России на период 2017 - 2023 годов
6
Реконструкция ОРУ 110 кВ Воронежской ТЭЦ-1. Установка новых выключателей с отключающей способностью не менее 40 кВ и замена существующих выключателей 110 кВ в РУ 110 кВ Воронежской ТЭЦ-1. Установка токоограничивающих реакторов в ВЛ-110-5,6 и ВЛ-110-23,24
-
2018
ПАО "Квадра"
СВМ 10 ПГУ Воронежской ТЭЦ-1. ТУ на ТП
7
Строительство ПС 110 кВ Спутник и строительство заходов от ВЛ-110-27,28 на ПС 110 кВ Спутник
2x40 МВА,
4x0,1 км
2018
ПАО "МРСК Центра"
Заключенный договор ТП филиала ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго".
Утвержденные ТУ на ТП к электрическим сетям филиала ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго" энергопринимающих устройств ООО "Выбор" от 28.12.2015
8
Строительство ПС 110 кВ Озерки со строительством КЛ 110 кВ Кировская - Озерки N 1,2. Установка 2 (двух) новых ячеек 110 кВ на ПС 220 кВ Кировская
3x16 МВА
2x1 км
2 ячейки
110 кВ
2018 <11>
ООО "Каскадэнерго",
ПАО "ФСК ЕЭС"
Заключенный договор ТП ПАО "ФСК ЕЭС".
Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ОАО "Каскадэнерго" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 26.03.2015 с изменениями от 09.10.2015
9
Строительство ПС 110 кВ Родина со строительством КВЛ 110 кВ Латная - Родина (ячейка 110 кВ на ПС 220 кВ Латная установлена в 2016 году)
1x25 МВА,
5,1 км
2018
ООО "Родина",
ПАО "ФСК ЕЭС"
Заключенный договор ТП ПАО "ФСК ЕЭС".
Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Родина" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 03.07.2015
10
Строительство ПС 110 кВ Парковая со строительством КВЛ 110 кВ Южная - Парковая N 1,2. Установка 2 (двух) ячеек 110 кВ на ПС 220 кВ Южная
2x63 МВА,
2x1,1 км
2x3,1 км
2 ячейки 110 кВ
2018
Департамент строительной политики Воронежской области,
ПАО "ФСК ЕЭС"
Заключенный договор ТП ПАО "ФСК ЕЭС".
Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств департамента строительной политики Воронежской области к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 19.12.2012 с изменениями от 05.02.2014, 18.04.2014, 30.05.2016
11
Строительство ПС 110 кВ ТК Воронежский со строительством ВЛ 110 кВ Бобров - ТК Воронежский. Установка одной ячейки 110 кВ на ПС 220 кВ Бобров
125 МВА,
1 ячейка
110 кВ <12>
2018
СПК "Воронежский тепличный комбинат",
ПАО "ФСК ЕЭС"
Заключенный договор ТП ПАО "ФСК ЕЭС".
Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Тепличный комбинат "Воронежский" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 23.09.2016
12
Строительство ПС 110 кВ Агроэко со строительством ВЛ 110 кВ Придонская - Агроэко. Увеличение мощности БСК-1 на ПС 220 кВ Придонская до 56 Мвар. Установка одной ячейки 110 кВ на ПС 220 кВ Придонская
16 МВА,
увеличение БСК-1 до 56 Мвар,
1 ячейка
110 кВ <13>
2018
ООО "Агроэко-Юг",
ПАО "ФСК ЕЭС"
Заключенный договор ТП ПАО "ФСК ЕЭС".
Присоединение новых потребителей. Утвержденные ТУ на ТП энергопринимающих устройств ООО "Агроэко-Юг" к электрическим сетям ПАО "ФСК ЕЭС" от 30.12.2016
13
Реконструкция ПС 110 кВ N 31 Воля с заменой Т-1 мощностью 16 МВА на 25 МВА
25 МВА
2018
ПАО "МРСК Центра"
Загрузка ЦП на перспективу до 2022 года.
Мероприятия имеются в ТУ на ТП согласно заключенным договорам
14
Реконструкция ПС 110 кВ Опорная с заменой Т-1, Т-2 мощностью 6,3 МВА на 16 МВА
2x16 МВА
2018
ПАО "МРСК Центра"
15
Реконструкция ПС 110 кВ Бутурлиновка-1 с заменой Т-1, Т-2 мощностью 16 МВА на 25 МВА
2x25 МВА
2019
ПАО "МРСК Центра"
16
Реконструкция ПС 110 кВ N 16 Юго-Западная с заменой трех трансформаторов 2x31,5+40 МВА на два трансформатора 2x63 МВА
2x63 МВА
2019
ПАО "МРСК Центра"
Акт технического состояния ПС 110 кВ N 16 Юго-Западная от 09.09.2016, подписанного Первым заместителем директора - главным инженером филиала ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго"
17
Замена на ПС 220 кВ Южная 12 (двенадцати) выключателей 110 кВ на выключатели с отключающей способностью не менее 40 кА
-
2018
ПАО "ФСК ЕЭС"
Мероприятия имеются в ТУ на ТП ПГУ 223 МВт Воронежской ТЭЦ-1
18
Замена на ПС 110 кВ ГОО 2 (двух) выключателей 110 кВ на выключатели с отключающей способностью
не менее 40 кА
-
2018
ООО УК "Рудгормаш"
Превышение отключающей способности выключателей расчетного значения тока КЗ
19
Замена на ПС 110 кВ ГПП-1 выключателя 110 кВ В-110 Т-2 на выключатель с отключающей способностью не менее 40 кА
-
2018
АО "Воронежсинтезкаучук"
--------------------------------
<11> Срок реализации мероприятий на ПС 220 кВ Кировская для технологического присоединения ПС 110 кВ Озерки определен на основании заявки на ТП и соответственно результата расчета электрических режимов, при этом он может быть скорректирован в соответствии с фактическими темпами роста нагрузки с учетом заключенных договоров на технологическое присоединение, а также с учетом нормативных сроков проектирования, строительства и финансирования мероприятий.
<12> Длина ВЛ 110 кВ Бобров - ТК Воронежский уточняется.
<13> Длина ВЛ 110 кВ Придонская - Агроэко уточняется.
Приложение N 1
к схеме и программе
перспективного развития электроэнергетики
Воронежской области на 2018 - 2022 годы
Перечень существующих ЛЭП и подстанций
Таблица 1.1 - Параметры трансформаторного оборудования ПС 110 кВ Воронежской энергосистемы, эксплуатируемого филиалом ПАО "ФСК ЕЭС" - "Верхне-Донское ПМЭС" по состоянию на 01.01.2017
N п/п
Наименование центра питания
Трансформатор
Напряжение (кВ)
Номинальная мощность (MBA)
Год ввода в эксплуатацию
Срок службы (на 01.01.2017) (лет)
1
ПС 500 кВ Воронежская
АТ-1
500/110/10
250
2007
10
2
АТ-2
500/110/10
250
2002
15
3
ПС 330 кВ Лиски
АТ-1-240
330/220/35/10
240
1971
46
4
АТ-2-240
330/220/35/10
240
1984
33
5
АТ-1-200
220/110/10
200
1991
26
6
АТ-2-200
220/110/10
200
1992
25
7
ПС 220 кВ Бобров
АТ-1 200 МВА
220/110/35
125
1991
26
8
АТ-2 200 МВА
220/110/35
125
1990
27
9
Т-1
110/35/10
16
1990
27
10
Т-2
110/35/10
16
1987
30
11
ПС 220кВ Латная
АТ-2 125 МВА
220/110/35
125
1971
46
12
АТ-3 200 МВА
220/110/35
200
1977
40
13
ПС 220 кВ Южная
АТ-1 200 МВА
220/110/10
200
1985
32
14
АТ-2 135 МВА
220/110/10
135
1987
30
15
АТ-3 135 МВА
220/110/10
135
1985
32
16
Т-1
110/35/6
20
1959
58
17
Т-2
110/35/6
20
1959
58
18
Т-3
110/35/6
20
1960
57
19
ПС 220 кВ Кировская
АТ-1 200 МВА
220/110/35
200
1982
35
20
АТ-2 200 МВА
220/110/35
200
1985
32
21
ПС 220 кВ Придонская
АТ-1 200 МВА
220/110/35
200
1979
38
22
АТ-2 200 МВА
220/110/35
200
1984
33
23
ПС 220 кВ Цементник
Т-1
220/10
40
2012
5
24
Т-2
220/10
40
2012
5
Таблица 1.2 - Параметры трансформаторного оборудования ПС 110 кВ Воронежской энергосистемы, эксплуатируемого филиалом ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго" по состоянию на 01.01.2017
N п/п
Наименование подстанции
Трансформатор
Номинальная мощность (МВА)
Год ввода в эксплуатацию
Срок службы (на 01.01.2017) (лет)
1
ПС 110 кВ N 2
Т-1
63
2016
1
Т-2
63
2016
1
2
ПС 110 кВ N 6
Т-1
25
2000
17
Т-2
32
2003
14
3
ПС 110 кВ N 9 СХИ
Т-1
40
2011
6
Т-2
40
2012
5
4
ПС 110 кВ Центральная
Т-1
63
2009
8
Т-2
63
2009
8
5
ПС 110 кВ N 11 Краснолесное
Т-1
5,6
1960
57
Т-2
6,3
1964
53
6
ПС 110 кВ N 14 Западная
Т-1
31,5
1960
57
Т-2
31,5
1962
55
7
ПС 110 кВ N 15 Семилуки
Т-1
40,5
1987
30
Т-2
40,5
1963
54
Т-3
63
1966
51
8
ПС 110 кВ N 16 Юго-Западная
Т-1
31,5
1961
56
Т-2
31,5
1963
54
Т-3
40
1976
41
9
ПС 110 кВ N 18 Туббольница
Т-1
6,3
1982
35
Т-2
6,3
1975
42
10
ПС 110 кВ N 20 Северная
Т-1
40
2014
3
Т-2
40
2014
3
11
ПС 110 кВ N 21 Восточная
Т-1
25
1975
42
Т-2
20
1964
53
Т-3
40
2001
16
12
ПС 110 кВ N 25 Коммунальная
Т-1
40
1983
34
Т-2
40
1985
32
Т-3
40
2008
9
13
ПС 110 кВ N 27 РЭП
Т-1
32
1971
46
Т-2
32
1971
46
Т-3
63
1987
30
14
ПС 110 кВ N 28 Тепличная
Т-1
25
2015
2
Т-2
25
2015
2
15
ПС 110 кВ N 29 ДСК
Т-1
25
1975
42
Т-2
25
1975
42
16
ПС 110 кВ N 30 Подгорное
Т-1
40
1984
33
Т-2
40
2001
16
Т-3
63
2007
10
17
ПС 110 кВ N 31 Воля
Т-1
16
1976
41
Т-2
25
1976
41
18
ПС 110 кВ N 32 Никольское
Т-1
25
2012
5
Т-2
25
2012
5
19
ПС 110 кВ N 36 Воронежская
Т-1
25
2011
6
Т-2
25
2011
6
20
ПС 110 кВ N 39 Северо-Восточная
Т-1
40
2011
6
Т-2
40
2015
2
21
ПС 110 кВ N 42 Полюс
Т-1
40
2015
2
Т-2
40
1987
30
22
ПС 110 кВ N 43 ВШЗ
Т-1
63
1976
41
Т-2
63
2015
2
23
ПС 110 кВ N 44 ВШЗ-2
Т-1
10
2016
1
Т-2
10
2015
2
24
ПС 110 кВ N 45 Калининская
Т-1
63
1988
29
Т-2
63
1992
25
25
ПС 110 кВ N 47 Сомово
Т-1
25
1989
28
Т-2
25
1992
25
26
ПС 110 кВ Панино
Т-1
16
1971
46
Т-2
16
1975
42
27
ПС 110 кВ Прогресс
Т-1
2,5
1979
38
Т-2
10
1979
38
28
ПС 110 кВ Рамонь-2
Т-1
25
1992
25
Т-2
25
1997
20
29
ПС 110 кВ Ступино
Т-1
10
1992
25
Т-2
6,3
1992
25
30
ПС 110 кВ Комплекс
Т-1
10
1979
38
Т-2
10
1989
28
31
ПС 110 кВ Нижняя Ведуга
Т-1
16
1974
43
Т-2
16
1987
30
32
ПС 110 кВ Нижнедевицк
Т-1
16
1978
39
Т-2
16
1984
33
33
ПС 110 кВ Краснолипье
Т-1
16
1967
50
Т-2
16
1974
43
34
ПС 110 кВ Ульяновка
Т-1
6,3
1980
37
Т-2
6,3
1980
37
35
ПС 110 кВ Московское
Т-1
10
1983
34
Т-2
10
1980
37
36
ПС 110 кВ Верхняя Хава
Т-1
16
1982
35
Т-2
16
1982
35
37
ПС 110 кВ Парижская Коммуна
Т-1
6,3
1992
25
38
ПС 110 кВ Новоусманская
Т-1
25
2012
5
Т-2
25
2012
5
39
ПС 110 кВ Анна
Т-1
25
1983
34
Т-2
25
1983
34
40
ПС 110 кВ Анна-2
Т-1
16
1978
39
41
ПС 110 кВ Архангельское
Т-1
10
1979
38
Т-2
10
1987
30
42
ПС 110 кВ Борисоглебск
Т-1
25
1971
46
Т-2
25
1975
42
43
ПС 110 кВ Большевик
Т-1
6,3
1979
38
44
ПС 110 кВ Восточная-1
Т-1
40
1983
34
45
ПС 110 кВ Верхний Карачан
Т-1
10
1992
25
Т-2
10
1992
25
46
ПС 110 кВ Верхняя Тойда
Т-2
6,3
1984
33
47
ПС 110 кВ Грибановка
Т-1
16
1981
36
Т-2
16
1986
31
48
ПС 110 кВ Докучаево
Т-1
10
1975
42
Т-2
10
1975
42
49
ПС 110 кВ Каменка
Т-1
10
1990
27
Т-2
10
1977
40
50
ПС 110 кВ Листопадовка
Т-1
10
1989
28
Т-2
10
1989
28
51
ПС 110 кВ Народное
Т-1
16
1986
31
Т-2
10
2000
17
52
ПС 110 кВ Новохоперск
Т-1
10
1975
42
Т-2
16
1983
34
53
ПС 110 кВ Рождество
Т-1
6,3
1982
35
54
ПС 110 кВ Таловая-районная
Т-1
16
1986
31
Т-2
16
1991
26
55
ПС 110 кВ Терновка
Т-1
10
1983
34
Т-2
10
1967
50
56
ПС 110 кВ Химмаш
Т-1
16
1976
41
Т-2
16
1974
43
57
ПС 110 кВ Щучье
Т-1
6,3
1985
32
Т-2
6,3
1970
47
58
ПС 110 кВ Эртиль
Т-1
16
2009
8
Т-2
16
1979
38
59
ПС 110 кВ Калач-1
Т-1
25
1989
28
Т-2
25
1978
39
60
ПС 110 кВ Калач-2
Т-1
16
2007
10
Т-2
16
2007
10
61
ПС 110 кВ Бутурлиновка-1
Т-1
16
1971
46
Т-2
16
1975
42
62
ПС 110 кВ Бутурлиновка-2
Т-1
6,3
1979
38
Т-2
6,3
1985
32
63
ПС 110 кВ Нижний Кисляй
Т-1
10
1996
21
Т-2
10
1988
29
64
ПС 110 кВ Козловка
Т-1
2,5
1980
37
Т-2
6,3
1991
26
65
ПС 110 кВ Филиппенково
Т-1
6,3
1988
29
Т-2
6,3
1992
25
66
ПС 110 кВ Воробьевка
Т-1
16
1982
35
Т-2
16
1988
29
67
ПС 110 кВ Солонцы
Т-1
6,3
1970
47
Т-2
6,3
1985
32
68
ПС 110 кВ Калачеевская
Т-1
6,3
1990
27
69
ПС 110 кВ Манино
Т-1
16
1981
36
Т-2
16
1987
30
70
ПС 110 кВ Петропавловка
Т-1
10
1980
37
Т-2
10
1986
31
71
ПС 110 кВ Верхний Мамон
Т-1
16
1980
37
Т-2
10
1983
34
72
ПС 110 кВ Нижний Мамон
Т-1
2,5
1980
37
Т-2
6,3
1991
26
73
ПС 110 кВ Большая Казинка
Т-1
6,3
1985
32
74
ПС 110 кВ Дерезовка
Т-1
6,3
1988
29
75
ПС 110 кВ Осетровка
Т-1
6,3
1989
28
76
ПС 110 кВ Павловск-2
Т-1
25
1986
31
Т-2
25
1981
36
77
ПС 110 кВ Богучар
Т-1
16
1980
37
Т-2
16
1996
21
78
ПС 110 кВ с-з Радченский
Т-1
10
1990
27
79
ПС 110 кВ Опорная
Т-1
6,3
2006
11
Т-2
6,3
2006
11
80
ПС 110 кВ МЭЗ
Т-1
25
1984
33
Т-2
25
1987
30
81
ПС 110 кВ Давыдовка
Т-1
6,3
1966
51
Т-2
6,3
1982
35
82
ПС 110 кВ 2-я Пятилетка
Т-1
6,3
1976
41
Т-2
6,3
1984
33
83
ПС 110 кВ Лискинская
Т-1
10
1988
29
Т-2
16
1980
37
84
ПС 110 кВ АНП
Т-1
6,3
2009
8
Т-2
6,3
2009
8
85
ПС 110 кВ Добрино
Т-1
10
1990
27
86
ПС 110 кВ Острогожск-районная
Т-1
40,5
1963
54
Т-2
40,5
1963
54
87
ПС 110 кВ Коротояк
Т-1
6,3
1966
51
Т-2
10
1968
49
88
ПС 110 кВ Коршево
Т-1
6,3
1980
37
Т-2
6,3
1990
27
89
ПС 110 кВ Азовка
Т-1
10
1981
36
90
ПС 110 кВ Шишовка
Т-1
6,3
1968
49
91
ПС 110 кВ Хреновое
Т-1
16
1984
33
Т-2
6,3
1978
39
92
ПС 110 кВ Россошь
Т-1
16
1975
42
Т-2
16
1979
38
Т-3
40
1984
33
93
ПС 110 кВ Новая Калитва
Т-1
6,3
1966
51
94
ПС 110 кВ Старая Калитва
Т-1
6,3
1979
38
Т-2
6,3
1979
38
95
ПС 110 кВ Никоноровка
Т-1
2,5
1976
41
Т-2
6,3
1985
32
96
ПС 110 кВ ПТФ
Т-1
10
1984
33
Т-2
10
1991
26
97
ПС 110 кВ Кантемировка
Т-1
10
1975
42
Т-2
10
1986
31
98
ПС 110 кВ Бугаевка
Т-1
16
1988
29
99
ПС 110 кВ Каменка
Т-1
16
1993
24
Т-2
16
1993
24
100
ПС 110 кВ Подгорное-районная
Т-1
16
1996
21
Т-2
16
1996
21
101
ПС 110 кВ Радуга
Т-1
25
2015
2
Т-2
25
2015
2
102
ПС 110 кВ Студенческая
Т-1
16
2016
1
Т-2
16
2016
1
103
ПС 110 кВ Северная
Т-1
16
2016
1
Т-2
16
2016
1
104
ПС 110 кВ Курская
Т-1
10
2015
2
Т-2
10
2015
2
Таблица 1.3 - Перечень ЛЭП 220 кВ и выше энергосистемы Воронежской области, находящихся в эксплуатации филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - "Верхне-Донское ПМЭС"
N п/п
Наименование ВЛ
Протяженность (по трассе) (км)
Марка провода
Длительно допустимый ток ЛЭП при 25 °C (А)
Год ввода в эксплуатацию
Срок службы (на 01.01.2017) (лет)
1
ВЛ 500 кВ Балашовская - Липецкая Западная с отпайкой на Нововоронежскую АЭС (отпайка на Нововоронежскую АЭС)
88,43
3xАСО 480/60
2000
1959
58
2
ВЛ 500 кВ Нововоронежская АЭС - Воронежская
95,56
3xАС 400/51
2000
1972
45
3
ВЛ 500 кВ Борино - Воронежская
113,3
3xАС 400/51
1960
1972
45
4
ВЛ 500 кВ Нововоронежская АЭС - Донская N 1
2,24
3xАС-330/43
2000
1974
43
5
ВЛ 500 кВ Нововоронежская АЭС - Донская N 2
1,65
3xАС-330/44
2000
1976
41
6
ВЛ 500 кВ Донская - Донбасская
334,38
3xАС 330/43
1890
1974
43
7
ВЛ 500 кВ Донская - Старый Оскол N 1
102,5
3xАС 330/43
1960
1976
41
8
ВЛ 500 кВ Донская - Елецкая
212,2
3xАС 330/44
2000
1980
37
9
ВЛ 330 кВ Лиски - Валуйки
149,8
2xАС 240/32
1000
1969
48
10
ВЛ 220 кВ Донская - Лиски N 1
36,8
АС 300/39
710
1966
51
11
ВЛ 220 кВ Донская - Лиски N 2
37,227
АС-400/51
710
1987
30
12
ВЛ 220 кВ Донская - Латная
63,2
АС-240/32
605
1971
46
13
ВЛ 220 кВ Нововоронежская АЭС - Губкин
113,4
АС-400/64
600
1976
41
14
ВЛ 220 кВ Нововоронежская АЭС - Латная
59,3
АСО 240
605
1971
46
15
ВЛ 220 кВ Нововоронежская АЭС - Кировская с отпайкой на ПС Новая
45,2
АС-400
945
1961
56
16
ВЛ 220 кВ Нововоронежская АЭС - Южная с отпайкой на ПС Новая
38,2
АС-400
945
1961
56
17
ВЛ 220 кВ Новая - Южная
35,97
АС-400
825
1982
35
18
ВЛ 220 кВ Новая - Кировская
42,96
АС-400
825
1982
35
19
ВЛ 220 кВ Кировская-Пост-474-тяговая
141,2
АС-400
825
1961
56
20
ВЛ 220 кВ Южная - Усмань-тяговая
156,4
АС-500/64
945
1961
56
21
ВЛ 220 кВ Лиски - Бобров
46,5
АС 300/39
710
1978
39
22
ВЛ 220 кВ Лиски - Придонская N 1 с отпайкой на ПС Цементник
116,7
АС 300/39
710
1972
45
23
ВЛ 220 кВ Лиски - Придонская N 2 с отпайкой на ПС Цементник
100,4
АС 300/40
710
1972
45
24
ВЛ 220 кВ Лиски - Бобров
46,5
АС-300
710
2008
9
25
КЛ 220 кВ Донская - Новая N 1
1,9
Тайхан (Корея) CU/XLPE/CWS/FO/AL-FOIL/HDPE 1CX1600SQMM 220KV
825
2015
2
26
КЛ 220 кВ Донская - Новая N 2
1,92
825
2015
2
Таблица 1.4 - Перечень ЛЭП 110 кВ энергосистемы Воронежской области, находящихся в эксплуатации филиала ПАО "МРСК Центра" - "Воронежэнерго"
N п/п
Диспетчерское наименование линии
Протяженность (км)
Год ввода в эксплуатацию
Срок эксплуатации (на 01.01.2017) (лет)
1
ВЛ 110 кВ Придонская - Зориновка-тяговая с отпайкой на ПС Кантемировка
75,34
1963
54
2
ВЛ 110 кВ Старая Калитва-1
36,1
1978
39
3
ВЛ 110 кВ Придонская - Казинка с отпайкой на ПС Старая Калитва (ВЛ 110 кВ Старая Калитва-2)
50,5
1978
39
4
ВЛ 110 кВ Нововоронежская АЭС-Бобров N 1,2 с отпайкой на ПС Заводская (ВЛ 110 кВ Бобровская-1,2)
128,8
1963
54
5
ВЛ 110 кВ Бобров-Анна N 1 с отпайками (ВЛ 110 кВ Аннинская-1)
57
1964
53
6
ВЛ 110 кВ Бобров-Анна N 2 с отпайками (ВЛ 110 кВ Аннинская-2)
57
1974
43
7
ВЛ 110 кВ Бобров - Бобров-тяговая
12
1966
51
8
ВЛ 110 кВ Бобров - Таловая-районная с отпайкой на ПС Хреновое (ВЛ 110 кВ Бобров - Таловая-районная)
57,5
1966
51
9
ВЛ 110 кВ Лиски - Острогожск-районная с отпайками (ВЛ 110 кВ Острогожская-2)
47,9
1967
50
10
ВЛ 110 кВ Лиски-АНП
4,2
1967
50
11
ВЛ 110 кВ Острогожск-районная - АНП с отпайками (ВЛ 110 кВ Острогожск-АНП)
43,5
1967
50
12
ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск-районная I, II цепь (ВЛ 110 кВ Алексеевка - Острогожск-1,2)
81,82
1967
50
13
ВЛ 110 кВ Лиски - Каменка
114,9
1964
53
14
ВЛ 110 кВ Каменка - Подгорное-тяговая
2017
15
ВЛ 110 кВ Придонская - Подгорное-тяговая с отпайкой на Подгоренский цемзавод (ВЛ 110 кВ Придонская - Подгорное-тяговая)
2017
16
ВЛ 110 кВ Райновская-1, 2
31,1
1963
54
17
ВЛ 110 кВ Россошь-1, 2
20,2
1964
53
18
ВЛ 110 кВ Нововоронежская АЭС - Лиски-тяговая N 1,2 с отпайками (ВЛ 110 кВ Лискинская-1, 2)
75,68
1963
54
19
ВЛ 110 кВ Лиски-Лиски-тяговая N 1,2 (ВЛ 110 кВ Блочная-1, 2)
7
1963
54
20
ВЛ 110 кВ Павловская-1, 2
126,2
1980
37
21
ВЛ 110 кВ Балашовская - Восточная-1 (ВЛ 110 кВ Поворино-3)
51,1
1983
34
22
ВЛ 110 кВ Балашовская - Борисоглебск N 1,2 с отпайками (ВЛ 110 кВ Поворино-1, 2)
51,2
1962
55
23
ВЛ 110 кВ Борисоглебск - Восточная-1
5,1
1983
34
24
ВЛ 110 кВ Елань Колено-тяговая - НС-7 с отпайкой на ПС Большевик (ВЛ 110 кВ Елань Колено - НС-7)
16,45
1966
51
25
ВЛ 110 кВ Балашовская - НС-7 с отпайкой на ПС Новохоперск (ВЛ 110 кВ Балашовская - НС-7)
106,9
1966
51
26
ВЛ 110 кВ Елань Колено-тяговая - Половцево-тяговая с отпайками (ВЛ 110 кВ Елань Колено - Половцево)
57,1
1966
51
27
ВЛ 110 кВ Балашовская - Половцево-тяговая (ВЛ 110 кВ Балашовская - Половцево)
45,1
1966
51
28
ВЛ 110 кВ Елань Колено-тяговая - Таловая-тяговая (ВЛ 110 кВ Елань Колено - Таловая-тяговая)
44,4
1967
50
29
ВЛ 110 кВ Борисоглебск - Грибановка N 1 (ВЛ 110 кВ Грибановка-1)
19,2
1982
35
30
ВЛ 110 кВ Борисоглебск - Грибановка N 2 (ВЛ 110 кВ Грибановка-2)
19,2
1982
35
31
ВЛ 110 кВ Грибановка - Терновка N 2 с отпайкой на ПС Народное (ВЛ 110 кВ Терновка-2)
36,3
1963
54
32
ВЛ 110 кВ Грибановка - Терновка N 1 с отпайкой на ПС Народное (ВЛ 110 кВ Терновка-1)
41,5
1982
35
33
ВЛ 110 кВ Анна - Щучье
32,2
1966
51
34
ВЛ 110 кВ Щучье - Эртиль
31,8
1966
51
35
ВЛ 110 кВ Елань Колено-тяговая - Архангельское (ВЛ 110 кВ Елань Колено-Архангельское)
67,4
1979
38
36
ВЛ 110 кВ Архангельское - Эртиль
56,5
1979
38
37
ВЛ 110 кВ Грибановка - Верхний Карачан
18,86
1994
23
38
ВЛ 110 кВ Верхний Карачан - Листопадовка
24,13
1993
24
39
ВЛ 110 кВ Елань Колено-тяговая - Листопадовка (ВЛ 110 кВ Елань Колено-Листопадовка)
36,79
1994
23
40
ВЛ 110 кВ Докучаево-1
25,7
1974
43
41
ВЛ 110 кВ Химмаш-1,2
4,6
1976
41
42
ВЛ 110 кВ Таловая-тяговая - Таловая-районная
6,5
1986
31
43
ВЛ 110 кВ Байчурово-тяговая - Каменка (ВЛ 110 кВ Байчурово-Каменка)
0,3
1978
39
44
ВЛ 110 кВ Докучаево-2
29
1993
24
45
ВЛ 110 кВ Елань Колено-тяговая - Бобров-тяговая с отпайкой на ПС Хреновое (ВЛ 110 кВ Елань Колено-Бобров-тяговая)
41,6
1967
50
46
ВЛ 110 кВ Анна - Анна-2 (ВЛ 110 кВ Анна-3)
3,99
1994
23
47
ВЛ 110 кВ Анна-2 - Таловая-районная
64,65
1998
19
48
ВЛ 110 кВ Калач-1 - Манино
34,74
1987
30
49
ВЛ 110 кВ Бутурлиновка 1 - Филиппенково
4,6
1966
51
50
ВЛ 110 кВ Верхний Мамон - Осетровка
19,27
1978
39
51
ВЛ 110 кВ Калач-1 - Филиппенково с отпайками (ВЛ 110 кВ Калач-1 - Филиппенково)
55,48
1966
51
52
ВЛ 110 кВ Новая Калитва - Опорная с отпайкой на ПС Дерезовка (ВЛ 110 кВ Новая Калитва - Опорная)
43,28
1988
29
53
ВЛ 110 кВ Верхний Мамон - Казинка
25,92
1977
40
54
ВЛ 110 кВ Манино - Искра
25,72
1993
24
55
ВЛ 110 кВ Опорная - Осетровка с отпайкой на ПС Богучар (ВЛ 110 кВ Опорная - Осетровка)
27,49
1978
39
56
ВЛ 110 кВ Нижний Мамон - Петропавловка
36,98
1979
38
57
ВЛ 110 кВ Верхний Мамон - Нижний Мамон
11,98
1979
38
58
ВЛ 110 кВ Калач-1 - Верхний Мамон
65,7
1980
37
59
ВЛ 110 кВ Бобров - Бутурлиновка-2 N 2 с отпайками (ВЛ 110 кВ Бутурлиновская-2)
57,4
1963
54
60
ВЛ 110 кВ Бобров - Бутурлиновка-2 N 1 с отпайками (ВЛ 110 кВ Бутурлиновская-1)
58,4
1979
38
61
ВЛ 110 кВ Бутурлиновка-2 - Бутурлиновка-1
4,68
1963
54
62
ВЛ 110 кВ Бутурлиновка-2 - Калач-2 с отпайками (ВЛ 110 кВ Бутурлиновка-2-Калач-2)
60,28
1983
34
63
ВЛ 110 кВ Калач-1 - Калач-2
7,68
1983
34
64
ВЛ 110 кВ Калач-1 - Калачеевская
10,32
1990
27
65
ВЛ 110 кВ Петропавловка - Калачеевская
39,9
1990
27
66
ВЛ 110 кВ Опорная - с/з Радченский
37,04
1991
26
67
ВЛ 110 кВ Опорная - Богучар
3,27
1991
26
68
ВЛ-110-1
46,18
1980
37
69
ВЛ-110-2
43,69
1980
37
70
ВЛ 110 кВ Воронежская ТЭЦ-1 - Южная N 3 с отпайками (ВЛ-110-3)
29,92
1959
58
71
ВЛ 110 кВ Воронежская ТЭЦ-1 - Южная N 4 с отпайками (ВЛ-110-4)
4,7
1959
58
72
ВЛ 110 кВ Воронежская ТЭЦ-1 - ДСК N 5 с отпайками (ВЛ-110-5)
14,92
1959
58
73
ВЛ 110 кВ Воронежская ТЭЦ-1 - Западная N 6 с отпайками (ВЛ-110-6)
14,92
1959
58
74
ВЛ 110 кВ ДСК - Западная N 6А (ВЛ-110-6А)
2,3
1964
53
75
ВЛ 110 кВ Латная - ДСК N 7 с отпайкой на ПС Семилуки (ВЛ-110-7)
18,82
1989
28
76
ВЛ 110 кВ Латная - ДСК N 8 с отпайкой на ПС Семилуки (ВЛ-110-8)
18,82
1989
28
77
ВЛ 110 кВ Южная - ДСК N 9 с отпайками (ВЛ-110-9)
29,79
1964
53
78
ВЛ 110 кВ Южная - ДСК N 10 с отпайками (ВЛ-110-10)
29,79
1964
53
79
ВЛ 110 кВ Воронежская - Кировская N 11 с отпайкой на ПС Восточная (ВЛ-110-11)
21,67
1965
52
80
ВЛ 110 кВ Воронежская - Кировская N 12 с отпайкой на ПС Восточная (ВЛ-110-12)
21,67
1965
52
81
ВЛ 110 кВ Воронежская ТЭЦ-2 - ДСК N 13 с отпайками (ВЛ-110-13)
7,07
1963
54
82
ВЛ 110 кВ Воронежская ТЭЦ-2 - ДСК N 14 с отпайками (ВЛ-110-14)
7,07
1963
54
83
ВЛ-110-15
7,9
1968
49
84
ВЛ-110-16
7,9
1968
49
85
ВЛ-110-17
51
1968
49
86
ВЛ 110 кВ Анна - Прогресс (ВЛ-110-18)
17,5
1971
46
87
ВЛ-110-19
7,2
1973
44
88
ВЛ 110 кВ Верхняя Хава - Панино (ВЛ-110-20)
44,4
1995
22
89
ВЛ-110-21,22
12,2
1988
29
90
ВЛ 110 кВ N 23 Воронежская ТЭЦ-1 - ПС N 6 с отпайкой на ПС N 2 (ВЛ-110-23)
5,3
1988
29
91
ВЛ 110 кВ N 24 Воронежская ТЭЦ-1 - ПС N 6 с отпайкой на ПС N 2 (ВЛ-110-24)
5,3
1988
29
92
ВЛ 110 кВ Латная - Подгорное N 25 с отпайками (ВЛ-110-25)
24,5
1976
41
93
ВЛ 110 кВ Латная - Подгорное N 26 с отпайками (ВЛ-110-26)
24,5
1976
41
94
ВЛ 110 кВ Подгорное - СХИ N 27 с отпайками (ВЛ-110-27)
6,25
1976
41
95
ВЛ 110 кВ Подгорное - СХИ N 28 с отпайками (ВЛ-110-28)
6,25
1976
41
96
ВЛ-110-29
52,86
1977
40
97
ВЛ-110-30
52,86
1977
40
98
ВЛ 110 кВ Отрожка - СХИ N 31 (ВЛ-110-31)
5
1977
40
99
ВЛ 110 кВ Отрожка - СХИ N 32 (ВЛ-110-32)
5
1977
40
100
ВЛ-110-34
2,4
1995
22
101
ВЛ 110 кВ Кировская - Верхняя Хава N 35 с отпайками (ВЛ-110-35)
40,05
1982
35
102
ВЛ 110 кВ Кировская - Верхняя Хава N 36 с отпайками (ВЛ-110-36)
40,05
1982
35
103
ВЛ 110 кВ Панино - Прогресс (ВЛ-110-37)
11
1971
46
104
ВЛ-110-38
20,22
1995
22
105
ВЛ 110 кВ Кировская - Южная N 39 с отпайкой на ПС ВШЗ-2 (ВЛ-110-39)
8,52
1983
34
106
ВЛ 110 кВ Кировская - Южная N 40 с отпайкой на ПС ВШЗ-2 (ВЛ-110-40)
8,52
1983
34
107
ВЛ-110-41,42
9,6
1987
30
108
ВЛ-110-43
4,1
1987
30
109
ВЛ-110-44
4,9
1987
30
110
ВЛ 110 кВ Воронежская - Кировская N 45 (ВЛ-110-45)
19,3
1986
31
111
ВЛ 110 кВ Воронежская - Кировская N 46 (ВЛ-110-46)
19,3
1986
31
112
ВЛ-110-47,48
70,2
1988
29
113
ВЛ 110 кВ Воронежская - Отрожка N 49 с отпайками (ВЛ-110-49)
17,5
1976
41
114
ВЛ 110 кВ Воронежская - Отрожка N 50 с отпайками (ВЛ-110-50)
17,5
1976
41
115
ВЛ 110 кВ Воронежская - Отрожка N 51 с отпайками (ВЛ-110-51)
20,16
1965
52
116
ВЛ 110 кВ Воронежская - Отрожка N 52 с отпайками (ВЛ-110-52)
20,16
1965
52
117
ВЛ 110 кВ Хохольская цепь 1,2
31,2
1988
29
118
ВЛ 110 кВ Колодезная-1, Колодезная-2
32
2004
13
119
КЛ 110 кВ Калининская - Центральная N 1 и N 2
3,4
2010
7
120
КЛ 110 кВ N 2 - Центральная N 1 и N 2
6,83
2013
4
121
КЛ Подгорное - Студенческая N 1 и N 2
12,1
2015
2
Таблица 1.5 - Перечень потребительских подстанций (включая подстанции ОАО "РЖД") на территории Воронежской области по состоянию на 01.01.2017
N п/п
Наименование подстанции
Наименование собственника
Трансформатор
Номинальная мощность (МВА)
Воронежский участок
1
ПС 110 кВ АВИО
ПАО "ВАСО"
Т-1
25
2
Т-2
25
3
ПС 110 кВ ГОО
ООО УК "Рудгормаш"
Т-1
16
4
Т-2
25
5
ПС 110 кВ ВЗР
ОАО "ВЭКС" Воронежский экскаватор
Т-1
40
6
Т-2
32
7
ПС 110 кВ N 17 КБХА
АО "КБХА"
Т-1
63
8
Т-2
63
9
ПС 110 кВ ППС
АО "Юго-Запад транснефтепродукт"
Т-1
10
10
Т-2
10
11
ПС 110 кВ Строительная
АО "Концерн Росэнергоатом"
Т-1
10
12
ПС 110 кВ Жилпоселковая
АО "Концерн Росэнергоатом"
Т-1
10
13
Т-2
10
14
ПС 110 кВ ГПП-1
АО "Воронежсинтезкаучук"
Т-1
31,5
15
Т-2
31,5
16
ПС 110 кВ ГПП-2
АО "Воронежсинтезкаучук"
Т-1
32
17
Т-2
32
18
ПС 110 кВ ГПП-3
АО "Воронежсинтезкаучук"
Т-1
32
19
Т-2
32
20
ПС 110 кВ ГПП-4
АО "Воронежсинтезкаучук"
Т-1
25
21
Т-2
25
22
ПС 110 кВ ЗАК
ООО "ТеплоЭнергоГаз"
Т-1
40
23
Т-2
25
24
ПС 110 кВ Воронежстальмост
ЗАО "Воронежстальмост"
Т-1
6,3
25
Т-2
6,3
26
ПС 110 кВ N 48 Дружба
ОАО "Видеофон"
Т-1
25
27
Т-2
25
28
ПС 110 кВ Жилзона
АО "Концерн Росэнергоатом"
Т-1
25
29
Т-2
25
30
ПС 110 кВ Заводская
ООО "Бунге СНГ"
Т-1
10
31
Т-2
10
32
ПС 110 кВ Подгорная-2
ООО "Стройинвест Лайн"
Т-1
25
33
Т-2
25
34
ПС 110 кВ Отрожка-тяговая
ОАО "РЖД"
Т-1
40
35
Т-2
40
36
ПС 110 кВ Колодезная-тяговая
ОАО "РЖД"
Т-1
40
37
Т-2
40
38
ПС 110 кВ Коминтерновская
ООО "Крона"
Т-1
40
39
Т-2
31,5
40
Т-3
31,5
41
ПС 110 кВ Индустриальная
АО "ВИНКО"
Т-1
40
42
Т-2
40
Лискинский участок
43
ПС 110 кВ ЗМЗ
ЗАО "Лискимонтажконструкция"
Т-1
16
44
Т-2
16
45
ПС 110 кВ РЭАЗ
МУП "Россошанская горэлектросеть"
Т-1
10
46
Т-2
10
47
ПС 110 кВ Подгоренский цемзавод
ЗАО "Подгоренский цементник"
Т-1
10
48
Т-2
10
49
ПС 110 кВ Кислотная
АО "Минудобрения"
Т-1
40
50
Т-2
40
51
ПС 110 кВ Азотная
АО "Минудобрения"
Т-1
63
52
Т-2
63
53
ПС 110 кВ НС-8
ПАО "Трансаммиак" филиал "Воронежское управление"
Т-1
6,3
54
Т-2
6,3
55
ПС 110 кВ Лиски-тяговая
ОАО "РЖД"
Т-1
40,5
56
Т-2
40
57
Т-3
40
58
ПС 110 кВ Острогожск-тяговая
ОАО "РЖД"
Т-1
20
59
Т-2
40
60
ПС 110 кВ Журавка-тяговая
ОАО "РЖД"
Т-1
20
61
Т-2
40
62
ПС 110 кВ Райновская-тяговая
ОАО "РЖД"
Т-1
40
63
Т-2
40
64
ПС 110 кВ Подгорное-тяговая
ОАО "РЖД"
Т-1
40
65
Т-2
40
66
ПС 110 кВ Евдаково-тяговая
ОАО "РЖД"
Т-1
20
67
Т-2
40
68
ПС 110 кВ Строительная НВАЭС-2
АО "Концерн Росэнергоатом"
Т-1
10
69
Т-2
10
70
ПС 110 кВ Сергеевка-тяговая
ОАО "РЖД"
Т-1
40
71
Т-2
40
Борисоглебский участок
72
ПС 220 кВ Бобров-тяговая
ОАО "РЖД"
Т-1
40
73
Т-2
40
74
ПС 110 кВ НС-7
"Воронежское управление" филиал ПАО "Трансаммиак"
Т-1
6,3
75
Т-2
6,3
76
ПС 110 кВ Байчурово-тяговая
ОАО "РЖД"
Т-1
40
77
Т-2
40
78
ПС 110 кВ Поворино-тяговая
ОАО "РЖД"
Т-1
40
79
Т-2
20
80
ПС 110 кВ Таловая-тяговая
ОАО "РЖД"
Т-1
40
81
Т-2
40
82
ПС 110 кВ Елань Колено-тяговая
ОАО "РЖД"
Т-1
40
83
Т-2
40
84
ПС 110 кВ Половцево-тяговая
ОАО "РЖД"
Т-1
20
85
Т-2
20
Калачеевский участок
86
ПС 110 кВ Павловск-2
ОАО "Павловск Неруд"
Т-1
25
87
Т-2
25
88
ПС 110 кВ Павловск-4
ОАО "Павловск Неруд"
Т-1
40
89
Т-2
16
90
Т-3
16
91
Т-4
40
Таблица 1.6 - Перечень существующего трансформаторного оборудования 110 кВ и выше субъектов генерации на территории Воронежской области по состоянию на 01.01.2017
N п/п
Наименование электростанции
Собственник
Трансформатор
Напряжение (кВ)
Номинальная мощность (МВА)
1
Нововоронежская АЭС
АО "Концерн Росэнергоатом"
АТ-1
220/110/6
200
2
АТ-3
220/110/6
200
3
Т-9
220/15,75
250
4
Т-10
220/15,75
250
5
АТ-11
500/220/15,75
501
6
АТ-12
500/220/15,75
501
7
АТ-13
500/20
630
8
АТ-14
500/20
630
9
20Т
110/6
31,5
10
30Т
220/6
32
11
60Т
110/6
32
12
ПС 500 кВ Новая
АО "Концерн Росэнергоатом"
АТ-15
500/220/10
501
13
АТ-16
500/220/10
501
14
70Т
220/6
63
15
ПС 500 кВ Донская
АО "Концерн Росэнергоатом"
АТ1
500/220
500
16
АТ2
500/220
500
17
Воронежская ТЭЦ-1
ПАО "Квадра"
Т-3
110/35/6
40
18
Т-4
110/35/6
40
19
Т-5
110/6
40
20
Т-6
110/6
40,5
21
Т-7
110/35/6
40,5
22
ТСВ-3
110/6
25
23
Т-9
110/6
40
24
Воронежская ТЭЦ-2
ПАО "Квадра"
Т-1
110/10
63
25
Т-2
110/10
63
26
Т-3
110/10
40
27
ТС-1
110/6
20
28
ТС-2
110/35/6
15
29
ТС-3
110/6
25
Принятые сокращения
АТ - автотрансформатор;
АЭС - атомная электростанция;
БСК - батарея статических конденсаторов;
В - выключатель;
ВИЭ - возобновляемые источники энергии;
ВЛ - воздушная линия;
ВРП - валовый региональный продукт;
ГВС - горячее водоснабжение;
ДЗО - дочерние и зависимые общества;
ЕЭС - единая энергетическая система;
ЗАО - закрытое акционерное общество;
кВт - киловатт;
кВт·ч - киловатт в час;
КЗ - короткое замыкание;
КЛ - кабельная линия;
ЛЭП - линия электропередачи;
МВА - мегавольт-ампер;
Мвар - мегавар;
МВт - мегаватт;
МКП - муниципальное казенное предприятие;
МУП - муниципальное унитарное предприятие;
НПО - научно-производственное объединение;
ОАО - открытое акционерное общество;
АО - акционерное общество;
ОКВЭД - общероссийский классификатор видов экономической деятельности;
ООО - общество с ограниченной ответственностью;
ОРУ - открытое распределительное устройство;
ОЭС - объединенная энергетическая система;
ПГУ - парогазовая установка;
ПМЭС - предприятие магистральных электрических сетей;
ПС - подстанция;
РДУ - региональное диспетчерское управление;
РЗА - релейная защита и автоматика;
РПН - регулирование под нагрузкой;
РУ - распределительное устройство;
СВ - секционный выключатель;
СВМ - схема выдачи мощности;
сек. - секция шин;
СМР - строительно-монтажные работы;
СШ - система шин;
т у.т. - тонна условного топлива
ТКЗ - ток короткого замыкания;
Т - трансформатор;
ТТ - трансформатор тока;
ТП - технологическое присоединение;
ТУ - технические условия;
ТЭР - топливно-энергетический ресурс;
ТЭС - тепловая электростанция;
ТЭЦ - теплоэлектроцентраль;
уч. - участок;
ФГУП - федеральное государственное унитарное предприятие;
ЦП - центр питания;
ШСВ - шиносоединительный выключатель;
Iддтн - длительно допустимый ток нагрузки;
Iном - номинальный ток.
Приложение N 2
к схеме и программе
перспективного развития электроэнергетики
Воронежской области на 2018 - 2022 годы
ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ ВОРОНЕЖСКОЙ ОБЛАСТИ
НАПРЯЖЕНИЕМ 110 КВ И ВЫШЕ НА ПЕРСПЕКТИВУ 2022 ГОДА
Приложение N 3
к схеме и программе
перспективного развития электроэнергетики
Воронежской области на 2018 - 2022 годы
СХЕМА РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ В ВОРОНЕЖСКОЙ ОБЛАСТИ
НА 2018 - 2020 ГОДЫ
Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций
напряжением 110 кВ и выше и электростанций Воронежской
области в соответствии с базовым прогнозом потребления
электрической энергии и мощности
Карта-схема размещения линий электропередачи, подстанций
напряжением 110 кВ и выше и электростанций города Воронежа
в соответствии с базовым прогнозом потребления
электрической энергии и мощности
Дополнительные сведения
| Государственные публикаторы: | Портал "Нормативные правовые акты в Российской Федерации" от 12.12.2018 |
| Рубрики правового классификатора: | 020.010.050 Органы исполнительной власти субъектов Российской Федерации, 020.030.010 Общие положения |
Вопрос юристу
Поделитесь ссылкой на эту страницу:
