Вы можете открыть актуальную версию документа прямо сейчас.
Если вы являетесь пользователем интернет-версии системы ГАРАНТ, вы можете открыть этот документ прямо сейчас или запросить по Горячей линии в системе.
Вход
- Главная
- Постановление Правительства Тульской области от 29 апреля 2022 г. N 286 "Об утверждении Схемы и Программы развития электроэнергетики Тульской области на 2023 - 2027 годы"
- Приложение. Схема и программа развития электроэнергетики Тульской области на 2023 - 2027 годы
Приложение. Схема и программа развития электроэнергетики Тульской области на 2023 - 2027 годы
Приложение
к постановлению
правительства Тульской области
от 29.04.2022 N 286
Схема и программа
развития электроэнергетики Тульской области на 2023 - 2027 годы
Список сокращений, используемых в тексте
|
АО "СО ЕЭС" |
Акционерное общество "Системный оператор Единой энергетической системы" |
|
АТ |
Автотрансформатор |
|
АСУТП |
Автоматизированная система управления технологическими процессами |
|
АДТН |
Аварийно допустимая токовая нагрузка |
|
АОПО |
Автоматика ограничения перегруза оборудования |
|
АПВ |
Автоматическое повторное включение |
|
В |
Выключатель |
|
ВЛ |
Воздушная линия электропередачи |
|
ВЭС |
Ветровая электростанция |
|
Вт |
Ватт |
|
Гкал/ч ГРУ |
Гигакалория в час Генераторное распределительное устройство |
|
ГРЭС |
Государственная районная электрическая станция |
|
ГРС |
Газораспределительная станция |
|
ГТУ |
Газотурбинная установка |
|
Гц |
Герц |
|
ДДТН |
Длительно-допустимая токовая нагрузка |
|
ДПМ |
Договор о предоставлении мощности |
|
ДТП |
Договор на технологическое присоединение |
|
ЕНЭС |
Единая национальная (общероссийская) электрическая сеть |
|
ЕЭС |
Единая энергетическая система |
|
ИКЗ |
Индикатор короткого замыкания |
|
ИП |
Индустриальный парк |
|
КВЛ |
Кабельно-воздушная линия электропередачи |
|
кВт·ч |
Киловатт-час |
|
КГУ |
Когенерационная установка |
|
КДО |
Коэффициент дефектности опор |
|
КДП |
Коэффициент дефектности провода |
|
КЗ |
Короткозамыкатель |
|
КИУМ |
Коэффициент использования установленной мощности |
|
КЛ |
Кабельная линия электропередачи |
|
КОМ |
Конкурентный отбор мощности |
|
КПД |
Коэффициент полезного действия |
|
КРУН |
Комплектное распределительное устройство наружной установки |
|
КТП |
Комплектная трансформаторная подстанция |
|
КЭС |
Конденсационная электростанция |
|
ЛЭП |
Линия электропередачи |
|
МВ |
Масляный выключатель |
|
Мвар |
Мегавольт-ампер (тысяча киловольт-ампер) реактивный |
|
МВА |
Мегавольт-ампер (тысяча киловольт-ампер) |
|
МВР |
Генерирующий объект, мощность которого поставляется в вынужденном режиме |
|
МВт |
Мегаватт |
|
МВт/ч |
Мегаватт в час |
|
ОД |
Отделитель |
|
ОРУ |
Открытое распределительное устройство |
|
ОМВ |
Тип предохранителя в выключателе-разъединителе |
|
ОРЭМ |
Оптовый рынок электрической энергии и мощности |
|
отп. |
Отпайка (отпайки) линии электропередачи |
|
ОЭС |
Объединенная энергетическая система |
|
ПА |
Противоаварийная автоматика |
|
ПВС |
Паровоздуходувная станция |
|
ПГУ |
Парогазовая установка |
|
ПМЭС |
Предприятие магистральных сетей |
|
ПС |
Электрическая подстанция |
|
ПТУ |
Паротурбинная установка |
|
РАС |
Система регистрации аварийных событий |
|
РЗА |
Релейная защита и электроавтоматика |
|
РП |
Распределительный пункт |
|
РПН |
Переключатель регулирования напряжения трансформатора под нагрузкой |
|
РТП |
Распределительная трансформаторная подстанция |
|
РУ |
Распределительное устройство |
|
РЭС |
Район электрических сетей |
|
СКРМ |
Средство компенсации реактивной мощности |
|
СМП |
Субъект малого и среднего предпринимательства |
|
СТО |
Стандарт организации |
|
СШ (сш) |
Система шин |
|
т |
Тонна |
|
т/ч |
Тонна в час |
|
ТГ |
Турбогенератор |
|
ТН |
Трансформатор напряжения |
|
ТП |
Технологическое присоединение |
|
ТСО |
Территориальная сетевая организация |
|
ТТ |
Трансформатор тока |
|
ТУ |
Технические условия |
|
тут |
Тонна условного топлива |
|
ТЭ |
Тепловая энергия |
|
ТЭК |
Топливно-энергетический комплекс |
|
ТЭС |
Тепловая электростанция |
|
ТЭЦ |
Теплоэлектроцентраль (теплофикационная электростанция) |
|
ТЭЦ-ПВС |
Теплоэлектроцентраль - паровоздуходувная станция |
|
ШР |
Шунтирующий реактор |
|
ШСВ |
Шиносоединительный выключатель |
|
ЦУС |
Центр управления сетями |
|
ЭВ |
Элегазовый выключатель |
Схема и Программа развития электроэнергетики Тульской области на 2023 - 2027 годы (далее - схема и программа) разработаны в соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823, методическими рекомендациями по разработке схемы и программы развития электроэнергетики субъекта Российской Федерации на 5-летний период (рекомендованы протоколом Минэнерго России от 09.11.2010 N АШ-369пр), а также на основании государственного контракта N 1 от 10.01.2022 на выполнение научно-исследовательской работы по теме "Схема и программа развития электроэнергетики Тульской области на 2023 - 2027 годы", заключенного между министерством жилищно-коммунального хозяйства Тульской области и АО "Научно-технический центр Единой энергетической системы Развитие энергосистем".
Основными целями разработки схемы и программы являются развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, обеспечение удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики на территории Тульской области.
Задачами формирования схемы и программы являются:
1) обеспечение надежного функционирования энергосистемы Тульской области в составе Единой энергетической системы России в долгосрочной перспективе;
2) обеспечение баланса между производством и потреблением в энергосистеме Тульской области, в том числе предотвращение возникновения локальных дефицитов производства электрической энергии и мощности и ограничения пропускной способности электрических сетей;
3) скоординированное планирование строительства и ввода в эксплуатацию, а также вывода из эксплуатации объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;
4) информационное обеспечение деятельности органов государственной власти при формировании государственной политики в сфере электроэнергетики, а также организаций коммерческой и технологической инфраструктуры отрасли, субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, инвесторов;
5) обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса, транспортной инфраструктуры, программ (схем) территориального планирования схем и программ перспективного развития электроэнергетики.
Основными принципами формирования схемы и программы являются:
1) экономическая эффективность решений, предлагаемых в схеме и программе, основанная на оптимизации режимов работы энергосистемы Тульской области;
2) применение новых технологических решений при формировании схемы и программы;
3) скоординированность схемы и программы и инвестиционных программ субъектов электроэнергетики;
4) скоординированное развитие магистральной и распределительной сетевой инфраструктуры;
5) скоординированное развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;
6) публичность и открытость государственных инвестиционных стратегий и решений.
Схема и программа является основой для разработки документов территориального планирования Тульской области и муниципальных образований Тульской области, инвестиционных программ распределительных сетевых компаний, действующих на территории Тульской области.
1. Общая характеристика Тульской области
Тульская область образована 26 сентября 1937 года при разукрупнении Московской области. Расположена в центре Европейской части России на Среднерусской возвышенности в пределах степной и лесостепной зон. Граничит на севере и северо-востоке - с Московской, на востоке - с Рязанской, на юго-востоке и юге - с Липецкой, на юге и юго-западе - с Орловской, на западе и северо-западе - с Калужской областями. Тульская область расположена на оси федеральных транспортных коридоров южного и юго-восточного направления. Транспортная сеть Тульской области представлена железнодорожным и автомобильным видами транспорта.
Эксплуатационная длина железнодорожных путей общего пользования составляет 960 км. Основные железнодорожные магистрали: Москва - Тула - Орел, Ряжск - Тула - Калуга, Москва - Ефремов - Донецк. На территории Тульской области расположены крупные железнодорожные узловые станции: Тула - Курская, Узловая, Плеханово, а также грузовые станции: Присады, Ефремов, Северная, Казначеевка, Тула - Вяземская, Ясная Поляна.
По территории региона проходит меридиональная железнодорожная магистраль, которая электрифицирована и имеет два пути на всем протяжении. Это позволяет обеспечивать запуск необходимого числа пригородных и дальних пассажирских поездов. По территории области курсирует 76 пригородных поездов по 28 маршрутам. Наиболее интенсивные перевозки на железнодорожном транспорте наблюдаются в агломерациях г. Новомосковска и г. Тулы.
По состоянию на 01.01.2022 общая протяженность автомобильных дорог составляет 14343,56 км, в том числе регионального или межмуниципального значения - 4334,86 км, федерального значения - 722,85 км, местного значения - 9285,86 км.
По территории области проходят пять автомобильных дорог федерального значения: М-2 "Крым", М-4 "Дон", М-6 "Каспий", Р-132 "Калуга - Тула - Михайлов - Рязань", Р-92 "Калуга - Перемышль - Белев - Орел".
Транспортный потенциал Тульской области позволяет осуществлять масштабные проекты строительства логистических центров.
Основные данные по площади и численности населения Тульской области представлены в таблице 1.1.
Таблица 1.1. Основные данные по численности населения Тульской области
|
Численность населения по состоянию на 01.01.2022, тыс. человек | ||
|
Всего |
в том числе |
|
|
городское |
сельское |
|
|
1432,6 |
1068,7 |
363,9 |
В составе Тульской области 7 городских округов и 19 муниципальных районов.
В таблице 1.2 указаны населённые пункты с количеством жителей свыше 10 тысяч человек по состоянию на 1 января 2022 года.
Таблица 1.2. Наиболее крупные населенные пункты Тульской области
|
Наименование |
Численность населения, тыс. человек |
|
Городской округ город Тула |
559,6 |
|
Городской округ город Новомосковск |
131,9 |
|
Городской округ город Алексин |
65,1 |
|
Городской округ город Донской |
60,7 |
|
Городской округ город Ефремов |
53,2 |
Тульская область - индустриальный регион Центрального федерального округа Российской Федерации с исторически сложившейся специализацией на производстве машиностроительной, химической и металлургической продукции.
В 2021 году промышленность Тульской области развивалась опережающими темпами. В отдельных отраслях наблюдалась разнонаправленная динамика, связанная как с ростом цен на мировых рынках продукции металлургического и химического производства, так и со спецификой производственно-технологических процессов в оборонной отрасли.
В целом, объем отгруженной продукции в 2021 году составил 1,07 трлн рублей, а индекс промышленного производства - 107,6%, что характеризует стабильное развитие промышленного комплекса за счет высокой диверсифицированности.
Результаты работы промышленного комплекса показывают, что предприятиям, в целом, удалось оперативно перестроить производственно-технологические процессы таким образом, чтобы и выполнять планы, и не допустить распространения новой коронавирусной инфекции (COVID-19) в трудовых коллективах.
В целом, рост промышленного производства региона обеспечивается в основном обрабатывающими отраслями, доля которых в структуре отгруженной продукции Тульской области составляет более 70,0%. Промышленность Тульской области представлена более чем 150 предприятиями, на которых трудятся более 90 000 человек.
Наибольший вклад в стабильное развитие промышленности региона вносят предприятия машиностроения. Отрасль является одним из драйверов промышленного роста региона.
Разнонаправленные результаты 2021 года объясняются длительным циклом производства и отгрузки продукции оборонно-промышленного комплекса, значительную часть от которой составляет выпуск АО "Конструкторское бюро приборостроения им. академика А.Г. Шипунова" и АО "НПО "СПЛАВ им. А.Н. Ганичева".
Стабильный рост значений показывает индекс производства автотранспортных средств, прицепов и полуприцепов, который обусловлен наращиванием производства автомобилей на заводе ООО "Хавейл Мотор Мануфэкчуринг Рус". Предприятие в настоящее время активно работает по реализации мероприятий по локализации производства автокомпонентов в соответствии с заключенным специальным инвестиционным контрактом.
Химическая промышленность региона в последние годы показывает опережающие темпы роста, что обусловлено выходом на проектную мощность новых производственных комплексов на ведущих предприятиях химической отрасли региона - АО "Щекиноазот" и АО "НАК "Азот". В 2021 году объем отгруженных товаров составил - 204 068,1 млн рублей, темп роста к 2020 году - 154,5%. Индекс химического производства по полному кругу организаций в отчётном периоде составил - 110,9%.
Предприятия химической отрасли продолжают реализацию инвестиционных программ. В 2022 году АО "Щекиноазот" запланировано открытие комплекса производств азотной кислоты мощностью 270 тыс. тонн в год и аммиачной селитры мощностью 340 тыс. тонн в год. Указанный проект реализуется за счет механизма поддержки - специальных инвестиционных контрактов.
В 2021 году дан старт новому экологичному производству жидких азотных удобрений (карбамидо-аммиачной смеси) АО "НАК "Азот" мощностью 423 тысячи тонн в год. Объем инвестиций в строительство составил 657 млн рублей. Производство создано на базе российских технологий, что в свою очередь открывает перспективы для дальнейших проектов. На новом производстве производительность труда вырастет на 17%, а энергоэффективность - на 20%, значительно снизится объем выбросов в атмосферу. Общий объем инвестиций группы компаний "Еврохим" в развитие собственных производств в Тульской области в 2021 году составил около 17 млрд рублей.
В 2021 году объем отгруженных товаров в металлургической отрасли составил - 205 177,3 млн рублей, темп роста к 2020 году - 147,4%. Индекс металлургического производства составил 93,6%.
К крупнейшим предприятиям, оказывающим наибольшее влияние на развитие отрасли, относятся предприятия группы ООО Управляющая компания "Промышленно-металлургического холдинга" - АО "Тулачермет" и ООО "Тулачермет-Сталь".
В планах инвестиционной деятельности холдинга ООО УК "ПМХ" строительство второй очереди литейно-прокатного комплекса. В настоящее время компанией осуществляются организационные мероприятия и подготовка финансово-экономического обоснования проекта.
Наиболее крупными предприятиями, определяющими развитие целлюлозно-бумажного производства в регионе, являются компания ООО "ЭсСиТи", АО "Алексинская бумажно-картонная фабрика", ООО "Яснополянская фабрика тары и упаковки", АО "ГОТЭК - Центр".
В июне 2021 года в рамках Петербургского международного экономического форума было подписано соглашение о сотрудничестве между правительством Тульской области и ООО "АБКФ" при реализации инвестиционного проекта по модернизации предприятия и увеличении его производительности. Объем инвестиций - 970 млн рублей, большая часть средств будет направлена на строительство новых очистных сооружений, что в свою очередь позволит существенно снизить экологическую нагрузку предприятия.
Также, в июне 2021 года в рамках Петербургского международного экономического форума было подписано соглашение с компанией ООО "ЭсСиТи" о реализации инвестиционного проекта по развитию производств компании в Тульской области. Инвестор запустил третью очередь по производству бумажных изделий фабрики в г. Советске и перенес ряд производственных линий на фабрику в г. Веневе. В проект предполагается вложить до 1,570 млрд рублей.
В 2021 году объем отгруженных товаров собственного производства в отрасли составил - 52 882,6 млн рублей, темп роста к 2020 году - 174,2%. Индекс производства составил 108,5%.
Особое внимание в Тульской области уделяется развитию и популяризации малого и среднего предпринимательства. С целью поддержки бизнеса реализуется государственная программа Тульской области "Развитие малого и среднего предпринимательства в Тульской области", утвержденная постановлением правительства Тульской области от 30.10.2013 N 602.
По итогам 2021 года наблюдается восстановление деловой активности СМП в регионе.
По итогам года количество действующих в Тульской области СМП увеличилось на 780 единиц (1,5%), всего на 01.01.2022 составляет 52 683 единиц. Количество самозанятых выросло в 3,5 раза и составило 19 988 человек.
По состоянию на 01.01.2022 в реестр получателей государственной поддержки внесены сведения о 16370 СМП.
Общий объем бюджетных средств, выделенных на программу развития СМП в Тульской области в 2021 году, составил 240,7 млн рублей, в том числе 159,72 млн рублей за счет средств, поступивших из федерального бюджета.
В 2021 году регионом оказано более 13 тысяч услуг бизнесу и гражданам, планирующим начать собственное дело. Финансовую поддержку получили более 490 СМП на сумму свыше 1,0 млрд рублей. Под поручительства региональной гарантийной организации в сферу малого и среднего бизнеса привлечено порядка 1,2 млрд рублей кредитных ресурсов.
Получателями финансовой поддержки за год уплачено порядка 1,3 млрд рублей налоговых отчислений.
При содействии "Центра поддержки экспорта" Тульского регионального фонда "Центр поддержки предпринимательства" заключено 44 экспортных контракта на общую сумму 23 млн долларов США, в том числе впервые выведено на экспорт 14 компаний. По итогам реализации образовательных и консультационных мероприятий данного фонда за год создано 855 новых субъектов МСП.
При содействии "Центра инжиниринга" Тульского регионального фонда "Центр поддержки предпринимательства" 4 производственным компаниям разработаны программы модернизации. Объем вложенных инвестиций составил 144 млн рублей.
В целях оказания имущественной поддержки СМП осуществляет деятельность государственное учреждение Тульской области "Тульский областной бизнес-инкубатор".
По состоянию на 01.01.2022 наполняемость корпуса "Мой бизнес" (г. Тула, ул. Кирова, д. 135/1) составляла 100% (размещено 38 резидентов и создано 103 рабочих места), на базе данного корпуса создан IT-кластер для начинающих предпринимателей.
Наполняемость корпуса "Социальный бизнес-инкубатор" (г. Тула, ул. Кирова, 135) составила 94% (размещено 22 резидента и создано 31 рабочее место).
С целью увеличения спектра услуг для предпринимателей и количества получателей государственной поддержки большое внимание уделяется развитию инфраструктуры поддержки СМП, обеспечению доступности получения мер поддержки.
Все региональные организации инфраструктуры поддержки малого и среднего бизнеса располагаются в едином центре "Мой Бизнес". На этой площадке представлены Тульский региональный фонд "Центр поддержки предпринимательства", Тульский областной гарантийный фонд, Микрокредитная компания Тульский областной фонд поддержки малого предпринимательства, ГУ ТО "Тульский областной бизнес-инкубатор".
На базе Тульского регионального фонда "Центр поддержки предпринимательства" за 2021 год проведено 219 мероприятий, 934 СМП получили комплексные услуги.
На текущий год запланировано внедрение дополнительных (новых) мер поддержки СМП и самозанятых граждан: компенсация затрат на коммунальные услуги для начинающих производственных компаний (300 тыс. рублей на 1 получателя при создании не менее 3 рабочих мест, объем финансирования 8,0 млн рублей); цифровизация процесса получения государственной поддержки (разработка цифрового сервиса для подачи заявок на реализуемые в регионе меры поддержки).
В строительном комплексе Тульской области функционируют 2311 строительных организаций. Объем работ и услуг, выполненных собственными силами организаций по виду деятельности "строительство", за 2021 год на территории области составил 106,271 млрд рублей.
В целях исполнения Указа Президента Российской Федерации от 7 мая 2018 года N 204 "О национальных целях и стратегических задачах развития Российской Федерации на период до 2024 года" на территории региона реализуются мероприятия по стимулированию программ развития жилищного строительства федерального проекта "Жилье" национального проекта "Жилье и городская среда".
Один из ключевых показателей национального проекта "Жилье и городская среда" - увеличение объема жилищного строительства до 2030 года. Для Тульской области этот показатель позволяет достичь к 2030 году годового ввода жилья в размере 892 тыс. м2.
В 2021 году ввод жилья в регионе составил 836,1 тыс. м2, что превышает на 35% установленный целевой показатель по вводу жилья на 2021 год - 621 тыс. м2, из них физическими лицами построено 505,0 тыс. м2, многоквартирных домов - 331,1 тыс. м2.
Другим важным направлением жилищной политики Тульской области является урегулирование обязательств застройщиков, признанных банкротами, перед обманутыми гражданами-участниками долевого строительства. В 2021 году Фондом защиты прав граждан - участников долевого строительства Тульской области завершено строительство многоквартирного дома N 12 жилого комплекса "1-ый Юго-Восточный микрорайон", домов N 9 и N 12 жилого комплекса "Времена года", возводимых ранее застройщиком-банкротом ООО "СК Фаворит".
Одним из приоритетных направлений жилищной политики Тульской области является ликвидация аварийного жилищного фонда на территории региона. Во исполнение Указа Президента Российской Федерации от 7 мая 2018 года N 204 "О национальных целях и стратегических задачах развития Российской Федерации на период до 2024 года", в целях реализации национального проекта "Жилье и городская среда", паспорт которого утвержден протоколом заседания президиума Совета при Президенте Российской Федерации по стратегическому развитию и национальным проектам от 24 декабря 2018 г. N 16, в соответствии с постановлением правительства Тульской области от 29.12.2018 N 598 "Об утверждении государственной программы Тульской области "Обеспечение доступным и комфортным жильем населения Тульской области" утверждена региональная программа Тульской области "Переселение граждан из непригодного для проживания жилищного фонда".
Тульской областью принято обязательство по ускоренной реализации программы переселения граждан из аварийного жилищного фонда. В срок до 31.12.2023 необходимо расселить 101,6 тыс. м2 аварийного жилья, переселить 5,1 тыс. человек.
В соответствии с основными целями и задачами развития Российской Федерации и Тульской области приоритетными направлениями остаются создание условий для повышения качества жизни населения, в том числе путем развития социальной инфраструктуры - строительства учреждений в сфере образования, здравоохранения, спорта. В строительство социальных значимых объектов из бюджетов различных уровней инвестируется около 15,4 млрд рублей. Также при сотрудничестве с социальными партнерами привлекаются внебюджетные источники финансирования, особенно для объектов физической культуры и спорта. В 2021 году построено новое здание перинатального центра на 140 коек, подрядной организацией ППК "Военно-строительная кампания" начато строительство онкологического центра со сроком завершения в 2023 году. На территории Чернского района в рамках федерального проекта "Старшее поколение" продолжается строительство нового современного корпуса для пожилых "Забота", которое к 2023 году позволит принять 200 человек пожилого возраста.
В 2021 построен областной центр реабилитации людей с ограниченными возможностями на ул. Агеева в г. Туле с возможностью пребывания в нем 28 человек одновременно, четыре учреждения образования.
В 2022 году продолжится строительство пяти детских садов, двух школ на 400 и 1100 мест, Дома культуры в с. Дедилово Киреевского района на 158 мест, а также Фондохранилища Тульского областного художественного музея.
При поддержке социальных партнеров за внебюджетные источники в регионе в 2021 году завершено строительство многофункционального спортивного комплекса международного класса "Тула-Арена". Комплекс общей площадью почти 15 тыс. м2 имеет зрительный зал на 1 800 мест, залы для занятий единоборствами и универсальный зал для проведения соревнований по игровым видам спорта. Завершено строительство физкультурно-оздоровительных комплексов в Одоевском районе Тульской области и в Зареченском районе города Тулы. В 2022 году планируется к сдаче в эксплуатацию физкультурно-оздоровительный комплекс на ул. Кутузова в Пролетарском районе города Тулы. При поддержке ПАО "Газпром" началось строительство спортивного комплекса на 2 500 мест на ул. Санаторная в г. Туле.
Для поддержки жилищного строительства путем формирования социальной, коммунальной и дорожной инфраструктур правительством Тульской области совместно с Министерством строительства и жилищно-коммунального хозяйства Российской Федерации и АО "ДОМ.РФ" был проработан ряд инвестиционных проектов региона, для реализации которых имеются дополнительные потребности в предоставлении из федерального бюджета бюджету Тульской области инфраструктурных бюджетных кредитов. На финансовое обеспечение реализации инфраструктурных проектов для Тульской области установлен лимит на уровне 5247,966 млн рублей.
В 2021 году президиумом Правительственной комиссии по региональному развитию в Российской Федерации одобрены заявки региона на финансирование в рамках лимитов проектов строительства (реконструкции) объектов, источником финансового обеспечения расходов на реализацию которых являются бюджетные кредиты из федерального бюджета бюджетам субъектов Российской Федерации на финансовое обеспечение реализации инфраструктурных проектов в 2022 - 2023 годах на общую сумму 5183 млн рублей.
Индустриальный парк "Узловая" и особая экономическая
зона промышленно-производственного типа "Узловая"
Индустриальный парк "Узловая" располагается между двумя крупнейшими промышленными центрами региона - городами Тула и Новомосковск, на пересечении федеральной трассы М-4 "Дон" и автомобильной дороги Р-140 "Тула-Новомосковск". Площадь индустриального парка составляет более 2000 гектаров. Владельцем земель категории "земли промышленности" является АО "КРТО". Данная организация также является управляющей компанией индустриального парка.
Конкурентными преимуществами индустриального парка "Узловая" являются:
близость к крупнейшему рынку сбыта России и Восточной Европы (Тульская область находится в 180 км от Москвы);
развитая транспортная инфраструктура (федеральная автомагистраль М-4 "Дон" проходит в непосредственной близости от площадки индустриального парка, в 50 км располагается другая крупная федеральная трасса М-2 "Крым", на границе индустриального парка находится железнодорожная станция "Маклец" московской железной дороги);
развитая инженерная инфраструктура.
В 2016 году АО "КРТО" завершило строительство ПС 110/10 кВ Индустриальная (2х125 МВА) и двух ВЛ 110 кВ (2х7,6 км) по договору об осуществлении технологического присоединения к ПС 220 кВ Северная ПАО "ФСК ЕЭС" с выделением мощности в размере 100 МВт. Создана система оптико-волоконной связи, проходящая по всей территории индустриального парка. В 2017 году территория парка была подключена к системе газоснабжения с выделенной мощностью 14108,5 м3/час. В 2019 году подписан договор об осуществлении технологического присоединения к существующему стальному подземному газопроводу высокого давления диаметром 530 мм, проложенному на выходе ГРС Новомосковская с АО "Газпром газораспределение Тула" на 119436 м3/час (объем потребления индустриального парка - 37%). Установлены три базовые станции сотовой связи различных операторов. В 2018 году было осуществлено подключение к системе хозяйственно-питьевого водоснабжения с разрешенной мощностью 6000 м3/сутки. Построены два коллектора отведения очищенных хозяйственно-бытовых, промышленных и ливневых стоков. В 2022 году планируется завершить строительство основных автодорог индустриального парка и железнодорожной ветки с примыканием к станции "Маклец".
При размещении производств на территории индустриального парка "Узловая" резидентам предоставляется возможность воспользоваться рядом налоговых льгот, в частности, по налогу на прибыль организаций и налогу на имущество организаций.
Якорным резидентом является дочерняя компания Great Wall Motors ООО "Хавейл моторс Мануфекчуринг Рус" (ООО "ХММР"). Завод по производству автомобилей марки Haval разместился на площади в 218 га. Проектная мощность завода составит 150 тысяч автомобилей в год, запуск производства выполнен в мае 2019 года. Вторым размещенным резидентом индустриального парка является ООО "ГК Кволити", занимающееся производством модифицированного крахмала (обойного клея).
В непосредственной близости от индустриального парка "Узловая" располагается особая экономическая зона промышленно-производственного типа "Узловая" (далее - ОЭЗ ППТ "Узловая"), созданная постановлением Правительства Российской Федерации от 14 апреля 2016 г. N 302. Общая площадь особой экономической зоны составляет 471,5 гектар. Земельные участки категории "земли промышленности" принадлежат на праве собственности АО "КРТО".
При размещении производств на территории ОЭЗ ППТ "Узловая" резидентам предоставляются льготы в виде пониженных ставок по налогу на прибыль организаций, налогу на имущество организаций и транспортному налогу. На данной территории применяется процедура свободной таможенной зоны.
В настоящее время территория ОЭЗ ППТ "Узловая" оснащена основными видами энергоресурсов: электроэнергией от ПС 110 кВ Индустриальная, водоснабжением в объеме 4000 м3/сутки, газоснабжением в объеме 12000 м3/час и 75244,68 м3/час, построены четыре коллектора отведения очищенных хозяйственно-бытовых, промышленных и ливневых стоков, создан временный таможенный пост и сети связи.
В 2019 году завершено строительство основного въезда на территорию ОЭЗ ППТ "Узловая". В 2020 году завершено строительство общего ограждения для первого этапа развития экономической зоны. Планируется дальнейшее развитие систем электро-, газо-, водоснабжения и водоотведения, завершение проектирования основного таможенного поста.
В 2020 году завершено строительство производств ООО "Тензограф" и произведён его ввод в эксплуатацию.
В настоящее время на территории ИП "Узловая" и ОЭЗ ППТ "Узловая" размещены 25 резидентов, шесть из которых уже начали промышленное производство продукции. Еще десять находятся в стадии активного строительства, остальные - в стадии проектирования предприятий.
Территория опережающего социально-экономического развития "Ефремов"
В соответствии с Федеральным законом от 29 декабря 2014 года N 473-ФЗ "О территориях опережающего социально-экономического развития в Российской Федерации", постановлением правительства Российской Федерации от 16 марта 2018 г. N 269 на территории муниципального образования город Ефремов создана территория опережающего социально-экономического развития "Ефремов" (ТОСЭР "Ефремов"). Ее функционирование будет обеспечивать достижение стабильного социально-экономического развития муниципального образования путем привлечения инвестиций и создания новых рабочих мест.
На данный момент на территории ТОСЭР "Ефремов" свою деятельность осуществляют 12 резидентов.
С привлечением средств НО "Фонд развития моногородов" выполнено строительство двухполосной автомобильной дороги протяженностью более 3 км.
Территория опережающего социально-экономического развития "Алексин"
В соответствии с Федеральным законом от 29 декабря 2014 года N 473-ФЗ "О территориях опережающего социально-экономического развития в Российской Федерации", постановлением правительства Российской Федерации от 12 апреля 2019 г. N 430 "О создании территории опережающего социально-экономического развития "Алексин" на территории муниципального образования город Алексин создана территория опережающего социально-экономического развития "Алексин" (далее - ТОСЭР "Алексин"). Ее функционирование будет обеспечивать достижение стабильного социально-экономического развития муниципального образования путем привлечения инвестиций и создания новых рабочих мест.
На данный момент на ТОСЭР "Алексин" свою деятельность осуществляют пять резидентов:
ООО "ЗГПМ Лактопром" - организация производства по переработке молока;
ООО "Тулома Салмон" - создание завода по выращиванию атлантического лосося;
ООО "Егнышевские сады" - создание плантации по выращиванию голубики;
ООО "Инновационное предприятие НОВА" - производство детских товаров;
ООО "Инновационные технологии" - производство нитриловых перчаток.
Ведется работа по заключению соглашений с компаниями ООО "АПК Алексин-А" (организация производства строительного щебня на базе Рюриковского месторождения известняков) и ООО "ВБ-Алексин" (строительство центра омниканальной торговли), успешно защитившими свои проекты на региональной инвестиционной комиссии.
2. Анализ существующего состояния электроэнергетики Тульской области
2.1. Характеристика энергосистемы Тульской области
Энергосистема Тульской области работает в составе объединенной энергетической системы Центра параллельно с Единой энергетической системой России.
Энергосистема Тульской области граничит с энергосистемами Московской, Калужской, Рязанской, Орловской, Брянской и Липецкой областей.
Основу электроэнергетики Тульской области составляют следующие энергокомпании:
1) филиал "Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина" АО "Интер РАО - Электрогенерация";
2) филиал ПАО "Квадра" - "Центральная генерация";
3) ООО "Щекинская ГРЭС";
4) филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Приокское предприятие магистральных электрических сетей (220-500 кВ);
5) филиал "Тулэнерго" ПАО "Россети Центр и Приволжье" (0,4-6(10) -35-110 кВ);
6) АО "Тульские городские электрические сети" (0,4-6(10) кВ);
7) ОАО "Щекинская городская электросеть" (0,4-6(10) кВ);
8) ООО "ПромЭнергоСбыт" (0,4-6(10) кВ);
9) ООО "Энергосеть" (0,4-6(10) -110 кВ);
10) АО "Алексинская электросетевая компания" (0,4-6(10) кВ).
Кроме этого, деятельность в сфере оказания услуг по передаче электрической энергии осуществляют 23 организации - владельца объектов электросетевого хозяйства.
На территории Тульской области располагаются электростанции промышленных предприятий:
1) ТЭЦ-ПВС АО "Тулачермет" (101,5 МВт);
2) ТЭЦ-ПВС ПАО "Косогорский металлургический завод" (24 МВт);
3) Первомайская ТЭЦ и ТЭЦ Ефремовского филиала АО "Щекиноазот" (105 МВт, с 01.09.2021 ТГ 6 МВт ТЭЦ Ефремовского филиала АО "Щекиноазот" выведен из эксплуатации).
В таблице 2.1 представлена суммарная протяженность ЛЭП 110-220 кВ, количество ПС 110-220 кВ и суммарная установленная мощность трансформаторного оборудования 110-220 кВ в целом по энергосистеме Тульской области на 01.01.2022 года.
Таблица 2.1. Суммарная протяженность ЛЭП 110-220 кВ,
количество ПС 110-220 кВ и суммарная установленная
мощность трансформаторного оборудования 110-220 кВ
в целом по энергосистеме Тульской области на 01.01.2022
|
Классификация основных средств |
филиал "Тулэнерго" ПАО "Россети Центр и Приволжье" |
филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Приокское ПМЭС |
ЛЭП 110 кВ ООО "Энергосеть" |
Абонентские ПС |
Итого по |
||||||||
|
МВА |
км |
шт. |
МВА |
км |
шт. |
км |
шт. |
МВА |
шт. |
МВА |
км |
шт. |
|
|
Электрические подстанции, всего: |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
ПС 220 кВ |
- |
- |
- |
2995 |
- |
10 |
- |
- |
415 |
4 |
3410 |
- |
14 |
|
ПС 110 кВ |
3568,6 |
- |
93 |
- |
- |
- |
- |
- |
3185 |
44 |
6737,6 |
- |
138 |
|
Линии электропередачи, всего: |
- |
2704,5 |
158 |
- |
995,16 |
32 |
41,824 |
3 |
- |
- |
- |
3741,484 |
193 |
|
Воздушные линии, всего: |
- |
2686,4 |
158 |
- |
995,16 |
32 |
41,824 |
3 |
5,35 |
4 |
- |
3723,384 |
193 |
|
ВЛ 220 кВ |
- |
- |
- |
- |
995,16 |
32 |
- |
- |
5,35 |
4 |
- |
1000,51 |
36 |
|
ВЛ 110 кВ |
- |
2686,4 |
158 |
- |
- |
- |
41,824 |
3 |
- |
- |
- |
2728,22 |
161 |
|
Кабельные линии, всего: |
- |
18,1 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
18,1 |
- |
|
КЛ 110 кВ |
- |
18,1 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
18,1 |
- |
2.1.1. Филиал "Черепетская ГРЭС имени
Д.Г. Жимерина" АО "Интер РАО - Электрогенерация"
Филиал "Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина" АО "Интер РАО - Электрогенерация" является тепловой, пылеугольной, конденсационной электростанцией, обеспечивающей надежность электроснабжения потребителей на стыке энергосистем Тульской, Калужской, Орловской, Смоленской и Брянской областей, а также теплоснабжение города Суворова.
Основное оборудование Черепетской ГРЭС включает два энергоблока мощностью по 225 МВт в составе турбоагрегатов К-225-12,8-4Р и котлов Еп-630-13,8-565/570 номинальной паропроизводительностью 630 т/ч. Установленная тепловая мощность энергоблока составляет 65 Гкал/ч, суммарно по двум энергоблокам мощностью по 225 МВт - 130 Гкал/ч. Дополнительно тепловая мощность может отпускаться от оборудования 1 и 2 очередей станции в объеме 42 Гкал/ч. Общая установленная тепловая мощность станции составляет 172 Гкал/ч.
Источником технического водоснабжения станции является Черепетское водохранилище. Система технического водоснабжения оборотная с градирнями.
Основные характеристики генерирующего оборудования Черепетской ГРЭС на 01.01.2022 представлены в таблице 2.2.
Таблица 2.2. Основные характеристики генерирующего оборудования
|
Наименование ТЭС |
Установленная мощность, МВт/Гкал/ч |
Доля теплофикационной выработки, % |
Год пуска ТЭС |
Удельный расход топлива |
||
|
на ЭЭ г/кВт·ч |
на ТЭ кг/Гкал |
|||||
|
2020 |
2021 |
|||||
|
Черепетская ГРЭС |
450/172 |
3,3 |
3,5 |
1953 |
347,56 |
170,64 |
2.1.2. Филиал ПАО "Квадра" - "Центральная генерация"
В состав филиала ПАО "Квадра" - "Центральная генерация" входят три тепловые электростанции: Новомосковская ГРЭС (НГРЭС), Алексинская ТЭЦ (АТЭЦ) и Ефремовская ТЭЦ (ЕТЭЦ). Станции работают по схеме с поперечными связями (все котлы выдают пар в общий паропровод, к которому подключены турбины, за исключением введенных в эксплуатацию ПГУ-190 Новомосковской ГРЭС и ПГУ-1 Алексинской ТЭЦ, которые работают блочно).
Основные характеристики генерирующего оборудования филиала ПАО "Квадра" - "Центральная генерация" на 01.01.2022 представлены в таблице 2.3.
Таблица 2.3. Основные характеристики генерирующего оборудования
|
Наименование ТЭС |
Установленная мощность, МВт/Гкал/ч |
Доля теплофикационной выработки, % |
Год пуска ТЭС |
Удельный расход топлива |
||
|
на ЭЭ г/кВт·ч |
на ТЭ кг/Гкал |
|||||
|
2020 |
2021 |
|||||
|
НГРЭС |
233,65/302,4 |
30,4 |
32,9 |
1934 |
221,6 |
199,0 |
|
АТЭЦ |
165,158/231 |
39,5 |
37,9 |
1941 |
272,4 |
172,5 |
|
ЕТЭЦ |
135/436 |
95,1 |
94,4 |
1933 |
507,2 |
157,9 |
Кроме этого, филиалом "Центральная генерация" эксплуатируются три собственные котельные (г. Ефремов, г. Тула, г. Новомосковск) установленной тепловой мощностью 67,2 Гкал/ч, 5,4 Гкал/ч и 60 Гкал/ч соответственно.
2.1.3. ООО "Щекинская ГРЭС"
В состав ООО "Щекинская ГРЭС" входит Щекинская ГРЭС (ЩГРЭС) - блочная конденсационная электростанция с двумя энергоблоками установленной мощностью по 200 МВт, работающая по схеме, когда каждый котел типа ПК-33 работает только на свою турбину типа К-200-130.
Основные характеристики генерирующего оборудования Щекинской ГРЭС на 01.01.2022 представлены в таблице 2.4.
Таблица 2.4. Основные характеристики генерирующего оборудования
|
Наименование ТЭС |
Установленная мощность, МВт/Гкал/ч |
Доля теплофикационной выработки, % |
Год пуска ТЭС |
Удельный расход топлива |
||
|
на ЭЭ г/кВт·ч |
на ТЭ кг/Гкал |
|||||
|
2020 |
2021 |
|||||
|
Щекинская ГРЭС |
400/0 |
0,5 |
0,51 |
1950 |
477,0 |
- |
С 2019 года Щекинская ГРЭС прекратила отпуск тепла потребителям, так как запущена котельная мощностью 35 Гкал/час ООО "ТК - СОВЕТСК".
2.1.4. Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Приокское
предприятие магистральных электрических сетей
Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Приокское предприятие магистральных электрических сетей (далее - Приокское ПМЭС) - одно из восьми предприятий Магистральных электрических сетей Центра, входящих в состав ПАО "ФСК ЕЭС". Осуществляет эксплуатационно-ремонтное обслуживание линий электропередачи и подстанций сверхвысокого напряжения Центрального региона. Будучи неотъемлемой частью Единой энергосистемы России, находясь на пересечении главных перетоков мощности и электроэнергии внутри ЕЭС, Приокское ПМЭС трансформирует и передаёт электроэнергию, выработанную электростанциями, являясь связующим звеном трёх областей центра России: Калужской, Тульской и Рязанской. В составе Приокского ПМЭС три района магистральных электрических сетей (Калужский, Рязанский и Тульский).
Непосредственно на территории Тульской области в обслуживании Приокского ПМЭС находятся:
1) 10 подстанций классом напряжения 220 кВ с суммарной установленной мощностью автотрансформаторов и трансформаторов 2995 МВА;
2) 2 участка воздушных линий электропередачи классом напряжения 500 кВ общей протяженностью 277,21 км;
3) 32 линии электропередачи классом напряжения 220 кВ общей протяженностью 995,16 км.
Воздушные линии Приокского ПМЭС обеспечивают связь энергосистемы Тульской области с энергосистемами Московской, Калужской, Брянской, Орловской и Рязанской областей, а также выдачу мощности с Черепетской ГРЭС, Щекинской ГРЭС, Новомосковской ГРЭС, Алексинской ТЭЦ и Ефремовской ТЭЦ.
По сети 220 кВ Приокского ПМЭС осуществляется транспорт электроэнергии в филиал ПАО "Россети Центр и Приволжье" - "Тулэнерго", а также напрямую одному из крупнейших промышленных потребителей Тульской области - АО "Новомосковская акционерная компания "Азот" с шин ПС 220 кВ Северная и ПС 220 кВ Химическая.
2.1.5. Филиал "Тулэнерго" ПАО "Россети Центр и Приволжье"
Филиал "Тулэнерго" ПАО "Россети Центр и Приволжье" является основным поставщиком услуг по передаче электроэнергии и технологическому присоединению к электросетям ПАО "Россети Центр и Приволжье" в Тульской области, обеспечивает энергоснабжение 23 районов Тульской области и отвечает за перераспределение и транспорт электрической энергии, надежное функционирование и развитие электросетевого хозяйства Тульского региона.
В состав филиала "Тулэнерго" входят 14 районов электрических сетей, все из которых эксплуатируют распределительные сети 0,4-6(10) кВ:
1) Ленинский РЭС;
2) Щекинский РЭС;
3) Кимовский РЭС;
4) Новомосковский РЭС;
5) Белевский РЭС;
6) Плавский РЭС;
7) Суворовский РЭС;
8) Воловский РЭС;
9) Ефремовский РЭС;
10) Алексинский РЭС;
11) Киреевский ГРЭС;
12) Ясногорский РЭС;
13) Богородицкий РЭС;
14) Веневский РЭС.
Структура Филиала ПАО "Россети Центр и Приволжье" - "Тулэнерго" представлена на рисунке 2.1.
Общая протяженность ЛЭП 0,4-110 кВ в одноцепном исполнении составляет 34869,5 км, из них ВЛ 110 кВ 2686,4 км.
Источниками электроснабжения сетей филиала "Тулэнерго" служат электростанции: Щекинская ГРЭС, Новомосковская ГРЭС, Ефремовская ТЭЦ, Алексинская ТЭЦ, Черепетская ГРЭС, ТЭЦ-ПВС АО "Тулачермет", а также подстанции 220 кВ Приокского ПМЭС (ПС 220 кВ Тула, ПС 220 кВ Ленинская, ПС 220 кВ Металлургическая, ПС 220 кВ Яснополянская, ПС 220 кВ Шипово, ПС 220 кВ Звезда, ПС 220 кВ Бегичево, ПС 220 кВ Люторичи, ПС 220 кВ Северная, ПС 220 кВ Химическая).
Источниками питания для сети 35 кВ являются подстанции 110-35-6(10) кВ филиала "Тулэнерго" и подстанции 220 кВ Бегичево и Люторичи.
Информация о составе основных средств филиала ПАО "Россети Центр и Приволжье" - "Тулэнерго" в 2020 - 2021 годах представлена в таблице 2.5.
Таблица 2.5. Информация о составе основных средств
филиала ПАО "Россети Центр и Приволжье" - "Тулэнерго"
|
Классификация основных средств |
2020 |
2021 |
||||
|
МВА |
км |
шт. |
МВА |
км |
шт. |
|
|
Электрические подстанции, всего: |
5819,64 |
|
8709 |
5834,85 |
|
8798 |
|
ПС 110 кВ |
3534,1 |
|
91 |
3568,6 |
|
93 |
|
ПС 35 кВ |
725,8 |
|
83 |
721,80 |
|
82 |
|
КТП |
1559,74 |
|
8537 |
1544,45 |
|
8623 |
|
Линии электропередачи, всего: |
|
34740,4 |
21052 |
|
34870,05 |
21242 |
|
Воздушные линии, всего: |
|
33412,65 |
18116 |
|
33509,93 |
18314 |
|
ВЛ 110 кВ |
|
2710,58 |
161 |
|
2686,44 |
158 |
|
ВЛ 35 кВ |
|
2167,47 |
135 |
|
2173,00 |
136 |
|
ВЛ 6(10) кВ |
|
14114,69 |
1173 |
|
14132,89 |
1168 |
|
ВЛ 0,4 кВ |
|
14419,89 |
16647 |
|
14517,59 |
16852 |
|
Кабельные линии, всего: |
|
1327,78 |
2936 |
|
1360,13 |
2928 |
|
КВЛ 110 кВ |
|
18,10 |
0 |
|
18,10 |
|
|
КЛ 35 кВ |
|
0 |
0 |
|
|
|
|
КЛ 6(10) кВ |
|
750,94 |
892 |
|
778,81 |
879 |
|
КЛ 0,4 кВ |
|
558,73 |
2044 |
|
563,21 |
2049 |
Оценка технического уровня электросетевых объектов филиала ПАО "Россети Центр и Приволжье" - "Тулэнерго" представлена в таблице 2.6.
Таблица 2.6. Технический уровень электросетевых объектов
филиала ПАО "Россети Центр и Приволжье" - "Тулэнерго"
|
Показатель |
Количество подстанций |
|||
|
ПС 110 кВ Всего 93 ед. |
ПС 35 кВ Всего 82 ед. |
|||
|
Единица измерения | ||||
|
штук |
% |
штук |
% |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Отсутствие РПН полностью на всех трансформаторах или на нескольких |
6 |
7 |
46 |
57 |
|
Отсутствие резервного питания ПС по высокой стороне |
8 |
9 |
10 |
12 |
|
Однотрансформаторные подстанции |
12 |
12 |
17 |
21 |
|
Подстанции на ОД и КЗ (отделителях, короткозамыкателях) |
26 |
28 |
10 |
12 |
Технический уровень сети 110 кВ является средним: у 28% подстанций 110 кВ первичная схема РУ выполнена на отделителях и короткозамыкателях, 9% подстанций 110 кВ не имеют резервного питания со стороны 110 кВ, 12% подстанций - однотрансформаторные, 7% подстанций характеризуются отсутствием РПН полностью на всех трансформаторах или на нескольких.
Технический уровень сети 35 кВ является средним: 12% ПС 35 кВ не имеют резервного питания по высокой стороне, 22% ПС 35 кВ являются однотрансформаторными, у 12% ПС 35 кВ первичная схема РУ выполнена на отделителях и короткозамыкателях, 57% подстанций характеризуются отсутствием РПН полностью на всех трансформаторах или на нескольких.
РПН отсутствует на следующих трансформаторах: Т-2 ПС 110 кВ Епифань, Т-2 ПС 110 кВ Кальна Т-2, Т-1 ПС 110 кВ Липки, Т-1 ПС 110 кВ Труново, Т-1 ПС 110 кВ Ушатово, Т-1 и Т-2 ПС 110 кВ Чекалин.
Отсутствие резервного питания на 8 ПС 110 кВ: ПС 110 кВ Временная, ПС 110 кВ Мелиоративная, ПС 110 кВ Казановка, ПС 110 кВ Безово, ПС 110 кВ Самарская, ПС 110 кВ Черемушки, ПС 110 кВ Каменка, ПС 110 кВ Айдарово.
Однотрансформаторные (11 ПС 110 кВ): ПС 110 кВ Временная, ПС 110 кВ Крушма, ПС 110 кВ Глебово, ПС 110 кВ Айдарово, ПС 110 кВ Мелиоративная, ПС 110 кВ Безово, ПС 110 кВ Говоренки, ПС 110 кВ Лужное, ПС 110 кВ Давыдово, ПС 110 кВ Даргомыжская, ПС 110 кВ Черёмушки.
Подстанции на ОД и КЗ 110 кВ (25 ПС 110 кВ): ПС 110 кВ Глушанки, ПС 110 кВ Заокская, ПС 110 кВ Яковлево, ПС 110 кВ Подземгаз, ПС 110 кВ Временная, ПС 110 кВ Авангард, ПС 110 кВ Рождественская, ПС 110 кВ Алешня, ПС 110 кВ Мелиоративная, ПС 110 кВ Гремячее, ПС 110 кВ Партизан, ПС 110 кВ КПД, ПС 110 кВ Арматурная, ПС 110 кВ Технологическая, ПС 110 кВ Епифань, ПС 110 кВ Одоев, ПС 110 кВ Доробино, ПС 110 кВ Тургеневская, ПС 110 кВ Говоренки, ПС 110 кВ Кальна, ПС 110 кВ Давыдово, ПС 110 кВ Даргомыжская, ПС 110 кВ Точмаш, ПС 110 кВ Самарская, ПС 110 кВ Черёмушки.
Схемы РУ 110 кВ, выполненные по упрощенным схемам на отделителях и короткозамыкателях, являются морально устаревшими, их использование в схемах РУ снижает надежность электрической сети. При выполнении реконструкции, расширения или техническом перевооружении на ПС 35-110 кВ, где в схеме первичных соединений установлены отделители и короткозамыкатели, рекомендуется произвести их замену на элегазовые выключатели.
2.1.6. Территориальные сетевые организации Тульской области
На территории Тульской области передачу электрической энергии по распределительным сетям 0,4-6(10) кВ осуществляют пять территориальных сетевых организаций, зонами эксплуатационной ответственности которых являются:
1) АО "Тульские городские электрические сети" (АО "ТГЭС") - в границах города Тулы;
2) ООО "ПромЭнергоСбыт" - на территории города Новомосковск Тульской области, а также поселков Малиновский, Ширинский, Клин, Гипсовый, Шамотный, Заречье, Энергетиков, Депо, МОГЭС, Западный, 25 лет Химкомбината, Химиков, Энергетиков-2, Новозасецкий, Аварийный, Шпальный; деревень Маклец, Ильинка, Мошок, Урванка, Большое Колодезное, Придонье; поселков шахт N 15, 21, 22, 27, 28, 31, 35, 38, п. 1-я Каменецкая Узловского района Тульской области; с. Спасское, д. Ольховец, д. Юдино;
3) ОАО "Щекинская городская электросеть" (ОАО "ЩГЭС") - на территории: г. Щекино, р.п. Первомайский, р.п. Огаревка, пос. Лазарево, с. Крапивна, пос. Ломинцевский, д. Ясная Поляна, пос. Социалистический, пос. Головеньковский, с. Селиваново, с. Старая Колпна, пос. Раздолье, пос. Майский, пос. Шахтерский, пос. Октябрьский, пос. Залесный, пос. Рудный, пос. Шахта-20, пос. Шахта-21, пос. Шахта-22, пос. Шахта-24, пос. Прощенный Колодезь, пос. Яснополянские выселки, д. Большая Тросна, пос. Нагорный, пос. Мостовской, д. Малые Озерки, д. Смирное, д. Телятинки, д. Ясенки, ст. Шевелевка, д. Белые Дворы, д. Коровики, д. Грецовка, д. Крапивенская слобода, д. Гниловка, пос. Казначеевский, д. Кресты, пос. 10 Октябрь, с. Мясоедово, д. Горячкино, д. Шевелевка;
4) ООО "Энергосеть" - на территории города Узловая, населенных пунктов Узловского района: пос. Дубовка, пос. Партизан, пос. Брусянский, пос. Майский, пос. Каменецкий, пос. Лесной, пос. Поддубный, пос. Южный, пос. Аварийный, поселки шахт: 2 Каменецкая, 2-бис, N 3, N 4, 5-бис, д. Синяевка, д. Хрущевка, д. Сычевка, сети электроснабжения объектов ВКХ с. Высоцкое и пос. Комсомольский;
5) АО "Алексинская электросетевая компания" (АО "АЭСК") - на территории города Алексин, пос. Колосово Алексинского района.
Основные характеристики объектов электросетевого хозяйства территориальных сетевых организаций Тульской области на 01.01.2022 приведены в таблице 2.7.
Таблица 2.7. Основные характеристики объектов
электросетевого хозяйства ТСО Тульской области на 01.01.2022
|
Наименование ТСО |
Объекты электросетевого хозяйства |
|||||
|
ТП 6-10/0,4 кВ, штук/МВА |
ВЛ 110 кВ |
ВЛ 6-10 кВ, км |
ВЛ 0,4 кВ, км |
КЛ 6-10 кВ, км |
КЛ 0,4 кВ, км |
|
|
АО "ТГЭС" |
1068/690,6 |
- |
78,2 |
715,1 |
1173,9 |
806,7 |
|
ООО "ПромЭнергоСбыт" |
458/274 |
- |
199,2 |
473,4 |
433,3 |
360,4 |
|
ОАО "ЩГЭС" |
224/113,7 |
- |
137,0 |
436,0 |
182,0 |
120,0 |
|
ООО "Энергосеть" |
188/101,20 |
41,8 |
112,7 |
357,1 |
177,5 |
168,1 |
|
АО "АЭСК" |
210/117,9 |
- |
34,2 |
286,0 |
233,5 |
142,7 |
2.1.7. Энергосбытовые организации Тульской области
На территории Тульской области осуществляют деятельность по продаже электрической энергии три энергосбытовые организации, имеющие статус гарантирующего поставщика:
1) АО "ТНС энерго Тула";
2) ООО "Новомосковская энергосбытовая компания";
3) ООО "Алексинэнергосбыт".
Кроме этого, на 01.01.2022 в Тульской области действуют 22 энергосбытовые организации, являющиеся субъектами ОРЭМ.
2.2. Динамика изменения уровней электропотребления
и максимума/минимума зимних и летних нагрузок
энергосистемы Тульской области за 2017 - 2021 годы
Объем потребления электрической энергии в энергосистеме Тульской области составил в 2021 году 10,799 млрд кВт-ч, превысив уровень 2017 года на 0,948 млрд кВт-ч (на 9,62%). Среднегодовой темп прироста за период 2017 - 2021 годы составил по энергосистеме Тульской области 2,3%.
Удельный вес энергосистемы Тульской области в потреблении электрической энергии по ОЭС Центра за рассматриваемый период изменился незначительно и составил в 2021 году 4,2%.
Отчетная динамика потребления электрической энергии за период 2017 - 2021 годов приведена в таблице 2.8.
Таблица 2.8. Динамика потребления электроэнергии
по энергосистеме Тульской области за 2017 - 2021 годы
|
Показатель |
2017 |
2018 |
2019 |
2020 |
2021 |
Средне-годовые темпы прироста, % |
|
ОЭС Центра |
238,558 |
242,565 |
241,946 |
239,906 |
256,331 |
- |
|
Годовой темп прироста, % |
- |
1,7 |
-0,3 |
-0,8 |
6,8 |
1,9 |
|
Энергосистема Тульской области, млрд кВт·ч |
9,851 |
10,023 |
10,290 |
10,269 |
10,799 |
- |
|
Годовой темп прироста, % |
- |
1,7 |
2,7 |
-0,2 |
5,2 |
2,3 |
|
Удельный вес в ОЭС Центра, % |
4,1 |
4,1 |
4,3 |
4,3 |
4,2 |
- |
Собственный максимум нагрузки в 2021 году составил 1679 МВт. За период 2017 - 2021 годов наибольшее значение зафиксировано в 2021 году (1679 МВт), наименьшее - в 2019 году (1549 МВт).
Динамика изменения максимума/минимума зимних и летних нагрузок энергосистемы Тульской области представлена в таблицах 2.9 и 2.10.
Таблица 2.9. Динамика изменения максимума/минимума зимних
нагрузок энергосистемы Тульской области за 2017 - 2021 годы
|
Год |
Максимум потребления, МВт |
Дата, час |
Среднесуточная t°C в день максимума нагрузки |
Минимум потребления, МВт |
Дата, час |
Среднесуточная t°C в день минимума нагрузки |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
2017 |
1549 |
08.02. 10-00 |
-19,3 |
974 |
02.01 05-00 |
0,4 |
|
2018 |
1552 |
20.12 11-00 |
-12,0 |
952 |
02.01 04-00 |
1,6 |
|
2019 |
1548 |
24.01 19-00 |
-15,8 |
1060 |
02.01 05-00 |
-4,3 |
|
2020 |
1577 |
10.12 10-00 |
-9,1 |
1029 |
02.01 04-00 |
-1,5 |
|
2021 |
1679 |
24.12 11-00 |
-14,2 |
1072 |
03.01 04-00 |
-0,2 |
Таблица 2.10. Динамика изменения максимума/минимума летних
нагрузок энергосистемы Тульской области за 2017 - 2021 годы
|
Год |
Максимум потребления, МВт |
Дата, час |
Среднесуточная t°C в день максимума нагрузки |
Минимум потребления, МВт |
Дата, час |
Среднесуточная t°C в день минимума нагрузки |
|
2017 |
1170 |
15.06 11-00 |
10,0 |
796 |
06.08 05-00 |
20,0 |
|
2018 |
1167 |
06.08 14-00 |
21,7 |
813 |
20.08 05-00 |
20,6 |
|
2019 |
1250 |
21.06 11-00 |
23,1 |
839 |
02.06 05-00 |
18,4 |
|
2020 |
1234 |
06.08 11-00 |
21,0 |
845 |
29.06 04-00 |
17,9 |
|
2021 |
1294 |
19.07 15-00 |
24,0 |
867 |
20.06 06-00 |
22,3 |
2.3. Структура электропотребления за 2017 - 2021 годы
Данные по электропотреблению Тульской области с разделением по группам потребителей в 2017 - 2021 годах представлены в таблице 2.11.
Таблица 2.11. Структура электропотребления
Тульской области в 2017 - 2021 годах
|
Группа потребителей |
Потребление, млн кВт·ч |
||||
|
2017 |
2018 |
2019 |
2020 |
2021 |
|
|
Промышленное производство |
5206,9 |
5260,6 |
5464,9 |
5454,9 |
5838,3 |
|
Производственные сельскохозяйственные потребители и лесное хозяйство |
115,4 |
124,0 |
125,4 |
134,9 |
137,0 |
|
Транспорт и связь |
87,5 |
92,5 |
93,7 |
87,3 |
106,9 |
|
Строительство |
60,7 |
69,4 |
66,2 |
63,6 |
85,2 |
|
Жилищно-коммунальное хозяйство |
385,6 |
428,0 |
444,8 |
462,4 |
460,2 |
|
Население |
1427,7 |
1419,9 |
1425,3 |
1450,1 |
1551,8 |
|
Бюджетные потребители |
357,6 |
331,9 |
334,9 |
308,1 |
347,7 |
|
Прочие виды экономической деятельности |
1257,6 |
1321,4 |
1417,3 |
1349,2 |
1435,3 |
|
Потери электрической энергии в распределительных сетях |
821,3 |
835,2 |
777,7 |
799,5 |
654,2 |
|
Потери в сетях ЕНЭС |
131,0 |
140,0 |
139,8 |
159,0 |
182,4 |
|
итого электропотребление |
9851,4 |
10023,0 |
10289,9 |
10269,0 |
10799,0 |
За рассматриваемый период структура потребления электрической энергии по группам потребителей Тульской области изменилась незначительно. Промышленное производство (включая электроэнергетику), жилищно-коммунальное хозяйство, население и бюджетные потребители формируют около 77% общего потребления электрической энергии региона. Объем электропотребления промышленного производства увеличился с 2017 по 2021 годы на 947,6 млн кВт-ч (на 9,6%).
Прирост потребления электрической энергии в жилищно-коммунальном хозяйстве, населением и бюджетными потребителями составил за рассматриваемый период 66,9 млн кВт-ч (на 9,5%), при этом объем потребления электрической энергии в жилищно-коммунальном хозяйстве увеличился на 19,6%.
В сельскохозяйственном производстве за рассматриваемый период также имел место рост потребления электрической энергии - на 17,8 млн кВт-ч (на 15,2%), что связано с развитием агропромышленного комплекса Тульской области.
Структура электропотребления Тульской области за 2021 год представлена на рисунке 2.2.
2.3.1. Перечень основных крупных
потребителей электроэнергии и мощности
В Тульской области наиболее крупными потребителями электрической энергии являются предприятия химического и металлургического комплексов.
АО "НАК "Азот" - один из ведущих производителей азотных удобрений и аммиака в России; АО "Щекиноазот" - крупное предприятие по производству промышленной химии. Объемы их электропотребления в совокупном объеме электропотребления Тульской области в 2021 году составил 13,8% и 6,6% соответственно.
Крупнейшее предприятие металлургического комплекса региона АО "Тулачермет" является ведущим российским производителем и экспортером товарного чугуна. Предприятие занимает лидирующие позиции на мировом рынке товарного чугуна и экспортирует более 90% продукции.
Объем потребления электрической энергии рассматриваемых предприятий в суммарном объеме потребления энергосистемы Тульской области составляет в 2021 году около 25,3%.
Показатели потребления электрической энергии и мощности крупными промышленными потребителями Тульской области представлены в таблицах 2.12 и 2.13.
Таблица 2.12. Объемы потребления электроэнергии
крупными потребителями в Тульской области
|
Наименование потребителя |
Объем годового потребления электроэнергии, млн кВт·ч |
|||||
|
2017 |
2018 |
2019 |
2020 |
2021 |
||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
|
1. |
АО "НАК "Азот" |
1176,6 |
1205,3 |
1188,4 |
1148,8 |
1180,9 |
|
2. |
АО "Щекиноазот" |
630,8 |
659,1 |
654,8 |
623,4 |
619,6 |
|
3. |
АО "Тулачермет" |
386,4 |
389,1 |
399,6 |
405,6 |
410,0 |
|
4. |
ООО "ТУЛАЧЕРМЕТ-СТАЛЬ" |
- |
- |
- |
283,8 |
295,5 |
|
5. |
ООО "ТК "Тульский" |
- |
- |
- |
60,3 |
128,7 |
|
6. |
ООО "Каргилл" |
207,3 |
215,2 |
216,2 |
220,5 |
217,8 |
|
7. |
ОАО "РЖД" (по Тульскому региону) |
153,3 |
154,1 |
108,9 |
96,1 |
110,1 |
|
8. |
ПАО "Косогорский металлургический завод" |
124,5 |
125,3 |
124,2 |
122,4 |
113,2 |
|
9. |
АО "Тулагорводоканал" |
108,1 |
106,9 |
104,6 |
103,9 |
105,5 |
|
10. |
ООО "Проктер энд Гэмбл - Новомосковск" |
98,8 |
97,9 |
96,2 |
94,1 |
108,6 |
|
11. |
ОАО "Ефремовский завод синтетического каучука" |
16,6 |
19,1 |
19,1 |
18,6 |
20,4 |
|
12. |
АО "Тулатеплосеть" |
86,2 |
85,8 |
86,7 |
86,8 |
94,4 |
|
13. |
Филиал АО НПО "Тяжпромарматура" - Алексинский завод тяжелой промышленной арматуры |
60,5 |
56,4 |
53,7 |
57,6 |
55,0 |
|
14. |
АО "Пластик" |
54,0 |
56,5 |
56,8 |
56,2 |
59,3 |
|
15. |
АО "АК "Туламашзавод" |
52,6 |
53,2 |
56,0 |
49,4 |
57,0 |
|
16. |
АО "Тульский патронный завод" |
32,1 |
24,4 |
20,6 |
18,6 |
22,7 |
|
17. |
ООО "КНАУФ ГИПС НОВОМОСКОВСК" |
39,3 |
41,2 |
43,4 |
40 |
45,1 |
|
18. |
ООО "Новомосковский городской водоканал" |
28,9 |
29,6 |
29,8 |
28,4 |
28,2 |
|
19. |
АО "Алексинская бумажно-картонная фабрика" |
21,5 |
43,8 |
57,8 |
63,3 |
65,1 |
|
20. |
АО "Конструкторское бюро приборостроения им. Академика А.Г. Шипунова" |
25,5 |
27,6 |
26,7 |
31,3 |
34,5 |
Таблица 2.13. Объем потребления мощности
крупными потребителями в Тульской области
|
Наименование потребителя электрической мощности |
Потребление мощности (зимний максимум), МВт |
||||
|
2017 |
2018 |
2019 |
2020 |
2021 |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
Максимум (зимний) потребления энергосистемы: |
1549 |
1552 |
1548 |
1577 |
1679 |
|
АО "НАК "Азот" |
134,0 |
138,0 |
136,0 |
138,0 |
138,0 |
|
АО "Щекиноазот" |
72,0 |
75,2 |
74,7 |
71,0 |
70,7 |
|
ООО "ТУЛАЧЕРМЕТ-СТАЛЬ |
|
4,3 |
37,5 |
46,7 |
49 |
|
АО "Тулачермет" |
45,0 |
45,0 |
46,0 |
53,0 |
47,0 |
|
ООО Тепличный комплекс "Тульский" |
|
|
|
|
38,0 |
|
ООО "Каргилл" |
31,0 |
30,0 |
30,0 |
24,9 |
24,9 |
|
ПАО "Косогорский металлургический завод" |
14,2 |
14,3 |
14,2 |
13,9 |
13,1 |
|
ООО "Проктер энд Гэмбл - Новомосковск" |
17,5 |
18,2 |
17,5 |
16,3 |
15,9 |
|
ОАО "Ефремовский завод синтетического каучука" |
10,5 |
11,5 |
10,5 |
3,0 |
11,5 |
|
АО "Тулатеплосеть" |
30,7 |
30,7 |
30,7 |
30,7 |
30,7 |
|
Филиал АО НПО "Тяжпромарматура" - Алексинский завод тяжелой промышленной арматуры |
10,5 |
9,5 |
7,0 |
7,0 |
7,0 |
|
АО "Пластик" |
6,5 |
7,5 |
7,4 |
8,4 |
8,7 |
|
АО АК "Туламашзавод" |
16,0 |
15,0 |
15,0 |
15,0 |
17,5 |
|
АО "Тульский патронный завод" |
8,2 |
5,5 |
6,1 |
5,2 |
6,0 |
|
ООО "КНАУФ ГИПС НОВОМОСКОВСК" |
9,5 |
9,5 |
9,5 |
5,7 |
6,7 |
|
АО "Конструкторское бюро приборостроения им. академика А.Г. Шипунова" |
5,6 |
6,0 |
5,6 |
7,2 |
8,2 |
2.4. Анализ балансов мощности и электроэнергии
энергосистемы Тульской области за 2017 - 2021 годы
Согласно фактическим замерам собственный максимум потребления мощности энергосистемы Тульской области за 2017 - 2021 годы зафиксирован 24.12.2021 в 11-00 и составил 1679 МВт при частоте электрического тока 50,00 Гц и среднесуточной температуре наружного воздуха минус 14,2°С. Максимальная нагрузка электростанций на час прохождения максимума составила 1140,69 МВт.
Фактический баланс мощности энергосистемы Тульской области на час прохождения совмещенного с ЕЭС России максимума потребления электрической мощности за период 2017 - 2021 годов представлен в таблице 2.14.
Таблица 2.14. Фактический баланс мощности энергосистемы Тульской
области на час прохождения совмещенного с ЕЭС России максимума
потребления электрической мощности за период 2017 - 2021 годов, МВт
|
Показатели |
2017 09 января 17-00 |
2018 24 декабря 17-00 |
2019 24 января 10-00 |
2020 25 декабря 17-00 |
2021 24 декабря 11-00 |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
|
1. Установленная мощность, всего, в том числе: |
1 632,15 |
1 542,15 |
1 655,65 |
1 620,31 |
1 614,31 |
|
|
ТЭС филиала ПАО "Квадра" - "Центральная генерация", всего |
545,65 |
455,65 |
569,15 |
533,81 |
533,81 |
|
|
Черепетская ГРЭС АО "Интер РАО-Электрогенерация" |
450 |
450 |
450 |
450 |
450,00 |
|
|
ООО "Щекинская ГРЭС" |
400 |
400 |
400 |
400 |
400,00 |
|
|
Первомайская ТЭЦ АО "Щекиноазот" * |
105 |
105 |
105 |
105 |
|
|
|
Электростанции промышленных предприятий |
131,5 |
131,5 |
131,5 |
131,5 |
230,50 |
|
|
2. Ограничения, всего, в том числе: |
175,3 |
213,09 |
199,55 |
159,24 |
147,08 |
|
|
ТЭС филиала ПАО "Квадра" - "Центральная генерация", всего |
83,15 |
128,45 |
130,76 |
71,41 |
58,15 |
|
|
Черепетская ГРЭС АО "Интер РАО-Электрогенерация" |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
|
ООО "Щекинская ГРЭС" |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
|
Первомайская ТЭЦ АО "Щекиноазот" |
40 |
34,64 |
25,8 |
40,96 |
|
|
|
Электростанции промышленных предприятий |
52,15 |
50 |
42,99 |
46,87 |
88,93 |
|
|
3. Располагаемая мощность, всего, в том числе: |
1 470,84 |
1 478,96 |
1 475,24 |
1 474,27 |
1 478,83 |
|
|
ТЭС филиала ПАО "Квадра" - "Центральная генерация", всего |
469,6 |
459,94 |
438,39 |
462,4 |
475,65 |
|
|
Черепетская ГРЭС АО "Интер РАО-Электрогенерация" |
450 |
452,12 |
450,76 |
450,38 |
450,86 |
|
|
ООО "Щекинская ГРЭС" |
400 |
400 |
400 |
400 |
400 |
|
|
Первомайская ТЭЦ АО "Щекиноазот" |
71,88 |
85,4 |
97,58 |
76,86 |
|
|
|
Электростанции промышленных предприятий |
79,35 |
81,5 |
88,51 |
84,63 |
152,32 |
|
|
Превышение нагрузки над установленной мощностью на включенном оборудовании, всего, в том числе |
13,98 |
149,9 |
19,14 |
13,2 |
11,61 |
|
|
ТЭС филиала ПАО "Квадра" - "Центральная генерация", всего |
7,1 |
132,74 |
0 |
0 |
0 |
|
|
Черепетская ГРЭС АО "Интер РАО-Электрогенерация" |
0 |
2,12 |
0,76 |
0,38 |
0,86 |
|
|
ООО "Щекинская ГРЭС" |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
|
Первомайская ТЭЦ ОАО "Щекиноазот" |
6,88 |
15,04 |
18,38 |
12,82 |
|
|
|
Электростанции промышленных предприятий |
0 |
0 |
0 |
0 |
10,75 |
|
|
4. Ремонты, всего, в том числе: |
200 |
200 |
0 |
0 |
298,0 |
|
|
ТЭС филиала ПАО "Квадра" - "Центральная генерация", всего "Квадра" - "Центральная генерация", всего |
0 |
0 |
0 |
0 |
98,0 |
|
|
Черепетская ГРЭС АО "Интер РАО-Электрогенерация" |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
|
ООО "Щекинская ГРЭС" |
200 |
200 |
0 |
0 |
200 |
|
|
Первомайская ТЭЦ ОАО "Щекиноазот" |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
|
|
Электростанции промышленных предприятий |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
|
из них капитальный ремонт |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
|
средний ремонт |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
|
текущий ремонт |
200 |
0 |
0 |
0 |
260,00 |
|
|
аварийный ремонт |
0 |
0 |
0 |
0 |
38,00 |
|
|
5. Снижение мощности в связи с ЗРР, Всего, в том числе: |
14,88 |
0 |
0 |
0 |
38,52 |
|
|
ТЭС филиала ПАО "Квадра" - "Центральная генерация", Всего |
14,88 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
|
Черепетская ГРЭС АО "Интер РАО-Электрогенерация" |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
|
ООО "Щекинская ГРЭС" |
0 |
0 |
0 |
0 |
38,52 |
|
|
Первомайская ТЭЦ ОАО "Щекиноазот" |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
|
|
Электростанции промышленных предприятий |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
|
6. Консервация, всего, в том числе: |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
|
ТЭС филиала ПАО "Квадра" - "Центральная генерация", всего |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
|
Черепетская ГРЭС АО "Интер РАО-Электрогенерация" |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
|
ООО "Щекинская ГРЭС" |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
|
Первомайская ТЭЦ ОАО "Щекиноазот" |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
|
|
Электростанции промышленных предприятий |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
|
7. Резерв, всего, в том числе: |
526,18 |
279,17 |
709,17 |
735,57 |
1,62 |
|
|
ТЭС филиала ПАО "Квадра" - "Центральная генерация", всего |
163,21 |
79,17 |
184,48 |
110,57 |
0,85 |
|
|
Черепетская ГРЭС АО "Интер РАО-Электрогенерация" |
263,81 |
0 |
225 |
225 |
0,77 |
|
|
ООО "Щекинская ГРЭС" |
99,16 |
200 |
299,69 |
400 |
0 |
|
|
Первомайская ТЭЦ ОАО "Щекиноазот" |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
|
Электростанции промышленных предприятий |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
|
8. Нагрузка, всего, в том числе: |
729,77 |
999,79 |
766,07 |
738,7 |
1140,69 |
|
|
ТЭС филиала ПАО "Квадра" - "Центральная генерация", всего "Квадра", всего |
291,51 |
380,77 |
253,91 |
351,83 |
376,80 |
|
|
Черепетская ГРЭС АО "Интер РАО-Электрогенерация" |
186,19 |
452,12 |
225,76 |
225,38 |
450,09 |
|
|
ООО "Щекинская ГРЭС" |
100,84 |
0 |
100,31 |
0 |
161,48 |
|
|
Первомайская ТЭЦ ОАО "Щекиноазот" |
71,88 |
85,4 |
97,58 |
76,86 |
0 |
|
|
Электростанции промышленных предприятий |
79,35 |
81,5 |
88,51 |
84,63 |
152,32 |
|
|
9. Собственное потребление |
1 427,26 |
1 481,56 |
1 534,51 |
1 519,35 |
1 679,47 |
|
|
10. Сальдо перетоков мощности (+ прием; - отдача) (п. 9-п. 8) |
697,49 |
481,77 |
768,44 |
780,65 |
538,78 |
|
С 01.01.2021 Первомайская ТЭЦ АО "Щекиноазот" учитывается как электростанция промпредприятий.
Согласно фактическим замерам максимум потребления мощности за указанный 5-летний период на час прохождения совмещенного с ЕЭС России максимума потребления мощности зафиксирован в 11-00 24.12.2021 и составил 1679,47 МВт, величина генерации составила 766,07 МВт. В момент зафиксированного максимума потребления мощности в 2021 году сальдо перетоков мощности от соседних энергосистем составляло 538,78 МВт.
Согласно фактическим замерам режимного дня в 2021 году (в 18-00 16.12.2021) потребление энергосистемы Тульской области составило 1514 МВт при нагрузке электростанций 723 МВт.
Баланс электрической энергии по территории энергосистемы Тульской области за 2017 - 2021 годы приведен в таблице 2.15.
Таблица 2.15. Баланс электрической энергии по территории
энергосистемы Тульской области за 2017 - 2021 годы, млн кВт·ч
|
Показатели |
2017 |
2018 |
2019 |
2020 |
2021 |
|
1. Выработка электроэнергии, всего, в том числе: |
5 079,7 |
5 014,5 |
5 296,1 |
5 105,0 |
5 344,2 |
|
ТЭС филиала ПАО "Квадра" - "Центральная генерация", всего |
1 618,6 |
1 602,3 |
2 270,0 |
2 247,4 |
2 306,0 |
|
Черепетская ГРЭС АО "Интер РАО - Электрогенерация" |
2 097,1 |
2 060,9 |
1 632,3 |
1 485,7 |
1 640,9 |
|
ООО "Щекинская ГРЭС" |
189,7 |
122,4 |
137,0 |
98,7 |
212,1 |
|
Первомайская ТЭЦ АО |
539,1 |
571,2 |
545,9 |
539,8 |
|
|
Электростанции промышленных предприятий |
635,2 |
657,7 |
710,9 |
733,4 |
1 185,3 |
|
2. Электропотребление |
9 851,4 |
10023,0 |
10289,9 |
10269,0 |
10798,7 |
|
3. Сальдо перетоков электроэнергии "+" - прием, "-" - отдача |
4 771,7 |
5 008,5 |
4 993,8 |
5 164,0 |
5 454,4 |
Максимальное потребление электрической энергии энергосистемы Тульской области за период 2017 - 2021 годов отмечено в 2021 году и составило 10798,7 млн кВт·ч при выработке электрической энергии в объеме 5344,2 млн кВт·ч.
2.4.1. Структура выработки электроэнергии по видам собственности
и видам генерирующего оборудования за 2021 год
Выработка электрической энергии электростанциями энергосистемы Тульской области, включая производство электрической энергии электростанциями промышленных предприятий, в 2020 году составила 5344,2 млн кВт·ч (105,6% от факта 2020 года):
1) электростанция АО "Интер РАО - Электрогенерация" - 1640,9 млн кВт·ч;
2) электростанция ООО "Щекинская ГРЭС" - 212,1 млн кВт·ч;
3) электростанции ПАО "Квадра" - 2306,0 млн кВт·ч;
4) электростанции промышленных предприятий - 1185,3 млн кВт·ч.
Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности за 2021 год приведена в таблице 2.16.
Таблица 2.16. Структура выработки электроэнергии в энергосистеме Тульской
области по типам электростанций и видам собственности за 2021 год
|
Электростанция |
Собственник |
Выработка за 2021 год, млн кВт·ч |
% от общей выработки |
|
Черепетская ГРЭС |
АО "Интер РАО - Электрогенерация" |
1 640,9 |
30,7 |
|
Щекинская ГРЭС |
ООО "Щекинская ГРЭС" |
212,1 |
4,0 |
|
Алексинская ТЭЦ |
ПАО "Квадра" |
983,0 |
18,4 |
|
Ефремовская ТЭЦ |
ПАО "Квадра" |
208,8 |
3,9 |
|
Новомосковская ГРЭС |
ПАО "Квадра" |
1 114,1 |
20,8 |
|
Первомайская ТЭЦ |
АО "Щекиноазот" |
545,0 |
10,2 |
|
ТЭЦ ТЧМ |
АО "Тулачермет" |
527,1 |
9,9 |
|
ТЭЦ КМЗ |
ПАО "Косогорский металлургический завод" |
113,2 |
2,1 |
|
ТЭЦ Ефремовского филиала АО "Щекиноазот" * |
АО "Щекиноазот" |
0,0 |
0,0 |
С 01.09.2021 ТГ 6 МВт ТЭЦ Ефремовского филиала АО "Щекиноазот" выведен из эксплуатации.
Доля выработки электроэнергии электростанций по видам собственности от общей выработки энергосистемы Тульской области за 2021 год приведена на рисунке 2.3.
Сведения о коэффициенте использовании установленной мощности электростанций энергосистемы Тульской области за 2021 год приведены в таблице 2.17.
Таблица 2.17. Коэффициент использования установленной мощности
электростанций энергосистемы Тульской области за 2021 год
|
Наименование |
Установленная мощность электростанции на 01.01.2021, МВт |
КИУМ, за 2021 год % |
Установленная мощность электростанции на 01.01.2022, МВт |
|
Черепетская ГРЭС |
450 |
42 |
450 |
|
Щекинская ГРЭС |
400 |
6 |
400 |
|
Новомосковская ГРЭС |
233,65 |
54 |
233,65 |
|
Алексинская ТЭЦ |
165,158 |
68 |
165,158 |
|
Ефремовская ТЭЦ |
135 |
18 |
135 |
|
Первомайская ТЭЦ |
105 |
59 |
105 |
|
ТЭЦ АО "Тулачермет" |
101,5 |
59 |
101,5 |
|
ТЭЦ ПАО "КМЗ" |
24 |
54 |
24 |
|
ТЭЦ Ефремовского филиала АО "Щекиноазот" * |
6 |
0 |
0 |
2.5. Основные характеристики
электросетевого хозяйства Тульской области
Основной проблемой текущего состояния энергосистемы Тульской области является наличие в отдельных частях энергосистемы значительного физического износа объектов электросетевого хозяйства.
На рисунках 2.4 и 2.5 представлена возрастная структура линий электропередачи 110 и 220 кВ энергосистемы Тульской области. В таблице 2.18 приведены данные о количестве линий электропередачи 110 и 220 кВ, срок эксплуатации которых превышает нормативный срок в 25 лет.
Таблица 2.18 Возрастная структура линий
электропередачи 110 кВ и 220 кВ на 01.01.2022
|
Показатель |
30 лет и менее |
31-40 лет |
41-50 лет |
51-60 лет |
более 60 лет |
|
ВЛ 220 кВ общая протяженность, км |
20,39 |
113,22 |
17,88 |
134,59 |
711,4 |
|
То же, % |
2,04 |
11,35 |
1,79 |
13,49 |
71,32 |
|
ВЛ 110 кВ общая протяженность, км |
274,79 |
336,16 |
618,18 |
320,17 |
1155,23 |
|
То же, % |
10,16 |
12,43 |
22,86 |
11,84 |
42,71 |
С учетом данных по состоянию электросетевого хозяйства филиалом ПАО "Россети Центр и Приволжье" - "Тулэнерго" планируется реконструкция электросетевых объектов в связи со значительным физическим износом (таблица 2.19).
Таблица 2.19. Перечень электросетевых объектов, по которым планируется
реконструкция в связи со значительным физическим износом
|
Наименование энергообъекта |
Характеристика объекта |
Год реконструкции |
Техническое обоснование необходимости реализации мероприятия |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
|
1. |
Реконструкция ВЛ 110 кВ Пятницкая - Ясногорск, протяженностью по трассе 0,8 км |
0,8 км |
2023 |
акт технического освидетельствования от 30.05.2020 |
|
2. |
Реконструкция ВЛ 110 кВ Ленинская - Мясново с отпайками, ВЛ 110 кВ Ленинская - Ратово с отпайкой на ПС Барсуки, ВЛ 110 кВ Ратово - Мясново, ВЛ 110 кВ Тула - Мясново N 1 с отпайками, ВЛ 110 кВ Тула - Мясново N 2 с отпайкой на ПС Южная |
26,85 км |
2027 |
акт технического освидетельствования от 18.10.2019 |
|
3. |
Реконструкция ВЛ 110 кВ Звезда - Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Звезда - Волово с отпайкой на ПС Турдей, протяженностью по трассе 20,0 км |
20,0 км |
2023 |
акт N 1 расследования причин аварии, произошедшей 30.10.2018 |
|
4. |
Реконструкция ВЛ 110 кВ Звезда - Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Звезда - Волово с отпайкой на ПС Турдей, протяженностью по трассе 8,7 км |
8,7 км |
2023 |
акт N 1 расследования причин аварии, произошедшей 30.10.2018 |
|
5. |
Реконструкция ВЛ 110 кВ Звезда - Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Волово - Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк, протяженностью по трассе 29,44 км |
29,44 км |
2023 |
акт N 1 расследования причин аварии, произошедшей 30.10.2018 |
|
6. |
Реконструкция ВЛ 110 кВ Труново - Советская |
21 км |
2023 |
акт технического освидетельствования от 28.01.2020 |
|
7. |
Реконструкция ВЛ 110 кВ Мценск - Плавск с отпайками |
30,0 км |
2027 |
акт технического освидетельствования от 20.09.2019 |
|
8. |
ВЛ 110 кВ Плавск - Лазарево с отпайкой на ПС Смычка, ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС - Лазарево |
12,0 км |
2025 |
акт технического освидетельствования от 20.09.2019 |
|
9. |
Реконструкция ВЛ 110 кВ Узловая - Северная. |
14,59 км |
2026 |
акт технического освидетельствования от 27.09.2019 |
|
10. |
Реконструкция ВЛ 35 кВ Казановка - Бучалки, протяженностью по трассе 12,7 км |
12,7 км |
2023 |
акт технического освидетельствования N 2-09 от 21.07.17 |
|
11. |
Реконструкция ВЛ 35 кВ Ефремов - Черемушки с отп., протяженностью по трассе 6,0 км |
6,0 км |
2022 |
акт технического освидетельствования N 21-17 от 10.08.2017 |
|
12. |
Реконструкция ВЛ 35 кВ Иваньково - Кашира (с 1 по 79 опору) протяженностью по трассе 7,7 км |
7,7 км |
2024 |
акт технического освидетельствования от 21.10.2015 |
|
13. |
Реконструкция двухцепной ВЛ 35 кВ Ясногорск - Шульгино 1 и 2 (с 1 по 83 опору), протяженностью по трассе 15,7 км |
15,7 км |
2025 |
акт технического освидетельствования от 21.10.2015 |
|
14. |
Реконструкция ПС 35/6 кВ N 67 Гранки с заменой трансформатора 6,3 МВА на 10 МВА, МВ 35 кВ на ЭВ 35 кВ, РВС 35 кВ, ТН 35 кВ, разъединителей 35 кВ, МВ 6 кВ на ВВ 6 кВ |
10 МВА |
2023 |
акт технического освидетельствования N 1-08-17 от 12.08.2017 |
2.6. Анализ произведенных в 2021 году вводов,
реконструкций электросетевых объектов напряжением
110 кВ и выше на территории Тульской области
Информация по выполненным в 2021 году вводам, реконструкциям и прочим действиям с объектами электросетевого хозяйства по энергосистеме Тульской области приведена в таблице 2.20.
Таблица 2.20. Вводы, реконструкция объектов
электросетевого хозяйства в 2021 году
|
Наименование объекта |
Наименование элемента |
Мероприятие |
|
1 |
2 |
3 |
|
По филиалу ПАО "ФСК ЕЭС" - Приокское ПМЭС | ||
|
ПС 220 кВ Бегичево |
ТН-220 1 сш ф А ТН-220 1 сш ф В ТН-220 1 сш ф С |
техническое перевооружение |
|
ПС 220 кВ Ленинская |
ТТ ОМВ 220 кВ ф А ТТ ОМВ 220 кВ ф В ТТ ОМВ 220 кВ ф С ТТ ВЛ 220 кВ Алексинская ТЭЦ-Ленинская ф А ТТ ВЛ 220 кВ Алексинская ТЭЦ-Ленинская ф В ТТ ВЛ 220 кВ Алексинская ТЭЦ-Ленинская ф С |
программа повышения надёжности |
|
ПС 220 кВ Металлургическая |
ТН 220 Тула (ф. В) ТТ-1-220 Тула ф. А ТТ-1-220 Тула ф. B ТТ-1-220 Тула ф. C |
техническое перевооружение |
|
В-1-220 Тула ЛР 220 Тула РР-1-220 Тула РР-2-220 Тула ШР-1-220 Тула ШР 220 АТ-1 |
реконструкция |
|
|
ПС 220 кВ Тула |
ТН-220 2 сш ф А ТН-220 2 сш ф В ТН-220 2 сш ф С ТТ ВЛ 220 кВ ЩГРЭС Тула-с отп.ф А ТТ ВЛ 220 кВ ЩГРЭС Тула-с отп.ф А ТТ ВЛ 220 кВ ЩГРЭС Тула-с отп.ф А ТТ ОМВ 220 кВ ф А ТТ ОМВ 220 кВ ф B ТТ ОМВ 220 кВ ф C ТТ ВЛ 220 кВ Тула-Тепличная с отп.ф А ТТ ВЛ 220 кВ Тула-Тепличная с отп.ф В ТТ ВЛ 220 кВ Тула-Тепличная с отп.ф С |
техническое перевооружение |
|
ПС 220 кВ Химическая |
ТТ ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС-Химическая ф. А ТТ ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС-Химическая ф. В ТТ ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС-Химическая ф. С |
техническое перевооружение |
|
По филиалу ПАО "Россети Центр и Приволжье" - "Тулэнерго" | ||
|
ПС 110 кВ Задонье |
ТН 2 СШ 110 кВ |
техническое перевооружение |
|
ПС 110 кВ Говорёнки |
Выключатель 10 кВ |
техническое перевооружение |
|
ПС 110 кВ Доробино |
ТН 2 СкШ 35 кВ |
реконструкция |
|
ПС 110 кВ Рудаково |
ТМГ 25/10 |
модернизация |
|
ПС 110 кВ Гремицы |
РЛНД-2-110 |
аренда |
|
РЛНД-1-110 | ||
|
ВГТ-110 | ||
|
ТДН-16000/110-У1 | ||
|
ТМ-160/10 | ||
|
ТМГ-160/10 | ||
|
BB/TEL-10-20 | ||
|
ПС 110 кВ Олень |
ТДН-16000/110/6 |
аренда |
|
ТДН-16000/110/6 | ||
|
РНДЗ-1б-110/630 | ||
|
РНД-110/630 | ||
|
BB/TEL-10-20/1000 | ||
|
BB/TEL-10-20/1000 | ||
|
BB/TEL-10-20/1000-У2 | ||
|
BB/TEL-10-20/1000-У2 | ||
|
BB/TEL-10-20/1600 | ||
|
BB/TEL-10-20/1600 | ||
|
BB/TEL-10-20/1600 | ||
|
BB/TEL-10-20/630 | ||
|
BB/TEL-10-20/630 | ||
|
ВМГ-133-600-20 с ПЭ-11 | ||
|
ВМГ-133-600-20 с ПЭ-11 | ||
|
ВМГ-133-600-20 с ПЭ-11 | ||
|
ВМГ-133-600-20 с ПЭ-11 | ||
|
ВМГ-133-600-20 с ПЭ-11 | ||
|
ВМГ-133-600-20 с ПЭ-11 | ||
|
ВМГ-133-600-20 с ПЭ-11 | ||
|
ВМГ-133-600-20 с ПЭ-11 | ||
|
ВМГ-133-600-20 с ПЭ-11 | ||
|
ВМГ-133-600-20 с ПЭ-11 | ||
|
ВМГ-133-600-20 с ПЭ-11 | ||
|
ВМГ-133-600-20 с ПЭ-11 | ||
|
ВМП-10П-630-20 | ||
|
ВМП-10П-630-20 | ||
|
ВМП-10П-630-20 | ||
|
ВМП-10П-630-20 | ||
|
ВМП-10П-630-20 | ||
|
ВМП-10П-630-20 | ||
|
ВМП-10П-630-20 | ||
|
ВМП-10П-630-20 | ||
|
ВМП-10П-630-20 | ||
|
ВМП-10П-630-20 | ||
|
ВМП-10П-630-20 | ||
|
ВМП-10П-630-20 | ||
|
ВМП-10П-630-20 | ||
|
ВМП-10П-630-20 | ||
|
ВМП-10П-630-20 | ||
|
ВМП-10П-630-20 | ||
|
ВМП-10П-630-20 | ||
|
ВМП-10П-630-20 | ||
|
ВМП-10П-630-20 | ||
|
ВМП-10П-630-20 | ||
|
ВМП-10П-630-20 | ||
|
ВМП-10П-630-20 | ||
|
ВМП-10П-630-20 | ||
|
ВМП-10П-630-20 | ||
|
КЗ-110 | ||
|
КЗ-110 | ||
|
ОД-110/600 | ||
|
ОД-110/600 | ||
|
РНДЗ-1б-110/630 | ||
|
РНДЗ-2-110/630 | ||
|
ТМ-25/6 | ||
|
ТМ-25/6 | ||
В 2022 году запланирован ввод в работу второго трансформатора на ПС 220 кВ Тепличная мощностью 80 МВА.
2.7. Основные внешние электрические
связи энергосистемы Тульской области
Связь энергосистемы Тульской области с энергосистемами смежных субъектов Российской Федерации осуществляется по линиям электропередачи классом напряжения 110-220 кВ:
С энергосистемой г. Москвы и Московской области:
1) ВЛ 220 кВ Алексинская ТЭЦ - Ока;
2) ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Каширская ГРЭС;
3) ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая;
4) КВЛ 220 кВ Приокская - Бугры;
5) ВЛ 220 кВ Шипово - Ока;
6) ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС - Мордвес с отпайкой на ПС Новосёлки;
7) ВЛ 110 кВ Пятницкая - Ясногорск.
С энергосистемой Калужской области:
1) ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Орбита;
2) ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Спутник;
3) ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Электрон;
4) ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Литейная;
5) ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Станы;
6) ВЛ 220 кВ Станы - Шипово;
7) ВЛ 110 кВ Суворов - Агеево с отпайкой на ПС Безово;
8) ВЛ 110 кВ Суворов - Шепелёво с отпайками;
9) ВЛ 110 кВ Ушатово - Шепелёво с отпайками;
10) ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ - Космос с отпайками;
11) ВЛ 110 кВ Шипово - Ферзиково с отпайкой на ПС Средняя;
12) ВЛ 110 кВ Космос - Заокская с отпайкой на ПС Яковлево;
13) ВЛ 110 кВ Протон - Заоская с отпайкой на ПС Яковлелево;
14) ВЛ 110 кВ Шепелево - Белев 1 с отпайками;
15) ВЛ 110 кВ Шепелево - Белев 2 с отпайками.
С энергосистемой Рязанской области:
1) ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Михайловская;
2) ВЛ 110 кВ Виленки - Гремячее;
3) ВЛ 110 кВ Зубово - Горлово.
С энергосистемой Орловской области:
1) ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Мценск;
2) ВЛ 110 кВ Мценск - Чернь с отпайкой на ПС Коммаш;
3) ВЛ 110 кВ Мценск - Плавск с отпайками.
С энергосистемой Брянской области:
1) КВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Цементная.
2.7.1. Анализ отчетного потокораспределения электрических сетей
напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области на
зимний/летний максимум нагрузок за 2021 год
В настоящий момент энергосистема Тульской области связана:
1) c энергосистемой г. Москвы и Московской области по ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Каширская ГРЭС, ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС - Мордвес с отпайкой на ПС Новосёлки, ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая, ВЛ 110 кВ Пятницкая - Ясногорск, КВЛ 220 кВ Приокская - Бугры, ВЛ 220 кВ Алексинская ТЭЦ - Ока, ВЛ 220 кВ Шипово - Ока;
2) c энергосистемой Рязанской области по ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Михайловская, ВЛ 110 кВ Зубово - Горлово, ВЛ 110 кВ Виленки - Гремячее;
3) с энергосистемой Орловской области по ВЛ 110 кВ Мценск - Плавск с отпайками, ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Мценск, ВЛ 110 кВ Чернь - Плавск с отпайкой на ПС Скуратово;
4) с энергосистемой Калужской области по ВЛ 220 кВ Станы - Шипово, ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Станы, ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Орбита, ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Спутник, ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Электрон, ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Литейная, ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ - Космос с отпайками, ВЛ 110 кВ Ушатово - Шепелёво с отпайками, ВЛ 110 кВ Суворов - Шепелёво с отпайками, ВЛ 110 кВ Шипово - Ферзиково с отпайкой на ПС Средняя, ВЛ 110 кВ Шепелево - Белев 1 с отпайками, ВЛ 110 кВ Шепелево - Белев 2 с отпайками, ВЛ 110 кВ Космос - Заокская с отпайкой на ПС Яковлево, ВЛ 110 кВ Протон - Заоская с отпайкой на ПС Яковлелево, ВЛ 110 кВ Суворов - Агеево с отпайкой на ПС Безово;
5) с энергосистемой Брянской области по КВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Цементная.
В таблице 2.21 и 2.22 представлены основные характеристики режимов зимних и летних максимальных и минимальных нагрузок.
Таблица 2.21. Структура баланса мощности и сальдо перетоков мощности
энергосистемы Тульской области в 2021 году в зимний период, МВт
|
Наименование |
Часы |
|
|
Максимум 24.12.2021 (11-00) |
Минимум 03.01.2021 (04-00) |
|
|
1 |
2 |
3 |
|
Температура воздуха, °С |
-14,2 |
-0,2 |
|
Потребление, МВт |
1 679,47 |
1072,25 |
|
в т.ч. ОАО "НАК Азот" |
170,39 |
172,95 |
|
Генерация, МВт, в т.ч.: |
1140,69 |
566,55 |
|
Черепетская ГРЭС |
450,09 |
135,06 |
|
Щекинская ГРЭС |
161,48 |
0,00 |
|
Новомосковская ГРЭС |
180,23 |
144,90 |
|
Алексинская ТЭЦ |
151,87 |
111,61 |
|
Ефремовская ТЭЦ |
44,70 |
31,72 |
|
Электростанции промпредприятий (ТЭЦ АО "Тулачермет", ТЭЦ ПАО "Косогорский металлургический завод", Первомайская ТЭЦ АО "Щекиноазот", ТЭЦ Ефремовского филиала АО "Щекиноазот" *) |
152,32 |
143,26 |
|
Сальдо перетоков мощности, в т.ч.: |
538,78 |
505,70 |
|
с энергосистемой Калужской области |
45,09 |
72,06 |
|
ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Спутник |
-1,36 |
-16,59 |
|
ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Орбита |
-49,85 |
-47,08 |
|
ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Электрон |
7,17 |
4,53 |
|
ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Литейная |
17,63 |
57,15 |
|
ВЛ 110 кВ Суворов - Агеево с отпайкой на ПС Безово |
0,00 |
13,86 |
|
ВЛ 220 кВ Станы - Шипово |
43,69 |
68,27 |
|
ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Станы |
-63,95 |
-70,83 |
|
ВЛ 110 кВ Протон - Заокская с отпайкой на ПС Яковлево |
17,57 |
14,26 |
|
ВЛ 110 кВ Ушатово - Шепелёво с отпайками |
17,59 |
13,03 |
|
ВЛ 110 кВ Суворов - Шепелёво с отпайками |
18,71 |
10,93 |
|
ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ - Космос с отпайками |
13,23 |
0,92 |
|
ВЛ 110 кВ Шипово - Ферзиково с отпайкой на ПС Средняя |
-6,40 |
3,21 |
|
ВЛ 110 кВ Космос - Заокская с отпайкой на ПС Яковлево |
19,56 |
14,08 |
|
ВЛ 110 кВ Шепелёво - Белёв 1 с отпайками |
7,19 |
3,92 |
|
ВЛ 110 кВ Шепелёво - Белёв 2 с отпайками |
4,34 |
2,46 |
|
ВЛ 35 кВ Белёв - Ульяново с отпайкой |
-0,02 |
-0,02 |
|
с энергосистемой г. Москвы и Московской области |
298,58 |
102,70 |
|
ВЛ 220 кВ Шипово - Ока |
-8,46 |
-52,31 |
|
ВЛ 220 кВ Алексинская ТЭЦ - Ока |
8,06 |
-48,00 |
|
КВЛ 220 кВ Приокская - Бугры |
-0,04 |
41,42 |
|
ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС - Мордвес с отпайкой на ПС Новосёлки |
-6,27 |
-13,01 |
|
ВЛ 110 кВ Пятницкая - Ясногорск |
30,79 |
-0,63 |
|
ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Каширская ГРЭС |
122,90 |
77,02 |
|
ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая |
145,70 |
92,30 |
|
ВЛ 110 кВ Пущино - Таруса I цепь |
2,21 |
2,21 |
|
ВЛ 110 кВ Пущино - Таруса II цепь |
0,74 |
0,74 |
|
ВЛ 35 кВ Кашира - Иваньково |
2,94 |
2,94 |
|
с энергосистемой Рязанской области |
210,21 |
101,17 |
|
ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Михайловская |
175,12 |
95,17 |
|
ВЛ 110 кВ Виленки - Гремячее |
15,01 |
1,99 |
|
ВЛ 110 кВ Зубово - Горлово |
20,07 |
4,00 |
|
с энергосистемой Орловской области |
-15,10 |
123,56 |
|
ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Мценск |
-32,72 |
112,15 |
|
ВЛ 110 кВ Мценск - Чернь с отпайкой на ПС Коммаш |
19,46 |
8,29 |
|
ВЛ 110 кВ Мценск - Плавск с отпайками |
4,30 |
4,75 |
|
ПС 110 кВ Коммаш Т-1, Т-2, ПС 110 кВ Чернь Тяговая Т-1, Т-2 |
-6,14 |
-1,64 |
|
с энергосистемой Брянской области |
0,00 |
106,21 |
|
КВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Цементная |
0,00 |
106,21 |
|
с энергосистемой Липецкой области |
0,00 |
0,00 |
|
ВЛ 10 кВ ПЭ Ефремов - Становая |
0,00 |
0,00 |
* С 01.09.2021 ТГ 6 МВт ТЭЦ Ефремовского филиала АО "Щекиноазот" выведен из эксплуатации.
Таблица 2.22. Структура баланса мощности и сальдо перетоков мощности
энергосистемы Тульской области в 2021 году в летний период, МВт
|
Наименование |
Часы |
|
|
Максимум 19.07.2021 (15-00) |
Минимум 20.06.2021 (06-00) |
|
|
1 |
2 |
3 |
|
Температура воздуха, °С |
24,0 |
22,3 |
|
Потребление, МВт |
1 293,68 |
867,41 |
|
в т.ч. АО "НАК "Азот" |
188,39 |
168,11 |
|
Генерация, МВт, в т.ч.: |
988,10 |
293,63 |
|
Черепетская ГРЭС |
385,54 |
114,90 |
|
Щекинская ГРЭС |
189,72 |
0,00 |
|
Новомосковская ГРЭС |
159,48 |
0,00 |
|
Алексинская ТЭЦ |
114,67 |
65,71 |
|
Ефремовская ТЭЦ |
0,00 |
0,00 |
|
Электростанции промпредприятий (ТЭЦ АО "Тулачермет", ТЭЦ ПАО "Косогорский металлургический завод", Первомайская ТЭЦ АО "Щекиноазот", ТЭЦ Ефремовского филиала АО "Щекиноазот") |
138,69 |
113,02 |
|
Сальдо перетоков мощности, МВт, в т.ч.: |
305,58 |
573,78 |
|
с энергосистемой Калужской области |
-33,71 |
74,52 |
|
ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Спутник |
-6,94 |
7,30 |
|
ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Орбита |
-48,06 |
-17,52 |
|
ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Электрон |
5,59 |
11,86 |
|
ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Литейная |
-8,26 |
33,48 |
|
ВЛ 110 кВ Суворов - Агеево с отпайкой на ПС Безово |
11,00 |
12,13 |
|
ВЛ 220 кВ Станы - Шипово |
38,84 |
37,29 |
|
ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Станы |
-60,75 |
-65,59 |
|
ВЛ 110 кВ Протон - Заокская с отпайкой на ПС Яковлево |
0,00 |
5,67 |
|
ВЛ 110 кВ Ушатово - Шепелёво с отпайками |
9,06 |
12,17 |
|
ВЛ 110 кВ Суворов - Шепелёво с отпайками |
7,60 |
10,11 |
|
ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ - Космос с отпайками |
1,10 |
16,41 |
|
ВЛ 110 кВ Шипово - Ферзиково с отпайкой на ПС Средняя |
-6,78 |
2,91 |
|
ВЛ 110 кВ Космос - Заокская с отпайкой на ПС Яковлево |
18,43 |
4,86 |
|
ВЛ 110 кВ Шепелёво - Белёв 1 с отпайками |
3,24 |
3,29 |
|
ВЛ 110 кВ Шепелёво - Белёв 2 с отпайками |
2,23 |
0,19 |
|
ВЛ 35 кВ Белёв - Ульяново с отпайкой |
-0,02 |
-0,02 |
|
с энергосистемой г. Москвы и Московской области |
201,12 |
174,20 |
|
ВЛ 220 кВ Шипово - Ока |
-9,50 |
-27,39 |
|
ВЛ 220 кВ Алексинская ТЭЦ - Ока |
-12,94 |
-24,53 |
|
КВЛ 220 кВ Приокская - Бугры |
0,00 |
37,55 |
|
ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС - Мордвес с отпайкой на ПС Новосёлки |
15,92 |
9,07 |
|
ВЛ 110 кВ Пятницкая - Ясногорск |
18,67 |
6,10 |
|
ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Каширская ГРЭС |
82,98 |
78,16 |
|
ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая |
100,94 |
90,18 |
|
ВЛ 110 кВ Пущино - Таруса I цепь |
2,21 |
2,21 |
|
ВЛ 110 кВ Пущино - Таруса II цепь |
0,74 |
0,74 |
|
ВЛ 35 кВ Кашира - Иваньково |
2,10 |
2,10 |
|
с энергосистемой Рязанской области |
136,52 |
171,28 |
|
ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Михайловская |
134,47 |
140,63 |
|
ВЛ 110 кВ Виленки - Гремячее |
-3,97 |
14,21 |
|
ВЛ 110 кВ Зубово - Горлово |
6,03 |
16,43 |
|
с энергосистемой Орловской области |
-12,24 |
42,56 |
|
ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Мценск |
-42,94 |
37,49 |
|
ВЛ 110 кВ Мценск - Чернь с отпайкой на ПС Коммаш |
20,65 |
3,91 |
|
ВЛ 110 кВ Мценск - Плавск с отпайками |
14,67 |
2,54 |
|
ПС 110 кВ Коммаш Т-1, Т-2, ПС 110 кВ Чернь Тяговая Т-1, Т-2 |
-4,62 |
-1,38 |
|
с энергосистемой Брянской области |
13,90 |
111,22 |
|
КВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Цементная |
13,90 |
111,22 |
|
с энергосистемой Липецкой области |
0,00 |
0,00 |
|
ВЛ 10 кВ ПЭ Ефремов - Становая |
0,00 |
0,00 |
|
1 |
2 |
3 |
|
Температура воздуха, °С |
24,0 |
22,3 |
|
Потребление, МВт |
1 293,68 |
867,41 |
|
в т.ч. АО "НАК "Азот" |
188,39 |
168,11 |
|
Генерация, МВт, в т.ч.: |
988,10 |
293,63 |
|
Черепетская ГРЭС |
385,54 |
114,90 |
|
Щекинская ГРЭС |
189,72 |
0,00 |
|
Новомосковская ГРЭС |
159,48 |
0,00 |
|
Алексинская ТЭЦ |
114,67 |
65,71 |
|
Ефремовская ТЭЦ |
0,00 |
0,00 |
|
Электростанции промпредприятий (ТЭЦ АО "Тулачермет", ТЭЦ ПАО "Косогорский металлургический завод", Первомайская ТЭЦ АО "Щекиноазот", ТЭЦ Ефремовского филиала АО "Щекиноазот") |
138,69 |
113,02 |
|
Сальдо перетоков мощности, МВт, в т.ч.: |
305,58 |
573,78 |
|
с энергосистемой Калужской области |
-33,71 |
74,52 |
|
ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Спутник |
-6,94 |
7,30 |
|
ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Орбита |
-48,06 |
-17,52 |
|
ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Электрон |
5,59 |
11,86 |
|
ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Литейная |
-8,26 |
33,48 |
|
ВЛ 110 кВ Суворов - Агеево с отпайкой на ПС Безово |
11,00 |
12,13 |
|
ВЛ 220 кВ Станы - Шипово |
38,84 |
37,29 |
|
ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Станы |
-60,75 |
-65,59 |
|
ВЛ 110 кВ Протон - Заокская с отпайкой на ПС Яковлево |
0,00 |
5,67 |
|
ВЛ 110 кВ Ушатово - Шепелёво с отпайками |
9,06 |
12,17 |
|
ВЛ 110 кВ Суворов - Шепелёво с отпайками |
7,60 |
10,11 |
|
ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ - Космос с отпайками |
1,10 |
16,41 |
|
ВЛ 110 кВ Шипово - Ферзиково с отпайкой на ПС Средняя |
-6,78 |
2,91 |
|
ВЛ 110 кВ Космос - Заокская с отпайкой на ПС Яковлево |
18,43 |
4,86 |
|
ВЛ 110 кВ Шепелёво - Белёв 1 с отпайками |
3,24 |
3,29 |
|
ВЛ 110 кВ Шепелёво - Белёв 2 с отпайками |
2,23 |
0,19 |
|
ВЛ 35 кВ Белёв - Ульяново с отпайкой |
-0,02 |
-0,02 |
|
с энергосистемой г. Москвы и Московской области |
201,12 |
174,20 |
|
ВЛ 220 кВ Шипово - Ока |
-9,50 |
-27,39 |
|
ВЛ 220 кВ Алексинская ТЭЦ - Ока |
-12,94 |
-24,53 |
|
КВЛ 220 кВ Приокская - Бугры |
0,00 |
37,55 |
|
ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС - Мордвес с отпайкой на ПС Новосёлки |
15,92 |
9,07 |
|
ВЛ 110 кВ Пятницкая - Ясногорск |
18,67 |
6,10 |
|
ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Каширская ГРЭС |
82,98 |
78,16 |
|
ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая |
100,94 |
90,18 |
|
ВЛ 110 кВ Пущино - Таруса I цепь |
2,21 |
2,21 |
|
ВЛ 110 кВ Пущино - Таруса II цепь |
0,74 |
0,74 |
|
ВЛ 35 кВ Кашира - Иваньково |
2,10 |
2,10 |
|
с энергосистемой Рязанской области |
136,52 |
171,28 |
|
ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Михайловская |
134,47 |
140,63 |
|
ВЛ 110 кВ Виленки - Гремячее |
-3,97 |
14,21 |
|
ВЛ 110 кВ Зубово - Горлово |
6,03 |
16,43 |
|
с энергосистемой Орловской области |
-12,24 |
42,56 |
|
ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Мценск |
-42,94 |
37,49 |
|
ВЛ 110 кВ Мценск - Чернь с отпайкой на ПС Коммаш |
20,65 |
3,91 |
|
ВЛ 110 кВ Мценск - Плавск с отпайками |
14,67 |
2,54 |
|
ПС 110 кВ Коммаш Т-1, Т-2, ПС 110 кВ Чернь Тяговая Т-1, Т-2 |
-4,62 |
-1,38 |
|
с энергосистемой Брянской области |
13,90 |
111,22 |
|
КВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Цементная |
13,90 |
111,22 |
|
с энергосистемой Липецкой области |
0,00 |
0,00 |
|
ВЛ 10 кВ ПЭ Ефремов - Становая |
0,00 |
0,00 |
Анализ представленных данных показал, что энергосистема Тульской области получает мощность из сопредельных энергосистем.
В день зимних контрольных замеров 16.12.2020 в 18-00 суммарное потребление мощности энергосистемы Тульской области составило 1514 МВт, при этом генерация составляла 723 МВт. В день летних контрольных замеров 16.06.2021 в 10-00 суммарное потребление энергосистемы Тульской области составило 1224 МВт, при этом генерация составляла 659 МВт.
В таблице 2.23 представлены уровни загрузок генераторного оборудования электростанций энергосистемы Тульской области, находящегося в работе в дни контрольных замеров.
Таблица 2.23. Загрузка генераторов электростанций
энергосистемы Тульской области мощностью более 5 МВт
|
Наименование электростанции |
Номер блока |
Загрузка в режимный день контрольного замера, МВт |
|
|
зимних нагрузок (16.12.2020 18-00) |
летних нагрузок (16.06.2021 10-00) |
||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Филиал "Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина" АО "Интер РАО-Электрогенерация" |
Блок 8 |
0 |
201 |
|
Блок 9 |
225,1 |
200 |
|
|
ООО "Щекинская ГРЭС" |
Блок 1 |
0 |
0 |
|
Блок 2 |
0 |
0 |
|
|
Филиал ПАО "Квадра" - "Центральная генерация" ПП "Новомосковская ГРЭС" |
ТГ-4 |
0 |
0 |
|
ТГ-7 |
0 |
0 |
|
|
ПГУ-190 |
179,5 |
0 |
|
|
Филиал ПАО "Квадра" - "Центральная генерация" ПП "Алексинская ТЭЦ" |
ТГ-2 |
0 |
7,1 |
|
ТГ-3 |
0 |
0 |
|
|
ПГУ-1 |
115,4 |
115,7 |
|
|
Филиал ПАО "Квадра" - "Центральная генерация" ПП "Ефремовская ТЭЦ" |
ТГ-5 |
0 |
0 |
|
ТГ-6 |
42,5 |
0 |
|
|
ТГ-7 |
0 |
14 |
|
|
Первомайская ТЭЦ Филиала АО "Щекиноазот" |
ТГ-1 |
23,3 |
18,8 |
|
ТГ-2 |
23,6 |
21 |
|
|
ТГ-3 |
0 |
24 |
|
|
ТГ-4 |
0 |
0 |
|
|
ТГ-5 |
27,1 |
0 |
|
|
ТЭЦ АО "Тулачермет" |
ТГ-2 |
17,5 |
19,6 |
|
ТГ-3 |
5,1 |
3,6 |
|
|
ТГ-4 |
2,7 |
3 |
|
|
ТГ-5 |
41,2 |
34,5 |
|
|
ТЭЦ ПАО "КМЗ" |
ТГ-1, ТГ-2 |
16 |
11 |
|
ТЭЦ Ефремовского филиала АО "Щекиноазот" |
ТГ-1 |
6 |
6 |
2.8. Анализ основных проблем функционирования
энергосистемы Тульской области
Электросетевой комплекс Тульской области характеризуется следующими проблемами:
1) высокий износ и необходимость проведения реконструкции большого количества электросетевых объектов;
2) исчерпание паркового ресурса подавляющего большинства генерирующего оборудования на электростанциях региона;
3) исчерпание резерва некоторых центров питания 110 кВ на территории Тульской области, что ограничивает присоединение дополнительной электрической нагрузки в среднесрочной перспективе;
4) зависимость режимов работы электрической сети 110 кВ Ефремовского энергорайона от наличия генерации на Ефремовской ТЭЦ ввиду ограниченного количества связей 220-110 кВ с ЕЭС;
5) необходимость реконструкции и модернизации морально и физически устаревших общесистемных средств управления (РЗА, ПА);
6) значительное количество морально устаревшего маслонаполненного коммутационного оборудования на объектах, что снижает надежность и является негативным экологическим фактором.
2.9. Анализ загрузки питающих центров напряжением 110-220 кВ
2.9.1. Оценка загрузки центров питания
220 кВ энергосистемы Тульской области
Для всех энергорайонов энергосистемы Тульской области проведена оценка загрузки центров питания 220 кВ.
Оценка загрузки центров питания 220 кВ энергосистемы Тульской области приведена в таблице 2.24.
Необходимо отметить, что к 2027 году срок службы всех автотрансформаторов, указанных в таблице 2.24, за исключением АТ-1, АТ-2 ПС 220 кВ Тула и АТ-3 ПС 220 кВ Северная, будет превышать минимальный нормативный срок эксплуатации 25 лет (15 автотрансформаторов 220/110 кВ):
АТ-1 ПС 220 кВ Ленинская;
АТ-2 ПС 220 кВ Ленинская;
АТ-1 ПС 220 кВ Металлургическая;
АТ-2 ПС 220 кВ Металлургическая;
АТ-1 ПС 220 кВ Северная;
АТ-2 ПС 220 кВ Северная;
АТ-1 ПС 220 кВ Химическая;
АТ-2 ПС 220 кВ Химическая;
АТ-1 ПС 220 кВ Бегичево;
АТ-2 ПС 220 кВ Бегичево;
АТ-2 ПС 220 кВ Люторичи;
АТ-1 ПС 220 кВ Яснополянская;
АТ-2 ПС 220 кВ Яснополянская;
АТ-2 ПС 220 кВ Шипово;
АТ-1 ПС 220 кВ Звезда.
Таблица 2.24. Оценка загрузки центров питания
220 кВ энергосистемы Тульской области
|
Энергорайон, ПС, АТ |
Загрузка автотрансформаторов, МВА/% 2020 год |
Загрузка автотрансформаторов, МВА/% 2021 год |
||||||
|
за 16.12.2020 (режимный день) |
за 17.06.2020 (режимный день) |
за 15.12.2021 (режимный день) |
за 16.06.2021 (режимный день) |
|||||
|
МВА/МВт |
% |
МВА/МВт |
% |
МВА/МВт |
% |
МВА/МВт |
% |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
Тульский |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АТ-1 ПС 220 кВ Тула |
83,7/84,1 |
34 |
59,2/60 |
24 |
73,54/73,5 |
29 |
ОТКЛ |
0 |
|
АТ-2 ПС 220 кВ Тула |
88,1/88,3 |
35 |
62,6/63,1 |
25 |
77,71/77,7 |
31 |
92,1/81,2 |
37 |
|
АТ-1 ПС 220 кВ Ленинская |
76,7/84,6 |
42 |
54,3/63,7 |
32 |
81,32/74,1 |
41 |
81,8/69,1 |
41 |
|
АТ-2 ПС 220 кВ Ленинская |
75,7/83,3 |
42 |
53,7/63 |
31 |
80,39/73,3 |
40 |
81,5/68,6 |
41 |
|
АТ-1 ПС 220 кВ Металлургическая |
ОТКЛ |
0 |
20,3/21,4 |
17 |
32,79/31,2 |
26 |
34,98/31 |
28 |
|
АТ-2 ПС 220 кВ Металлургическая |
43,8/45,9 |
37 |
20,0/21,1 |
17 |
31,94/30,3 |
26 |
34,8/30,8 |
28 |
|
Новомосковский |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АТ-1 ПС 220 кВ Северная |
59,1/65,3 |
33 |
59,1/66,6 |
33 |
69,54/58,5 |
35 |
83,6/67,4 |
42 |
|
АТ-2 ПС 220 кВ Северная |
35,5/39 |
22 |
ОТКЛ |
0 |
35,60/31,7 |
20 |
74,9/67,4 |
42 |
|
АТ-3 ПС 220 кВ Северная |
59/69,7 |
35 |
58,4/69,2 |
35 |
71,76/57,3 |
36 |
ОТКЛ |
0 |
|
АТ-1 ПС 220 кВ Химическая |
119,5/132,2 |
66 |
40,3/48,9 |
24 |
52,51/45,1 |
26 |
57,7/49,1 |
29 |
|
АТ-2 ПС 220 кВ Химическая |
30,7/31,5 |
66 |
40,0/48,5 |
24 |
51,48/44,2 |
26 |
56,1/47,9 |
28 |
|
Люторичи и Бегичево |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АТ-1 ПС 220 кВ Бегичево |
36,3/36,8 |
31 |
26,5/27,3 |
23 |
37,15/37,1 |
31 |
32,3/31,2 |
27 |
|
АТ-2 ПС 220 кВ Бегичево |
36,2/37,5 |
31 |
26,6/28,6 |
24 |
37,34/36,9 |
31 |
33,1/32,1 |
28 |
|
АТ-2 ПС 220 кВ Люторичи |
15/37,3 |
30 |
40,8/41,5 |
33 |
21,73/20,4 |
17 |
ОТКЛ |
0 |
|
Щекинский |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АТ-1 ПС 220 кВ Яснополянская |
23,3/25,2 |
20 |
0,1/0,2 |
0 |
43,56/30,9 |
35 |
19,5/18,0 |
16 |
|
АТ-2 ПС 220 кВ Яснополянская |
20,6/21,4 |
17 |
17,6/23,3 |
19 |
35,80/27,1 |
29 |
18,4/17,1 |
15 |
|
Ефремовский |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АТ-1 ПС 220 кВ Звезда |
24,2/29,4 |
23 |
17,5/20,5 |
16 |
23,08/19,4 |
34,7 |
34,7/30,5 |
28 |
|
Заокский |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
АТ-2 ПС 220 кВ Шипово |
40,9/44 |
35 |
ОТКЛ |
0 |
48,06/38,4 |
38 |
28,2/23,7 |
23 |
* Величина загрузки трансформаторного оборудования определена относительно номинальной мощности.
Тульский энергорайон
В настоящее время Тульский энергорайон включает три центра питания 220 кВ: ПС 220 кВ Тула (2х250 МВА), ПС 220 кВ Ленинская (2х200 МВА), ПС 220 кВ Металлургическая (2х125 МВА).
В день контрольного замера 15.12.2021 18-00 наибольшая загрузка автотрансформаторов была на ПС 220 кВ Ленинская и составляла 41% и 40% от номинальной мощности АТ. Средняя загрузка АТ-1 и АТ-2 на ПС 220 кВ Тула составляла 30%, на ПС 220 кВ Металлургическая - 26% от суммарной номинальной мощности АТ соответственно.
В день контрольного замера 16.06.2021 10-00 средняя загрузка автотрансформаторов на ПС 220 кВ Ленинская составляла 41%, на ПС 220 кВ Тула - 37%, на ПС 220 кВ Металлургическая - 28% от суммарной номинальной мощности АТ соответственно.
Новомосковский энергорайон
Центром питания Новомосковского энергорайона являются ПС 220 кВ Северная (2х200 МВА и 1х180 МВА) и ПС 220 кВ Химическая (2х200 МВА).
В день контрольного замера 15.12.2021 18-00 максимальная загрузка автотрансформатора была зафиксирована на АТ-3 на ПС 220 кВ Северная и составляла 72 МВА (36%) от номинальной мощности. Средняя загрузка АТ-1 и АТ-2 на ПС 220 кВ Химическая составляла 26% от номинальной мощности. Средняя загрузка АТ-1, АТ-2 и АТ-3 на ПС 220 кВ Северная составляла 30% от номинальной мощности.
В день контрольного замера 16.06.2021 10-00 средняя загрузка автотрансформаторов на ПС 220 кВ Химическая составляла 28,5%, на ПС 220 кВ Северная - 28% от суммарной номинальной мощности АТ соответственно.
Энергорайон Бегичево-Люторичи
Основными центрами питания энергорайона Бегичево-Люторичи являются ПС 220 кВ Бегичево (2х120 МВА) и ПС 220 кВ Люторичи (АТ-2 мощностью 125 МВА).
В день контрольного замера 15.12.2021 18-00 средняя загрузка автотрансформаторов на ПС 220 кВ Бегичево составляла 31% от суммарной номинальной мощности АТ, на ПС 220 кВ Люторичи - 17% от номинальной мощности АТ.
В день контрольного замера 16.06.2021 10-00 средняя загрузка автотрансформаторов на ПС 220 кВ Бегичево составляла 27,5% от суммарной номинальной мощности АТ, на ПС 220 кВ Люторичи АТ-2 был отключен.
Щекинский энергорайон
Центром питания Щекинского энергорайона является Щекинская ГРЭС и ПС 220 кВ Яснополянская (2х125 МВА).
Средняя загрузка автотрансформаторов ПС 220 кВ Яснополянская в режимный день контрольного замера зимних максимальных нагрузок 15.12.2021 18-00 составила 32% от суммарной номинальной мощности АТ 220/110 кВ, в режимный день контрольного замера летних максимальных нагрузок 16.06.2021 10-00 - 15,5% от суммарной номинальной мощности АТ 220/110 кВ.
Ефремовский энергорайон
Основными питающими центрами Ефремовского энергорайона являются Ефремовская ТЭЦ и ПС 220 кВ Звезда (1х125 МВА).
В режимный день за 15.12.2021 18-00 на ПС 220 кВ Звезда загрузка АТ-1 составляла 18% от номинальной мощности.
В режимный день за 16.06.2021 10-00 на ПС 220 кВ Звезда загрузка АТ -1 составляла 28% от номинальной мощности.
Ввиду того, что на ПС 220 кВ Звезда установлен один АТ 220/110 кВ, а также при наличии единственной питающей ВЛ 220 кВ, загрузка АТ-1 ПС 220 кВ Звезда в существенной мере зависит от пропускной способности прилегающей сети 110 кВ, а также от уровня генерации на Ефремовской ТЭЦ.
Заокский энергорайон
Основными центрами питания Заокского энергорайона со стороны энергосистемы Тульской области является Алексинская ТЭЦ, ПС 220 кВ Шипово (1х125 МВА), со стороны энергосистемы Калужской области ПС 220 кВ Протон (2х125 МВА) (собственник - НИЦ "Курчатовский институт" - ИФВЭ).
В день контрольного замера 15.12.2021 18-00 загрузка АТ-2 на ПС 220 кВ Шипово составляла 38% от номинальной мощности.
В день контрольного замера 16.06.2021 10-00 загрузка АТ-2 на ПС 220 кВ Шипово составляла 23% от номинальной мощности.
Суворовский энергорайон
В настоящее время электроснабжение Суворовского энергорайона обеспечивается только по сети 110 кВ от ПС 220 кВ Электрон (по транзиту 110 кВ Электрон - Середейск - Шепелево - Суворов и Ушатово), от ПС 220 кВ Орбита (по транзиту 110 кВ Орбита - Агеево - Суворов) и от Первомайской ТЭЦ (по транзиту 110 кВ Первомайская ТЭЦ - Малахово - Лужное). При этом в двухцепной исполнении выполнены следующие ВЛ:
ВЛ 110 кВ Шепелево - Середейск Северная с отпайкой на ПС Козельск и ВЛ 110 кВ Шепелево - Середейск Южная с отпайкой на ПС Козельск (сечение провода АС-120),
ВЛ 110 кВ Первомайская ТЭЦ - Малахово N 1 с отпайкой на ПС Гагаринская и ВЛ 110 кВ Первомайская ТЭЦ - Малахово N 2 с отпайкой на ПС Гагаринская (сечение провода АС-120).
2.9.2. Оценка загрузки центров питания
110 кВ энергосистемы Тульской области
В таблице 2.25 представлены сведения о центрах питания 110 кВ филиала ПАО "Россети Центр и Приволжье" - "Тулэнерго", характеризующихся текущей недостаточной пропускной способностью трансформаторов в послеаварийных и ремонтных схемах. Загрузка одного трансформатора двухтрансформаторного центра питания 110 кВ указана при аварийном отключении второго трансформатора или выводе в ремонт второго трансформатора.
Основные характеристики центров питания 110 кВ филиала ПАО "Россети Центр и Приволжье" - "Тулэнерго" приведены в приложении N 4 к Схеме и Программе развития электроэнергетики Тульской области на 2023 - 2027 годы.
Таблица 2.25. Сведения о загрузке центров питания
110 кВ филиала ПАО "Россети Центр и Приволжье" -
"Тулэнерго", характеризующихся недостаточной пропускной
способностью в послеаварийных и ремонтных схемах
|
Диспетчерское наименование подстанции 110 кВ |
Месторасположение подстанции (адрес) |
Данные по трансформаторам |
Фактическая зимняя загрузка, МВА *** |
Фактическая летняя загрузка, МВА *** |
Суммарная заявленная мощность с учетом коэффициента реализации по состоянию на 01.01.2022, МВА |
Величина перспективной зимней загрузки трансформатора с учетом перевода нагрузки на другие ЦП, МВА ** |
Величина перспективной летней загрузки трансформатора с учетом перевода нагрузки на другие ЦП, МВА ** |
Величина перспективной зимней нагрузки трансформатора по отношению к длительно допустимой мощности, % |
Величина перспективной летней нагрузки трансформатора по отношению к длительно допустимой мощности, % |
|||
|
наименование |
номинальная мощность, МВА |
длительно допустимая нагрузка в зимний, МВА * |
длительно допустимая нагрузка в летний период, МВА * |
|||||||||
|
ПС 110 кВ Средняя |
Алексинский район, ж/д станция "Средняя" |
Т-1 |
16 |
20 |
19,04 |
13,52 |
12,96 |
0,08 |
13,59 |
13,04 |
116,45 |
132,8 |
|
Т-2 |
10 |
11,7 |
9,8 |
|||||||||
|
ПС 110 кВ Заокская |
Заокский район, пос. Заокский |
Т-1 |
16 |
18,69 |
15,87 |
25,5 |
15,32 |
2,113 |
24,0 |
13,8 |
127,6 |
86,1 |
|
Т-2 |
16 |
20,0 |
19,13 |
|||||||||
* Величина длительно допустимой мощности трансформаторов определена в соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 08.02.2019 N 81 "Об утверждении требований к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию и о внесении изменений в Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденные приказом Минэнерго России от 19 июня 2003 г. 229".
** В столбце показана перспективная нагрузка ПС с учетом коэффициента реализации ТУ на ТП.
*** Представлена максимальная загрузка центра питания по замерам зимнего и летнего режимного дня за период 2017-2021.
2.10. Анализ уровней напряжения и состояние
степени компенсации реактивной мощности в электрических
сетях напряжением 110 кВ и выше Тульской области
Анализ результатов расчетов электроэнергетических режимов за отчетные годы по данным контрольных замеров показал, что уровни напряжения в сети 110-220 кВ энергосистемы Тульской области в нормальной схеме сети и при нормативных возмущениях в нормальной и ремонтных схемах сети находятся в диапазоне допустимых значений.
Существующих средств компенсации реактивной мощности, установленных на ПС 220 кВ Тула, ПС 220 кВ Люторичи и ПС 110 кВ Ефремов, достаточно.
2.11. Оценка существующих уровней токов короткого
замыкания на шинах 110 кВ и выше объектов
энергосистемы Тульской области
По результатам анализа отключающей способности коммутационного оборудования за отчётный 2021 год коммутационное оборудование ПС 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области соответствует существующим токам короткого замыкания.
2.12. Анализ развития генерирующих мощностей и режимов работы
электростанций энергосистемы Тульской области за 2017 - 2021 годы
Существующая установленная электрическая и тепловая мощность электростанций энергосистемы Тульской области по состоянию на 01.01.2022 представлена в таблице 2.26.
Таблица 2.26. Установленная мощность электростанций
энергосистемы Тульской области по состоянию на 01.01.2022
|
Электростанция, установленная мощность (электрическая, МВт / тепловая, Гкал/ч) |
Тип генератор |
Тип турбины |
Установленная мощность, МВт |
Станционный номер |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Электростанция АО "Интер РАО - Электрогенерация" | ||||
|
Черепетская ГРЭС 450/172 |
ТЗФП-220-2УЗ |
К-225-12,8-4р |
225 |
8 |
|
К-225-12,8-4р |
225 |
9 |
||
|
ООО "Щекинская ГРЭС" | ||||
|
Щекинская ГРЭС 400/0 |
ТВВ-220-2Е |
К-200-130 |
200 |
11 |
|
ТВВ-220-2Е |
К-200-130 |
200 |
12 |
|
|
ПАО "Квадра" | ||||
|
Алексинская ТЭЦ 165,158/231 |
Т-12-2УЗ |
ПР-12-90/15 |
12 |
2 |
|
ТВФ-63-2У |
Т-50-90/1,5 |
29 |
3 |
|
|
AMS 1250A LF |
SGT-800 (ГТУ) |
44,422 |
5 |
|
|
AMS 1250A LF |
SGT-800 (ГТУ) |
46,402 |
6 |
|
|
AMS 1250 LG |
SST-400 (ПТУ) |
33,334 |
7 |
|
|
Ефремовская ТЭЦ 135/436 |
ТВС-30 |
ПР-25-90/10 |
25 |
5 |
|
ТВФ-63-2 |
ПТ-60-90/13 |
60 |
6 |
|
|
ТВФ-63-2 |
Р-50-130/13 |
50 |
7 |
|
|
Новомосковская ГРЭС 233,65/302,4 |
|
Р-14-90/31 |
14 |
4 |
|
|
Р-32-90/13 |
32 |
7 |
|
|
9А5 |
PG9171E |
131,75 |
8 |
|
|
SGen5-100A-2Р |
SST РАС 600 |
55,9 |
9 |
|
|
Электростанции промышленных предприятий | ||||
|
Первомайская ТЭЦ АО "Щекиноазот" 105/674 |
ТВ-2-30-2 |
Р-15-90/31 |
15 |
2 |
|
ТВ-2-30-2 |
П-25-29/13 |
2x25 |
1,3 |
|
|
ТВС 30 |
Р-15-90/31 |
15 |
4 |
|
|
ТВС 30 |
ПР-25-90/10 |
25 |
5 |
|
|
ТЭЦ-ПВС АО "Тулачермет" 101,5/644 |
Т-6-2УЗ |
ПТ-25-90/10 |
25 |
2 |
|
Т-12-2 |
Р-6-35/10 |
6 |
3 |
|
|
ТВФ-60-2 |
Р-12-90/31 |
10,5 |
4 |
|
|
|
ПТ-60-90/13 |
60 |
5 |
|
|
ТЭЦ-ПВС ПАО "КМЗ" 24/287,9 |
|
ПТ-12-35/10 |
2x12 |
1,2 |
В таблице 2.27 приведены данные о динамике изменения установленной мощности электростанций Тульской области за прошедший пятилетний период. По отношению к 2021 году суммарная установленная мощность в 2022 году уменьшилась на 6 МВт (с 01.09.2021 ТГ 6 МВт ТЭЦ Ефремовского филиала АО "Щекиноазот" выведен из эксплуатации).
Таблица 2.27. Установленная мощность электростанций
энергосистемы Тульской области, МВт
|
Наименование |
на 01.01.2018 |
на 01.01.2019 |
на 01.01.2020 |
на 01.01.2021 |
на 01.01.2022 |
|
Черепетская ГРЭС |
450 |
450 |
450 |
450 |
450 |
|
Щекинская ГРЭС |
400 |
400 |
400 |
400 |
400 |
|
Новомосковская ГРЭС |
233,65 |
233,65 |
233,65 |
233,65 |
233,65 |
|
Первомайская ТЭЦ АО "Щекиноазот" |
105 |
105 |
105 |
105 |
105 |
|
Ефремовская ТЭЦ |
160 |
160 |
160 |
135 |
135 |
|
Алексинская ТЭЦ |
62 |
62 |
156,99 |
165,16 |
165,16 |
|
ТЭЦ АО "Тулачермет" |
101,5 |
101,5 |
101,5 |
101,5 |
101,5 |
|
ТЭЦ-ПВС ПАО "Косогорский металлургический завод" |
24 |
24 |
24 |
24 |
24 |
|
ТЭЦ Ефремовского филиала АО "Щекиноазот" |
6 |
6 |
6 |
6 |
0 |
|
Итого |
1542,15 |
1542,15 |
1637,14 |
1620,3 |
1614,3 |
За период 2017 - 2021 годов по энергосистеме Тульской области произведен окончательный вывод из эксплуатации следующего оборудования электростанций:
1) с 01.01.2017 на Черепетской ГРЭС выведены из эксплуатации блок ст. N 5 установленной мощностью 300 МВт, блок ст. N 6 установленной мощностью 300 МВт и блок ст. N 7 установленной мощностью 265 МВт;
2) с 01.06.2017 на Новомосковской ГРЭС выведен из эксплуатации турбоагрегат ст. N 1 типа Т-90-90/2,5 мощностью 90 МВт и паровые энергетические котлы "Шихау" ст. N 2, 3, 4, 5;
3) с 01.04.2020 на Ефремовской ТЭЦ выведен из эксплуатации турбоагрегат ст. N 4 типа ПР-25-90/10 мощностью 25 МВт;
4) с 01.09.2021 ТГ 6 МВт ТЭЦ Ефремовского филиала АО "Щекиноазот" выведен из эксплуатации турбоагрегат ст. N 1 П-6-35/5М мощностью 6 МВт.
За период 2017 - 2021 годов по энергосистеме Тульской области введено в эксплуатацию следующее оборудование электростанций:
1) с 01.02.2019 на Алексинской ТЭЦ введена в эксплуатацию парогазовая установка (ПГУ-1) мощностью 113,5 МВт и 87 Гкал/ч, состоящая из двух газовых турбин SGT-800, паровой турбин SST-400 и котла Пр-59/12-7,45/0,7-518/214 (ПК-83).
Изменение установленной мощности электростанций энергосистемы Тульской области за период 2017 - 2021 годы было также за счет проведения мероприятий по перемаркировке существующего генерирующего оборудования со снижением установленной мощности на 10,3 МВт:
1) с 01.06.2019 на Алексинской ТЭЦ произведена перемаркировка ТГ-3 (Т-50-90/1,2) с 50 МВт до 29 МВт и с 80 Гкал/ч до 74 Гкал/ч;
2) с 01.10.2019 на Алексинской ТЭЦ произведена перемаркировка ПГУ-1 со 113,5 МВт до 115,989 МВт;
3) с 23.10.2020 на Алексинской ТЭЦ произведена перемаркировка ПГУ-1 со 115,989 МВт до 124,158 МВт.
Суммарная мощность выведенного из эксплуатации генерирующего оборудования ТЭС в энергосистеме Тульской области за период 2017 - 2021 годов составила 986 МВт.
Суммарная мощность введенного в эксплуатацию генерирующего оборудования ТЭС в энергосистеме Тульской области за период 2017 - 2021 годов составила 113,5 МВт.
При определении сценариев развития энергосистемы Тульской области в соответствии с базовым и региональным прогнозами потребления электроэнергии и мощности сроки ввода/вывода генерирующих объектов приняты в соответствии с данными, представленными в таблице 2.28.
Таблица 2.28. Объемы ввода и демонтажа генерирующего
оборудования на 2022 - 2027 годы, МВт
|
Электростанция (станционный номер, тип турбины) |
Генерирующая компания |
Вид топлива |
Тип ввода/вывода |
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
2027 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
По базовому прогнозу потребления электроэнергии и мощности | |||||||||
|
вводы с высокой вероятностью | |||||||||
|
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
вывод из эксплуатации | |||||||||
|
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
По региональному прогнозу потребления электроэнергии и мощности | |||||||||
|
вводы | |||||||||
|
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
вывод из эксплуатации | |||||||||
|
Алексинская ТЭЦ |
Филиал ПАО "Квадра" - "Центральная генерация" |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
N 2 Р-12-90/15 |
|
|
|
|
12 |
|
|
|
|
|
N 3 Т-50-90 |
|
|
|
|
29 |
|
|
|
|
Особенности, проблемы текущего состояния и возрастной состав оборудования по выработке электрической и тепловой энергии субъектов генерации Тульской области приведены в таблице 2.29.
Таблица 2.29. Возрастной состав оборудования
по выработке электрической и тепловой энергии
|
Электростанция и тип оборудования |
Ст. N |
Год ввода в эксплуатацию |
Мощность (МВт), паропроизводительность, тонн/час) |
Наработка на 01.01.2022, час |
Парковый ресурс/ индивидуальный ресурс (год достижения индивидуального ресурса), час |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1. ООО "Щекинская ГРЭС" | |||||
|
Турбина К-200-130-1 |
11 |
1964 |
200 |
303445 |
220000/307160 (2025 год) |
|
Турбина К-200-130-1 |
12 |
1965 |
200 |
65940 |
220000/- (2046) |
|
Котел 67-СП |
14 |
1956 |
230 |
308391 |
300000/344573 (2025 год) |
|
Котел 67-СП |
15 |
1957 |
230 |
296261 |
300000/335844 (2030 год) |
|
Котел ПК-33 |
16 |
1964 |
640 |
303445 |
200000/325591 (2030 год) |
|
Котел ПК-33 |
17 |
1965 |
640 |
299293 |
200000/321188 (2030 год) |
|
2. Новомосковская ГРЭС ПАО "Квадра" | |||||
|
Турбина Р-14-90/31 |
4 |
1976 |
14 / 40 |
228627 |
270000/- |
|
Турбина Р-32-90/13 |
7 |
1969 |
32 / 165 |
353542 |
270000/393526 |
|
Турбина газовая PG9171E |
8 |
2013 |
131,75 / - |
62282 |
120000 |
|
Турбина паровая SST РАС 600 |
9 |
2013 |
55,9 / 97,4 |
62927 |
270000 |
|
Котел БКЗ-220-100 |
13 |
1968 |
220 |
279507 |
250000/290000 |
|
Котел БКЗ-220-100 |
14 |
1969 |
220 |
290783 |
250000/313754 |
|
Котел БКЗ-220-100 |
15 |
1973 |
220 |
144559 |
300000/- |
|
Котел-утилизатор Е-186/39-7,5/0,7-515/29 (П-142) |
1 |
2013 |
225 (186+) 39 |
62282 |
220000/- |
|
3. Алексинская ТЭЦ ПАО "Квадра" | |||||
|
Турбина Р-12-90/17/7 |
2 |
1995 |
12 / 70 |
166829 |
270000/- |
|
Турбина Т-50-90/1,2 |
3 |
1948 |
29 / 74 |
147018 |
270000/- |
|
Газовая турбина SGT-800 |
5 |
2019 |
44,422 / - |
22421 |
120000/- |
|
Газовая турбина SGT-800 |
6 |
2019 |
46,402 / - |
22936 |
120000/- |
|
Паровая турбина SST-400 |
7 |
2019 |
33,334 / 87 |
23027 |
240000/- |
|
Котел ТП-230-1 |
3 |
1948 |
230 |
387187 |
250000/393753 |
|
Котел ТП-230-1 |
4 |
1949 |
230 |
385150 |
250000/394753 |
|
Котел БКЗ-220-100 |
6 |
1972 |
220 |
226399 |
200000/- |
|
Пр-59/12-7,45/0,7-518/214 (ПК-83) |
1 |
2019 |
71 (59+12) |
22421 |
200000/- |
|
Пр-59/12-7,45/0,7-518/214 (ПК-83) |
2 |
2019 |
71 (59+12) |
22936 |
200000/- |
|
4. Ефремовская ТЭЦ ПАО "Квадра" | |||||
|
Турбина ПР-25-90/10 |
5 |
1965 |
25 / 84 |
256285 |
270000/- |
|
Турбина ПТ-60-90/13 |
6 |
1975 |
60 / 164 |
288901 |
270000/327984 |
|
Турбина Р-50-130/13 |
7 |
1979 |
50 / 188 |
163081 |
220000/- |
|
Котел БКЗ-160-100 |
8 |
1964 |
160 |
303415 |
300000/326840 |
|
Котел БКЗ-160-100 |
9 |
1964 |
160 |
340109 |
300000/361212 |
|
Котел БКЗ-160-100 |
10 |
1965 |
160 |
315441 |
300000/343356 |
|
Котел БКЗ-160-100 |
11 |
1976 |
160 |
253967 |
300000/- |
|
Котел БКЗ-160-100 |
12 |
1976 |
160 |
272687 |
300000/- |
|
Котел БКЗ-320-100 |
13 |
1980 |
320 |
97408 |
300000/- |
|
Котел БКЗ-320-100 |
14 |
1983 |
320 |
100422 |
300000/- |
|
5. Черепетская ГРЭС АО "Интер РАО - Электрогенерация" | |||||
|
К-225-12,8-4р |
8 |
2014 |
225 |
336059 |
220000/- |
|
К-225-12,8-4р |
9 |
2015 |
225 |
32862 |
220000/- |
2.13. Динамика потребления тепловой
энергии в системах централизованного теплоснабжения
в Тульской области за 2017 - 2021 годы
Динамика производства, потребления и структура отпуска тепловой энергии по энергосистеме Тульской области с 2017 года представлена в таблице 2.30.
Таблица 2.30. Динамика производства, потребления тепловой энергии
по энергосистеме Тульской области за 2017 - 2021 годы, тыс. Гкал
|
Наименование источника тепловой энергии |
2017 |
2018 |
2019 |
2020 |
2021 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
1. Филиал ПАО "Квадра" - "Центральная генерация": |
|
|
|
|
|
|
1.1. Выработка ТЭ всего, в т.ч.: |
2039,5 |
2138,3 |
2008,6 |
1954,6 |
2103,1 |
|
Ефремовская ТЭЦ |
975,7 |
1013,7 |
962,2 |
916 |
936,0 |
|
Алексинская ТЭЦ |
464,9 |
525,7 |
515,3 |
532,7 |
603,5 |
|
Новомосковская ГРЭС |
576,2 |
561,1 |
511,9 |
460,1 |
503,2 |
|
Котельные производственные |
22,7 |
37,8 |
19,2 |
45,8 |
60,4 |
|
1.2. Потребление ТЭ на собственные нужды |
13,4 |
13,8 |
14 |
13,6 |
14,3 |
|
1.3. Отпуск ТЭ "Промышленное производство" |
945,7 |
1020,8 |
1016,3 |
1020,8 |
1025,7 |
|
1.4. Отпуск ТЭ "ЖКХ" |
0 |
0 |
0 |
0 |
4,3 |
|
1.5. Отпуск ТЭ "Бюджетные потребители" |
3,6 |
4,7 |
4,3 |
9,3 |
2,3 |
|
1.6. Отпуск ТЭ "Прочие виды экономической деятельности" |
2,2 |
2,3 |
2,2 |
2,5 |
97,3 |
|
1.7. Потери ТЭ |
133,0 |
123,4 |
112,0 |
89,4 |
2103,1 |
|
1.8. Отпуск ТЭ "Перепродавцы энергии" |
941,7 |
973,3 |
859,6 |
819,0 |
959,2 |
|
2. ООО "Щекинская ГРЭС" выработка, всего, в т.ч.: |
187,8 |
122,0 |
7,8 |
39,2 |
53,5 |
|
Потребление ТЭ на собственные нужды |
1,0 |
0,9 |
7,8 |
39,2 |
53,5 |
|
Отпуск "Промышленное производство" (в т.ч. фабрика SCA) |
75,4 |
34,8 |
0 |
0 |
0,00 |
|
Отпуск "ЖКХ" |
42,8 |
41,9 |
0 |
0 |
0,00 |
|
Отпуск "Прочие потребители, потери" |
68,6 |
4,8 |
0 |
0 |
0,00 |
|
3. Филиал "Черепетская ГРЭС им. Д.Г. Жимерина" АО "Интер РАО - Электрогенерация" выработка, всего, в т.ч.: |
128,5 |
139,3 |
122,6 |
121,8 |
132,3 |
|
Отпуск ОАО "Энергия - 1" |
115,4 |
115,1 |
106,4 |
106,2 |
110,6 |
|
Отпуск "Промышленные потребители, в т.ч. собственное потребление" |
13,1 |
24,2 |
16,2 |
15,6 |
21,8 |
|
4. ТЭЦ-ПВС АО "Тулачермет" выработка, всего, в т.ч.: |
728,0 |
728,1 |
758,6 |
717,5 |
768,0 |
|
Цеха АО "Тулачермет" (потребление) |
294,0 |
294,1 |
282,3 |
270,4 |
258,5 |
|
Отпуск АО "Тулатеплосеть" (население) |
278,4 |
278,4 |
269,4 |
258,3 |
306,0 |
|
Отпуск "Промышленные потребители, потери" |
155,6 |
155,5 |
207,3 |
188,8 |
203,5 |
|
5. ТЭЦ-ПВС ПАО "Косогорский металлургический завод" выработка, всего, в т.ч.: |
874,8 |
881,1 |
886,8 |
886,0 |
926,2 |
|
Производственные нужды ПАО "Косогорский металлургический завод" (потребление) |
680,0 |
696,2 |
691,1 |
692,8 |
721,1 |
|
Отпуск "Население" |
134,8 |
139,0 |
138,1 |
138,7 |
141,9 |
|
Отпуск "Прочие потребители, потери" |
60,0 |
45,9 |
57,6 |
54,6 |
63,3 |
|
6. ТЭЦ АО "Щекиноазот" выработка ТЭ, всего, в т.ч.: |
1361,5 |
1608,8 |
1522,4 |
1622,2 |
1811,3 |
|
Производственные нужды АО "Щекиноазот" (потребление) |
1143,8 |
1382,6 |
1304,1 |
1421,0 |
1587,9 |
|
Отпуск "Население" (ОАО ЩЖКХ) |
187,9 |
198 |
186,4 |
167,5 |
187,6 |
|
Отпуск "Прочие потребители, потери" |
29,8 |
28,2 |
31,9 |
33,6 |
35,8 |
|
7. Котельные |
6787,1 |
6542,3 |
6640,4 |
6740,0 |
6871,2 |
|
Всего объем производства тепловой энергии по Тульскому региону |
12107,3 |
12159,9 |
11947,2 |
12081,3 |
12665,6 |
Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в Тульской области представлен в таблице 2.31.
Таблица 2.31. Объем потребления тепловой энергии
крупными потребителями в Тульской области
|
Наименование потребителя тепловой энергии |
Объем потребления тепловой энергии, тыс. Гкал |
||||
|
2017 |
2018 |
2019 |
2020 |
2021 |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
АО "НАК "Азот" |
1783,0 |
1801,0 |
1837,0 |
1887,1 |
1871,9 |
|
АО "Щекиноазот" |
1143,8 |
1382,6 |
1304,1 |
1421,0 |
1587,9 |
|
ПАО "Косогорский металлургический завод" |
680,0 |
696,2 |
691,1 |
692,8 |
721,1 |
|
ООО "Каргилл" |
485,7 |
485,0 |
480,0 |
444,0 |
454,2 |
|
ОАО "Ефремовский завод синтетического каучука" |
31,1 |
38,0 |
6,7 |
22,9 |
25,0 |
|
АО "Тулачермет" |
294,0 |
294,1 |
282,3 |
270,4 |
258,5 |
|
АО "Тульский патронный завод" |
205,0 |
219,0 |
127,9 |
21,4 |
24,4 |
|
АО АК "Туламашзавод" |
47,9 |
51,9 |
45,4 |
41,6 |
50,0 |
|
АО "Конструкторское бюро приборостроения им. академика А.Г. Шипунова" |
39,5 |
42,7 |
43,4 |
46,2 |
56,5 |
|
АО "Полема" |
20,4 |
22,3 |
13,5 |
18,6 |
19,5 |
2.14. Динамика основных показателей энерго-
и электроэффективности за 2017 - 2021 годы
Экономика Тульской области имеет многоотраслевой характер и представлена предприятиями промышленности, транспорта, строительства и агропромышленным комплексом.
Основные показатели энерго- и электроэффективности Тульской области за 2017 - 2021 годы в соответствии с данными Территориального органа Федеральной службы государственной статистики Тульской области (далее - Туластат) представлены в таблице 2.32.
Таблица 2.32. Основные показатели энерго- и электроэффективности
Тульской области за 2017 - 2021 годы
|
Показатель |
2017 |
2018 |
2019 |
2020 |
2021 |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
|
1. |
Валовой региональный продукт (в текущих ценах), млрд руб. |
556,8 |
666,8 |
676,8 |
709,2 |
742,7 * |
|
2. |
Индекс физического объема ВРП, в % к пред. году |
103,9 |
103,3 |
100,1 |
102,08 |
100,1 * |
|
3. |
Потребление топливно-энергетических ресурсов, тыс. тут |
10541,9 |
10824,9 |
10264,4 |
13072,0 |
сен. 2022 ** |
|
4. |
Энергоемкость валового регионального продукта, тут/ млн. руб. |
18,933 |
16,234 |
15,166 |
18,432 |
сен. 2022 ** |
|
5. |
Общее потребление электроэнергии по субъекту РФ, млн кВт-ч |
9851 |
10023 |
10290 |
10269 |
10799 |
|
6. |
Потребление электроэнергии без учета расходов на бытовые нужды |
8424 |
8603 |
8865 |
8819 |
9247 |
|
7. |
Электроемкость ВРП, кВт.ч./тыс. руб. |
17,69 |
15,03 |
15,20 |
14,48 |
14,54 * |
|
8. |
Среднегодовая численность населения, млн. чел |
1,496 |
1,485 |
1,472 |
1,458 |
1,441 |
|
9 |
Потребление электроэнергии на душу населения, кВт.ч./чел. |
6587 |
6748 |
6990 |
7045 |
7495 |
|
10. |
Валовой региональный продукт на душу населения, тыс. руб. |
372,3 |
448,9 |
459,8 |
486,6 |
515,5 * |
|
11. |
Численность занятых в экономике, тыс. чел. |
0,7199 |
0,7151 |
0,7054 |
0,7051 |
авг. 2022 ** |
|
12. |
Электровооруженность труда в экономике, тыс. кВт.ч./чел. |
11701 |
12030 |
12567 |
12507 |
июнь 2022 ** |
* Предварительные данные.
** Срок представления информации.
2.15. Объемы и структура топливного баланса
электростанций и котельных генерирующих компаний
на территории Тульской области в 2020 году
Основным видом топлива на электростанциях Тульской области (кроме Черепетской ГРЭС) является природный газ, поставки которого осуществляются через газотранспортную сеть ООО "Газпром трансгаз Москва".
Резервным топливом для электростанций филиала ПАО "Квадра" - "Центральная Генерация" является уголь марки "Д" и (или) мазут.
Резервным топливом для Щёкинской ГРЭС служит мазут. Хранение и транспортировку мазута для ООО "Щекинская ГРЭС" осуществляет ООО "ГазНефтеТранс".
Ввиду наличия двух магистральных газопроводов Первомайская ТЭЦ АО "Щекиноазот" в содержании и эксплуатации резервно-топливного хозяйства не нуждается. Договор на поставку газа по 3-ей нитке газопровода-отвода на промплощадку АО "Щекиноазот" заключается с ООО "Газпром межрегионгаз Тула" и ПАО "Новатэк".
Резервным топливом для ТЭЦ-ПВС АО "Тулачермет" является кузнецкий уголь марки "Д", который поставляется филиалом ОАО "УК" "Кузбассразрезуголь" "Моховский угольный разрез".
Основным и резервным видами топлива филиала "Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина" АО "Интер РАО - Электрогенерация" является уголь Кузнецкого бассейна марки "ДГ" ("ДГ", "Г" или "Д" - резервное). Для растопки и подсветки факела используется мазут марки М-100 и природный газ.
Поставки угля марки "ДГ" осуществляет АО "Угольная Компания "Кузбассразрезуголь". Поставки угля марки "Д" осуществляют ООО "РусЭкспортУголь" и АО "Русский уголь". Поставщиками нефтетоплива выступают ПАО "НК "Роснефть" и ПАО "Газпром Нефть".
В сентябре 2021 года на Черепетскую ГРЭС началась подача природного газа для нужд пуско-отопительной котельной. Кроме того, газ используется для растопки энергетических котлов и подсветки пылеугольного факела энергоблоков N 8 и N 9. Газ подаётся по двум газопроводам пропускной способностью 17000 м3/ч и 13000 м3/ч.
Информация об обеспеченности резервными видами топлива предприятий генерации электрической и тепловой энергии Тульской области представлена в таблице 2.33.
Таблица 2.33. Обеспеченность резервными видами топлива предприятий
генерации электрической и тепловой энергии Тульской области
|
Наименование предприятия генерации электрической и тепловой энергии |
Вид основного топлива |
Вид резервного топлива |
Обеспеченность резервным топливом на 01.01.2022 (план/факт), т |
|
Производственное подразделение "Новомосковская ГРЭС" филиала ПАО "Квадра" - "Центральная Генерация" |
природный газ |
уголь |
55053/55053 |
|
Производственное подразделение "Алексинская ТЭЦ" филиала ПАО "Квадра" - "Центральная Генерация" |
природный газ |
уголь |
19945/19945 |
|
Производственное подразделение "Ефремовская ТЭЦ" филиала ПАО "Квадра" - "Центральная Генерация" |
природный газ |
мазут |
10361/10361 |
|
Филиал "Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина" АО "Интер РАО - Электрогенерация" |
уголь |
уголь |
69460/72813 |
|
ООО "Щекинская ГРЭС" |
природный газ |
мазут |
11905/13107 |
Объем и структура топливного баланса энергоисточников Тульской области за 2021 год указаны в таблице 2.34.
Таблица 2.34. Объем и структура топливного баланса
энергоисточников Тульской области за 2021 год, тыс. тут
|
Наименование |
Расход топлива всего |
в том числе: |
||||||||
|
газ |
нефтетопливо |
уголь |
прочее (доменный, сбросной газ) |
|||||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|||||
|
1. Филиал "Черепетская ГРЭС им. Д.Г. Жимерина" АО "Интер РАО - Электрогенерация" |
535,51 |
4,20 |
13,41 |
517,90 |
- |
|||||
|
2. ООО "Щекинская ГРЭС" |
98,85 |
98,83 |
0,02 |
- |
- |
|||||
|
3. ПАО "Квадра" - "Центральная генерация", в том числе: |
|
|
|
|
|
|||||
|
Алексинская ТЭЦ |
346,24 |
346,22 |
0,01 |
0,01 |
- |
|||||
|
Ефремовская ТЭЦ |
228,78 |
228,38 |
0,40 |
- |
- |
|||||
|
Новомосковская ГРЭС |
338,23 |
338,22 |
- |
0,01 |
- |
|||||
|
Котельные |
10,23 |
10,23 |
- |
- |
- |
|||||
|
4. АО "Щекиноазот" |
494,12 |
468,10 |
- |
- |
26,02 |
|||||
|
5. ТЭЦ-ПВС АО "Тулачермет" |
343,05 |
236,97 |
- |
- |
106,08 * |
|||||
|
6. ТЭЦ-ПВС ПАО "КМЗ" |
157,74 |
66,96 |
- |
- |
90,78 |
|||||
|
Итого |
2552,75 |
1798,11 |
13,84 |
517,92 |
222,88 |
|||||
* Без учёта отходящих доменных газов.
2.16. Единый топливно-энергетический баланс
Тульской области за 2016 - 2020 годы
Единый топливно-энергетический баланс Тульской области за 2016 - 2020 годы был подготовлен в соответствии с Порядком составления топливно-энергетических балансов субъектов Российской Федерации, муниципальных образований, утвержденным приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 14 декабря 2011 г. N 600, с использованием официальной статистической информации, представленной Туластатом. Баланс сформирован в единых энергетических единицах - тысячах тонн условного топлива.
Конечное потребление топливно-энергетических ресурсов Тульской области за 2016 - 2020 годы приведено в таблице 2.35.
Таблица 2.35. Топливно-энергетический баланс Тульской
области за период 2016 - 2020 годов, тыс. тут
|
Наименование показателя |
N строки баланса |
2016 |
2017 |
2018 |
2019 |
2020 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
Производство энергетических ресурсов |
1 |
0 |
0 |
0 |
4155,90 |
4097,4 |
|
Ввоз |
2 |
11465,8 |
11033,8 |
11371,4 |
12103,0 |
11470,9 |
|
Вывоз |
3 |
-500,5 |
-503,5 |
-558,1 |
160,7 |
181,8 |
|
Изменение запасов |
4 |
11,6 |
11,6 |
11,6 |
0,0 |
0,0 |
|
Потребление первичной энергии |
5 |
10976,9 |
10541,9 |
10824,9 |
10264,4 |
13072,0 |
|
Статистическое расхождение |
6 |
-0,8 |
-3,0 |
-2,0 |
0,1 |
0,1 |
|
Производство электрической энергии |
7 |
-556,0 |
-896,9 |
-907,2 |
2283,5 |
2636,8 |
|
Производство тепловой энергии |
8 |
-1248,7 |
-270,5 |
-266,5 |
3909,7 |
4226,6 |
|
Теплоэлектростанции |
8.1 |
748,1 |
906,5 |
906,5 |
2958,2 |
2956,7 |
|
Котельные |
8.2 |
-707,4 |
2,3 |
2,3 |
1051,9 |
1269,9 |
|
Электрокотельные и теплоутилизационные установки |
8.3 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0 |
0 |
|
Преобразование топлива |
9 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
Переработка нефти |
9.1 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
Переработка газа |
9.2 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
Обогащение угля |
9.3 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
Собственные нужды |
10 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0 |
|
Потери при передаче |
11 |
-516,0 |
-482,3 |
-482,2 |
450,3 |
480,7 |
|
Конечное потребление энергетических ресурсов |
12 |
12477,3 |
12429,2 |
12757,1 |
15224,2 |
13449,4 |
|
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство |
13 |
192,1 |
190,7 |
200,3 |
352,4 |
355,4 |
|
Промышленность |
14 |
4875,5 |
4719,7 |
4833,4 |
4616,3 |
5090,1 |
|
Производство и распределение эл. энергии, газа и воды |
14.1 |
352,3 |
265,3 |
169,0 |
110,3 |
111,7 |
|
Добыча полезных ископаемых |
14.2 |
62,1 |
64,2 |
86,6 |
80,3 |
78,7 |
|
Производство пищевых продуктов, включая напитки и табака |
14.3 |
514,6 |
514,6 |
519,0 |
375,3 |
376,9 |
|
Текстильное и швейное производство |
14.4 |
24,9 |
24,4 |
22,4 |
23,6 |
23,6 |
|
Производство кожи, изделий из кожи и производство обуви |
14.5 |
2,5 |
2,8 |
3,0 |
3,2 |
3,3 |
|
Обработка древесины и производство изделий из дерева |
14.6 |
1,9 |
2,2 |
2,3 |
2,5 |
2,3 |
|
Целлюлозно-бумажное производство, издательская и полиграфическая деятельность |
14.7 |
90,4 |
88,9 |
100,6 |
100,2 |
102,4 |
|
Химическое производство |
14.8 |
1647,0 |
1633,2 |
1713,6 |
1764,3 |
1768,5 |
|
Производство резиновых и пластмассовых изделий |
14.9 |
35,7 |
37,5 |
39,3 |
46,9 |
40,7 |
|
Производство прочих неметаллических минеральных продуктов |
14.10 |
464,1 |
390,4 |
378,6 |
400,6 |
398,2 |
|
Металлургическое производство и производство готовых металлических изделий |
14.11 |
1068,7 |
1068,7 |
1061,4 |
1209,7 |
1264,1 |
|
Производство электрооборудования, электронного и оптического оборудования |
14.12 |
64,1 |
63,6 |
63,6 |
37,5 |
58,3 |
|
Производство транспортных средств и оборудования |
14.13 |
22,1 |
22,1 |
22,1 |
18,0 |
18,1 |
|
Производство машин и оборудования |
14.14 |
64,1 |
54,0 |
54,0 |
51,3 |
50,5 |
|
Прочая промышленность |
14.15 |
5,3 |
51,1 |
140,6 |
290,1 |
317,5 |
|
Прочие виды |
14.16 |
456,0 |
436,8 |
457,6 |
460,0 |
461,6 |
|
Строительство |
15 |
48,7 |
48,6 |
51,4 |
53,1 |
52,2 |
|
Транспорт и связь |
16 |
266,3 |
266,3 |
258,4 |
265,1 |
266,7 |
|
Железнодорожный |
16.1 |
1,256 |
1,256 |
1,256 |
55,600 |
45,6 |
|
Трубопроводный |
16.2 |
0,000 |
0,000 |
0,000 |
46,900 |
43,7 |
|
Автомобильный |
16.3 |
3,845 |
3,845 |
5,067 |
6,220 |
5,9 |
|
Прочий |
16.4 |
35,150 |
35,150 |
35,150 |
39,700 |
39,4 |
|
Сфера услуг |
17 |
319,4 |
463,2 |
495,2 |
508,0 |
557,9 |
|
Население |
18 |
2610,1 |
2575,4 |
2555,5 |
2504,2 |
2609,2 |
|
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные нужды |
19 |
4165,3 |
4165,3 |
4362,9 |
4381,0 |
4385,9 |
3. Основные направления развития электроэнергетики
Тульской области на 2021 - 2027 годы
3.1. Исходные данные и принятые допущения
Схема и программа выполнена для двух вариантов развития электроэнергетики энергосистемы Тульской области и соответствующих им сценариев развития:
"Базовый" - прогноз потребления электроэнергии и мощности, соответствующий прогнозу электропотребления в рамках проекта Схемы и программы развития ЕЭС России на 2022 - 2028 годы.
"Региональный" - прогноз потребления электроэнергии и мощности, соответствующий прогнозу электропотребления в рамках проекта Схемы и программы развития ЕЭС России на 2022 - 2028 годы и дополненный предложениями субъектов электроэнергетики Тульской области.
При обосновании основных направлений развития электроэнергетики Тульской области в рамках регионального прогноза потребления электроэнергии и мощности учитывались:
статистические данные о фактическом потреблении электрической энергии;
данные о прогнозе максимальных и минимальных объемов потребления мощности;
данные о заявках на технологическое присоединение;
данные, представленные крупными энергоемкими потребителями электрической энергии, присоединенная мощность которых превышает 1 МВт;
информация, подтвержденная органами исполнительной власти Тульской области, об инвестиционных проектах, реализация которых планируется на территории Тульской области;
данные о максимальных объемах потребления мощности по узловым подстанциям, представленных сетевыми организациями.
При определении сценария развития региональной электроэнергетики по базовому прогнозу потребления электроэнергии и мощности сроки ввода/вывода генерирующих объектов приняты в соответствии с проектом схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2022 - 2028 годы, а сроки ввода электросетевых объектов - на основании расчетов электрических режимов.
При определении сценария развития региональной электроэнергетики по региональному прогнозу потребления электроэнергии и мощности сроки ввода/вывода генерирующих объектов соответствуют базовому прогнозу потребления электроэнергии и мощности. При определении возможности вывода из эксплуатации генерирующего оборудования электростанций, представленного генерирующими компаниями, необходимо руководствоваться требованиям постановления Правительства Российской Федерации от 30 января 2021 г. N 86 "Об утверждении Правил вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации, а также о внесении изменений в некоторые акты Правительства Российской Федерации по вопросу совершенствования порядка вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации". Сроки ввода электросетевых объектов принимались на основании расчетов электроэнергетических режимов.
При составлении расчетных схем учитывалось перспективное развитие (вводы и реконструкция электросетевых объектов) электрической сети, а также изменения в системообразующей сети ЕЭС России (в частности, энергосистемы Тульской области ОЭС Центра).
При разработке базового сценария развития энергосистемы Тульской области использовалась информация о вводах и реконструкции электросетевых объектов, содержащаяся в проекте "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2022 - 2028 годы", а также в утвержденных (согласованных) технических условиях на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей Тульской области.
Перечень электросетевых объектов 110 кВ и выше, учтенных в базовом сценарии развития энергосистемы Тульской области на 2022 - 2027 годы представлен в таблице 3.1.
Таблица 3.1. Вводы электросетевых объектов 110 кВ
и выше, учтённые в расчетных моделях по базовому
прогнозу потребления электрической энергии и мощности
|
Наименование объекта |
Наименование мероприятия |
Характеристики (класс напряжения/ протяженность /мощность, кВ/км/МВА) |
Срок реализации |
Обоснование необходимости (возможные риски) |
Обоснование включения в схеме и программе развития электроэнергетики Тульской области (Схема и программа развития ЕЭС России /расчеты/прочие обоснования) |
|
|
1. |
ПС 220 кВ Тепличная |
Реконструкция ПС 220 кВ Тепличная с установкой второго трансформатора 220/10 кВ мощностью 80 МВА (1х80 МВА) |
220 кВ / 1х80 МВА |
2022 |
- |
Проект СиПР ЕЭС России на 2022 - 2028 гг. Технические условия от 13.03.2017 на технологическое присоединение электроустановок ООО "Тепличный Комплекс "Тульский" |
|
2. |
ПС 220 кВ Арсенал |
Строительство ПС 220 кВ Арсенал с двумя трансформаторами 220/27,5/11 кВ мощностью 40 МВА каждый (2х40 МВА) |
220 кВ / 2х40 МВА |
2025 |
- |
Проект СиПР ЕЭС России на 2022 - 2028 гг. ТУ от 07.05.2019 на ТП электроустановок ОАО "РЖД" Обеспечение технологического присоединения потребителей ОАО "РЖД", электрификация участка Ожерелье - Узловая - Елец) |
|
3. |
ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая |
Реконструкция ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая со строительством заходов на ПС 220 кВ Арсенал ориентировочной протяженностью 7 км (2х3,5 км) |
220 кВ / 2х3,5 км |
2025 |
- |
|
|
4. |
ПС 220 кВ Металлургическая |
(Реконструкция ОРУ-220 кВ с заменой оборудования) |
- |
2023* |
Увеличение надежности |
ИП |
|
5. |
ПС 110 кВ Карбамид |
Строительство ПС 110 кВ Карбамид и ЛЭП 110 кВ Яснополянская - Карбамид с расширением ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Яснополянская на две линейные ячейки |
110 кВ / 2х60 МВА 110 кВ / 3 км |
2022 |
- |
Технические условия от 15.08.2017 на технологическое присоединение электроустановок ОАО "Щекиноазот" |
* Ввод под напряжение предполагается выполнить в 2022 году, закрытие инвестиционного проекта предполагается в 2023 году.
Итоги участия генерирующих объектов электростанций Тульской области в конкурентном отборе мощности на период 2022 - 2026 годов, данные о генерирующих объектах, мощность которых поставляется в вынужденном режиме, а также об объектах, в отношении которых заключены договоры о предоставлении мощности, приведены в таблице 3.2.
Таблица 3.2. Текущий статус генерирующих объектов
Тульской области на период 2022 - 2026 годов
|
Участник оптового рынка |
Наименование электростанции |
Наименование генерирующего объекта |
Тип турбины |
Основной результат отбора заявки участника КОМ на 2022 год |
КОМ 2023 года |
КОМ 2024 года |
КОМ 2025 года |
КОМ 2026 года |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
|
АО "Интер РАО - Электрогенерация" |
Черепетская ГРЭС |
БЛ-8 |
К-225-12,8-4Р |
ДПМ |
Отобрана |
Отобрана |
Отобрана |
Отобрана |
|
АО "Интер РАО - Электрогенерация" |
Черепетская ГРЭС |
БЛ-9 |
К-225-12,8-4Р |
ДПМ |
Отобрана |
Отобрана |
Отобрана |
Отобрана |
|
ООО "Щекинская ГРЭС" |
Щекинская ГРЭС |
ТГ-11 |
К-200-130 |
Отобрана |
Отобрана |
Отобрана |
Отобрана |
Отобрана |
|
ООО "Щекинская ГРЭС" |
Щекинская ГРЭС |
ТГ-12 |
К-200-130 |
Отобрана |
Отобрана |
Отобрана |
Отобрана |
Отобрана |
|
Филиал ПАО "Квадра" - "Центральная генерация" |
Новомосковская ГРЭС |
ТГ-4 |
Р-14-90/31 |
Отобрана |
Отобрана |
Отобрана |
Отказ от заполнения заявки |
Отказ от заполнения заявки |
|
Филиал ПАО "Квадра" - "Центральная генерация" |
Новомосковская ГРЭС |
ТГ-7 |
Р-32-90/13 |
Отобрана |
Не отобрана |
Не отобрана |
Отказ от заполнения заявки |
Отказ от заполнения заявки |
|
Филиал ПАО "Квадра" - "Центральная генерация" |
Новомосковская ГРЭС |
ГТ-8 |
PG9171E |
Отобрана |
Отобрана |
Отобрана |
Отобрана |
Отобрана |
|
Филиал ПАО "Квадра" - "Центральная генерация" |
Новомосковская ГРЭС |
ПТ-9 |
SST РАС 600 |
Отобрана |
Отобрана |
Отобрана |
Отобрана |
Отобрана |
|
Филиал ПАО "Квадра" - "Центральная генерация" |
Алексинская ТЭЦ |
ТГ-2 |
ПР-12-90/15 |
Отобрана |
Отобрана |
Отобрана |
Отказ от заполнения заявки |
Отказ от заполнения заявки |
|
Филиал ПАО "Квадра" - "Центральная генерация" |
Алексинская ТЭЦ |
ТГ-3 |
Т-50-90/1,5 |
Отобрана |
Отобрана |
Отобрана |
Отказ от заполнения заявки |
Отказ от заполнения заявки |
|
Филиал ПАО "Квадра" - "Центральная генерация" |
Алексинская ТЭЦ |
ТГ-5 |
SGT-800 |
ДПМ |
ДПМ |
Отобрана |
Отобрана |
Отобрана |
|
Филиал ПАО "Квадра" - "Центральная генерация" |
Алексинская ТЭЦ |
ТГ-6 |
SGT-800 |
ДПМ |
ДПМ |
Отобрана |
Отобрана |
Отобрана |
|
Филиал ПАО "Квадра" - "Центральная генерация" |
Алексинская ТЭЦ |
ТГ-7 |
SST-400 |
ДПМ |
ДПМ |
Отобрана |
Отобрана |
Отобрана |
|
Филиал ПАО "Квадра" - "Центральная генерация" |
Ефремовская ТЭЦ |
ТГ-4 |
ПР-25-90/10 |
Отказ от заполнения заявки |
Отказ от заполнения заявки |
Отказ от заполнения заявки |
Отказ от заполнения заявки |
Вывод с 01.04.2020 |
|
Филиал ПАО "Квадра" - "Центральная генерация" |
Ефремовская ТЭЦ |
ТГ-5 |
ПР-25-90/10 |
МВР |
Отказ от заполнения заявки |
Отказ от заполнения заявки |
Отказ от заполнения заявки |
Отказ от заполнения заявки |
|
Филиал ПАО "Квадра" - "Центральная генерация" |
Ефремовская ТЭЦ |
ТГ-6 |
ПТ-60-90/13 |
МВР |
Отобрана |
Отобрана |
Отобрана |
Отобрана |
|
Филиал ПАО "Квадра" - "Центральная генерация" |
Ефремовская ТЭЦ |
ТГ-7 |
П-50-130/13 |
МВР |
Отобрана |
Отобрана |
Отобрана |
Отобрана |
В таблице 3.3 представлен перечень перспективных потребителей и график возможного набора электрической нагрузки по годам прогнозного периода, учтенного в базовом прогнозе потребления электрической мощности и энергии энергосистемы Тульской области.
В таблице 3.4 представлен перечень перспективных потребителей и график возможного набора электрической нагрузки по годам прогнозного периода, учтенного в региональном прогнозе потребления электрической мощности и энергии энергосистемы Тульской области.
Таблица 3.3. Перечень перспективных потребителей
в рамках базового прогноза потребления электрической
энергии и мощности энергосистемы Тульской области
|
Наименование индустриального парка (местоположение, площадь, основной резидент) |
Максимальная мощность |
График набора нагрузки по годам нарастающим итогом, МВт |
Коэффициент реализации |
Итоговая нагрузка с коэффициентом реализации |
||||||
|
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
2027 |
|||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
|
1. |
Крупные потребители |
270,70 |
150,00 |
235,80 |
245,70 |
266,40 |
269,90 |
269,90 |
- |
179,79 |
|
|
ООО "Тепличный комплекс "Тульский" |
150,00 |
150,00 |
150,00 |
150,00 |
150,00 |
150,00 |
150,00 |
0,9 |
97 |
|
|
АО "Щекиноазот" |
40,00 |
0,00 |
40,00 |
40,00 |
40,00 |
40,00 |
40,00 |
0,7 |
28 |
|
|
Ефремовский филиал АО "Щекиноазот" (ПС 110 кВ Кислотная) |
15,00 |
0,00 |
15,00 |
15,00 |
15,00 |
15,00 |
15,00 |
0,7 |
10,5 |
|
|
АО "Тулачермет" |
30,00 |
0,00 |
30,00 |
30,00 |
30,00 |
30,00 |
30,00 |
0,8 |
24 |
|
|
ОАО "РЖД" (ПС 220 кВ Арсенал) |
20,695 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
20,695 |
20,695 |
20,695 |
0,7 |
14,49 |
|
|
ООО "ТОЗ-Энерго" |
7,00 |
0,00 |
0,00 |
3,50 |
3,50 |
7,00 |
7,00 |
0,7 |
4,9 |
|
|
ЗАО "Индустрия Сервис" |
8,00 |
0,00 |
0,80 |
7,20 |
7,20 |
7,20 |
7,20 |
0,7 |
5,04 |
|
2. |
Индустриальный парк "Узловая", ОЭЗ ППТ "Узловая" (Тульская обл., Узловский р-н, МО Каменецкое) |
76,27 |
22,90 |
28,40 |
33,90 |
36,90 |
76,27 |
76,27 |
- |
55,88 |
|
|
ООО "Хавейл Мотор Мануфэкчуринг Рус" |
49,37 |
10,00 |
10,00 |
10,00 |
10,00 |
49,37 |
49,37 |
0,7 |
34,5555 |
|
|
ООО "АгроГриб" |
10,00 |
5,00 |
7,50 |
10,00 |
10,00 |
10,00 |
10,00 |
0,9 |
9 |
|
|
ООО "СтальПолимер" |
4,90 |
4,90 |
4,90 |
4,90 |
4,90 |
4,90 |
4,90 |
0,8 |
3,92 |
|
|
ООО "Энгельсспецтрубмаш" |
12,00 |
3,00 |
6,00 |
9,00 |
12,00 |
12,00 |
12,00 |
0,7 |
8,4 |
|
3. |
Территория опережающего социально-экономического развития "Алексин" (ТОСЭР "Алексин", Алексинский район, д. Верхний Суходол) |
5,25 |
3,20 |
3,20 |
5,25 |
5,25 |
5,25 |
5,25 |
- |
3,25 |
|
|
ООО "ФракДжет-Тулз" |
2,00 |
2,00 |
2,00 |
2,00 |
2,00 |
2,00 |
2,00 |
0,7 |
1,4 |
|
|
ООО "Инновационное предприятие "НОВА" |
1,20 |
1,20 |
1,20 |
1,20 |
1,20 |
1,20 |
1,20 |
- |
0 |
|
|
ООО "Тулома Салмон" |
2,05 |
0,00 |
0,00 |
2,05 |
2,05 |
2,05 |
2,05 |
0,9 |
1,845 |
|
4. |
Территория опережающего социально-экономического развития "Ефремов" (ТОСЭР "Ефремов", Ефремовский район Тульской области) |
2,60 |
2,50 |
2,60 |
2,60 |
2,60 |
2,60 |
2,60 |
- |
1,38 |
|
|
ООО "БВК Техно Групп" |
0,20 |
0,20 |
0,20 |
0,20 |
0,20 |
0,20 |
0,20 |
0,5 |
0,1 |
|
|
ООО "Мясная компания АСТРА" |
2,00 |
2,00 |
2,00 |
2,00 |
2,00 |
2,00 |
2,00 |
0,5 |
1 |
|
|
ООО "Листер" |
0,40 |
0,30 |
0,40 |
0,40 |
0,40 |
0,40 |
0,40 |
0,7 |
0,28 |
|
5. |
Потребители Заокского энергорайона Тульской области |
2,84 |
0,00 |
0,00 |
2,84 |
2,84 |
2,84 |
2,84 |
|
1,13 |
|
|
ООО "ПК Полимерпрофиль" |
2,84 |
0,00 |
0,00 |
2,84 |
2,84 |
2,84 |
2,84 |
0,4 |
1,134 |
|
6. |
ПЕРЕЧЕНЬ объектов нового жилищного строительства на территории Тульской области |
30,26 |
1,20 |
23,80 |
25,00 |
26,20 |
28,10 |
30,26 |
- |
10,24 |
|
|
Территория комплексного развития "Новая Тула", д. Нижняя Китаевка (ООО "Три Эс Новая Тула") |
4,2 |
0,60 |
2,40 |
1,10 |
1,70 |
2,30 |
4,2 |
0,4 |
1,68 |
|
|
Жилая застройка по Восточному обводу в Ленинском районе Тульской области (ИП Ревенко К.А.) |
9,50 |
|
9,50 |
9,50 |
9,50 |
9,50 |
9,50 |
0,4 |
3,8 |
|
|
ООО СЗ "Ин-Групп Большой" |
5,00 |
0,00 |
5,00 |
5,00 |
5,00 |
5,00 |
5,00 |
0,4 |
2 |
|
|
итого |
387,11 |
179,8 |
293,8 |
315,29 |
340,18 |
384,95 |
387,11 |
|
252,22 |
Таблица 3.4. Перечень перспективных потребителей
в рамках регионального прогноза потребления электрической
энергии и мощности энергосистемы Тульской области
|
Наименование индустриального парка (местоположение, площадь, основной резидент) |
Максимальная мощность |
График набора нагрузки по годам нарастающим итогом, МВт |
Коэффициент реализации |
Итоговая нагрузка с коэффициентом реализации |
||||||
|
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
2027 |
|||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
|
|
1. |
Крупные потребители |
1221,74 |
150,00 |
239,80 |
316,00 |
677,48 |
1078,14 |
1143,14 |
|
866,15 |
|
|
ООО "Тепличный комплекс "Тульский" |
150,00 |
150,00 |
150,00 |
150,00 |
150,00 |
150,00 |
150,00 |
0,9 |
97 |
|
|
АО "Щекиноазот" |
40,00 |
0,00 |
40,00 |
40,00 |
40,00 |
40,00 |
40,00 |
0,7 |
28 |
|
|
Ефремовский филиал АО "Щекиноазот" (ПС 110 кВ Кислотная) |
15,00 |
0,00 |
15,00 |
15,00 |
15,00 |
15,00 |
15,00 |
0,7 |
10,5 |
|
|
АО "Щекиноазот" (ПС 220 кВ Щекиноазот Ефремов) |
190,00 (140 МВт в 2027 году, 190 МВт в 2028 году |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
90,00 |
140,00 |
0,8 |
112 |
|
|
АО "Тулачермет" |
30,00 |
0,00 |
30,00 |
30,00 |
30,00 |
30,00 |
30,00 |
0,8 |
24 |
|
|
ОАО "РЖД" (ПС 220 кВ Арсенал) |
20,695 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
20,695 |
20,695 |
20,695 |
0,7 |
14,49 |
|
|
ОАО "РЖД" (ПС 110 кВ Данилово) |
22,635 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
22,635 |
22,635 |
22,635 |
0,5 |
11,32 |
|
|
ОАО "РЖД" (ПС 110 кВ Непрядва) |
23,300 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
23,300 |
23,300 |
23,300 |
0,5 |
11,65 |
|
|
ОАО "РЖД" (ПС 110 кВ Любашёвка) |
24,845 |
0,00 |
0,00 |
0,00 |
24,845 |
24,845 |
24,845 |
0,5 |
12,42 |
|
|
ООО "Метизы Тула-Сталь" (ООО "УК "ПМХ") метизное производство |
55 |
0,00 |
3,00 |
17,00 |
40,0 |
40,0 |
55,0 |
0,8 |
44 |
|
|
ООО "Тульская Сталь" (ООО УК "ПМХ") ЛПК-2 |
557,16 |
0,00 |
1,00 |
3,00 |
250,00 |
557,16 |
557,16 |
0,8 |
445,728 |
|
|
ООО "ГРЭС-ПАРК "Советск" |
49,50 |
0,00 |
0,00 |
49,50 |
49,50 |
49,50 |
49,50 |
0,9 |
44,55 |
|
|
ООО "ТОЗ-Энерго" |
7,00 |
0,00 |
0,00 |
3,50 |
3,50 |
7,00 |
7,00 |
0,7 |
4,9 |
|
|
ЗАО "Индустрия Сервис" |
8,00 |
0,00 |
0,80 |
8,00 |
8,00 |
8,00 |
8,00 |
0,7 |
5,6 |
|
2. |
Индустриальный парк "Узловая", ОЭЗ ППТ "Узловая" (Тульская обл., Узловский р-н, МО Каменецкое) |
142,87 |
43,20 |
65,70 |
82,00 |
95,20 |
142,07 |
142,87 |
|
98,95 |
|
|
ООО "Хавейл Мотор Мануфэкчуринг Рус" |
49,37 |
10,00 |
10,00 |
10,00 |
10,00 |
49,37 |
49,37 |
0,7 |
34,559 |
|
|
ООО "ХММР" АДК |
2,00 |
1,00 |
2,00 |
2,00 |
2,00 |
2,00 |
2,00 |
0,7 |
1,4 |
|
|
ООО "Кволити" |
0,60 |
0,60 |
0,60 |
0,60 |
0,60 |
0,60 |
0,60 |
0,7 |
0,42 |
|
|
ООО "АгроГриб" |
10,00 |
5,00 |
7,50 |
10,00 |
10,00 |
10,00 |
10,00 |
0,9 |
9 |
|
|
ООО "АРД-ПОЛИМЕР" |
2,50 |
1,50 |
2,50 |
2,50 |
2,50 |
2,50 |
2,50 |
0,7 |
1,75 |
|
|
ООО "АрнестМеталлПак" |
4,90 |
2,50 |
4,90 |
4,90 |
4,90 |
4,90 |
4,90 |
0,7 |
3,43 |
|
|
ООО "Гальватех" |
1,20 |
0,50 |
1,00 |
1,20 |
1,20 |
1,20 |
1,20 |
0,7 |
0,84 |
|
|
ООО "ЕВРАЗ Узловая" |
9,00 |
2,00 |
3,00 |
5,00 |
7,00 |
9,00 |
9,00 |
0,7 |
6,3 |
|
|
ООО "Завод Пересвет" |
1,30 |
0,50 |
1,00 |
1,30 |
1,30 |
1,30 |
1,30 |
0,7 |
0,91 |
|
|
ООО "Кликс" |
0,30 |
0,20 |
0,30 |
0,30 |
0,30 |
0,30 |
0,30 |
0,7 |
0,21 |
|
|
ООО "МакКейн Фудс РУС" |
10,00 |
3,00 |
5,00 |
5,00 |
10,00 |
10,00 |
10,00 |
0,5 |
5 |
|
|
ООО "Макошь" |
1,70 |
1,00 |
1,00 |
1,70 |
1,70 |
1,70 |
1,70 |
0,5 |
0,85 |
|
|
ООО "МЛ Групп" |
3,50 |
0,50 |
2,50 |
2,50 |
3,50 |
3,50 |
3,50 |
0,7 |
2,45 |
|
|
ООО "Никтон" |
0,80 |
0,20 |
0,80 |
0,80 |
0,80 |
0,80 |
0,80 |
0,5 |
0,4 |
|
|
ООО "Полимерные технологии Узловая" |
0,90 |
0,90 |
0,90 |
0,90 |
0,90 |
0,90 |
0,90 |
0,7 |
0,63 |
|
|
ООО "Промет СЭЗ" |
4,00 |
2,00 |
4,00 |
4,00 |
4,00 |
4,00 |
4,00 |
0,7 |
2,8 |
|
|
ООО "СтальПолимер" |
4,90 |
4,90 |
4,90 |
4,90 |
4,90 |
4,90 |
4,90 |
0,8 |
3,92 |
|
|
ООО "Тензограф" |
2,00 |
0,50 |
1,20 |
1,20 |
1,20 |
1,20 |
2,00 |
0,7 |
1,4 |
|
|
ООО "Халмек Литиум" |
3,50 |
0,20 |
1,50 |
2,00 |
3,50 |
3,50 |
3,50 |
0,8 |
2,8 |
|
|
ООО "Энгельсспецтрубмаш" |
12,00 |
3,00 |
6,00 |
9,00 |
12,00 |
12,00 |
12,00 |
0,7 |
8,4 |
|
|
ООО "Инотекс" |
4,90 |
2,00 |
2,00 |
4,90 |
4,90 |
4,90 |
4,90 |
0,5 |
2,45 |
|
|
ООО "ПЛАНТ_СПЭЙС" |
9,50 |
0,00 |
0,00 |
4,00 |
4,00 |
9,50 |
9,50 |
0,7 |
6,65 |
|
|
ООО "АВВ-энерго электросети" |
1,20 |
0,00 |
1,00 |
1,20 |
1,20 |
1,20 |
1,20 |
0,7 |
0,84 |
|
|
ООО "НПП ЛИО-продукт" |
0,30 |
0,00 |
0,30 |
0,30 |
0,30 |
0,30 |
0,30 |
0,5 |
0,15 |
|
|
ООО "Интерпласт" |
0,30 |
0,00 |
0,30 |
0,30 |
0,30 |
0,30 |
0,30 |
0,7 |
0,21 |
|
|
ООО "ПКФ Электрозавод" |
1,00 |
0,00 |
0,30 |
0,30 |
1,00 |
1,00 |
1,00 |
0,7 |
0,7 |
|
|
ООО "Хави Узловая" |
1,20 |
1,20 |
1,20 |
1,20 |
1,20 |
1,20 |
1,20 |
0,4 |
0,48 |
|
3. |
Территория опережающего социально-экономического развития "Алексин" (ТОСЭР "Алексин", Алексинский район, д. Верхний Суходол) |
24,55 |
5,70 |
12,10 |
24,55 |
24,55 |
24,55 |
24,55 |
|
15,52 |
|
|
ООО "ВБ Алексин" (учредитель - ООО "Вайлдберриз") |
8,00 |
0,00 |
6,40 |
8,00 |
8,00 |
8,00 |
8,00 |
0,4 |
3,2 |
|
|
ООО "ЗГПМ Лактопром" |
2,00 |
2,00 |
2,00 |
2,00 |
2,00 |
2,00 |
2,00 |
0,5 |
1 |
|
|
ООО "Инновационное предприятие "НОВА" |
1,20 |
1,20 |
1,20 |
1,20 |
1,20 |
1,20 |
1,20 |
0,5 |
0,6 |
|
|
ООО "Тулома Салмон" |
2,05 |
0,00 |
0,00 |
2,05 |
2,05 |
2,05 |
2,05 |
0,9 |
1,845 |
|
|
ООО "АПК Алексин-А" |
9,00 |
0,20 |
0,20 |
9,00 |
9,00 |
9,00 |
9,00 |
0,8 |
7,2 |
|
|
ООО "ФракДжет-Тулз" |
2,00 |
2,00 |
2,00 |
2,00 |
2,00 |
2,00 |
2,00 |
0,7 |
1,4 |
|
|
ООО "Егнышевские сады" |
0,30 |
0,30 |
0,30 |
0,30 |
0,30 |
0,30 |
0,30 |
0,9 |
0,27 |
|
4. |
Территория опережающего социально-экономического развития "Ефремов" (ТОСЭР "Ефремов", Ефремовский район Тульской области) |
79,40 |
34,50 |
59,10 |
67,60 |
79,40 |
79,40 |
79,40 |
|
51,53 |
|
|
ООО "БВК Техно Групп" |
0,20 |
0,20 |
0,20 |
0,20 |
0,20 |
0,20 |
0,20 |
0,5 |
0,1 |
|
|
ООО "Мясная компания АСТРА" |
2,00 |
2,00 |
2,00 |
2,00 |
2,00 |
2,00 |
2,00 |
0,5 |
1 |
|
|
ООО "Листер" |
0,40 |
0,30 |
0,40 |
0,40 |
0,40 |
0,40 |
0,40 |
0,7 |
0,28 |
|
|
ООО "ПромБиоТехнологии" |
10,00 |
2,50 |
6,00 |
6,00 |
10,00 |
10,00 |
10,00 |
0,7 |
7 |
|
|
ООО "Тульский завод растительных масел" |
8,30 |
6,00 |
6,00 |
7,50 |
8,30 |
8,30 |
8,30 |
0,5 |
4,15 |
|
|
ООО "БиоКор" |
6,00 |
0,00 |
3,00 |
3,00 |
6,00 |
6,00 |
6,00 |
0,5 |
3 |
|
|
ООО "САДР Ефремов" |
1,00 |
1,00 |
1,00 |
1,00 |
1,00 |
1,00 |
1,00 |
0,7 |
0,7 |
|
|
ООО "Черкизово-ТЭК" |
49 |
20 |
38 |
45 |
49 |
49 |
49 |
0,7 |
34,3 |
|
|
ООО "Компас Фудс" |
2,50 |
2,50 |
2,50 |
2,50 |
2,50 |
2,50 |
2,50 |
0,4 |
1 |
|
5. |
Потребители Заокского энергорайона Тульской области |
29,18 |
24,94 |
25,84 |
28,68 |
29,18 |
29,18 |
29,18 |
|
10,50 |
|
|
ООО "ПК Полимерпрофиль" |
2,84 |
0,00 |
0,00 |
2,84 |
2,84 |
2,84 |
2,84 |
0,4 |
1,134 |
|
|
ООО "ЛетоГрупп" |
3,00 |
1,60 |
2,50 |
2,50 |
3,00 |
3,00 |
3,00 |
0,4 |
1,2 |
|
|
Нагрузки по заявкам на ТП энергопринимающих устройств до 150 кВт ПС Заокского энергорайона (Алексинский и Ясногорский РЭС филиала ПАО "Россети Центр и Приволжье" - "Тулэнерго") |
23,34 |
23,34 |
23,34 |
23,34 |
23,34 |
23,34 |
23,34 |
0,35 |
8,17 |
|
6. |
Перечень объектов нового жилищного строительства на территории Тульской области |
72,11 |
3,30 |
22,61 |
47,62 |
51,69 |
56,48 |
63,53 |
|
25,41 |
|
|
Территория комплексного развития "Новая Тула", д. Нижняя Китаевка (ООО "Три Эс Новая Тула") |
8,86 |
1,20 |
2,40 |
3,60 |
4,80 |
6,70 |
8,86 |
0,4 |
3,544 |
|
|
Жилая застройка по Восточному обводу в Ленинском районе Тульской области |
1,90 |
0,70 |
0,70 |
1,90 |
1,90 |
1,90 |
1,90 |
0,4 |
0,684 |
|
|
Жилая застройка по Восточному обводу в Ленинском районе Тульской области (ИП Ревенко К.А.) |
9,50 |
|
9,50 |
9,50 |
9,50 |
9,50 |
9,50 |
0,4 |
3,8 |
|
|
1-ый Юго-Восточный микрорайон |
7,80 |
1,40 |
3,00 |
4,40 |
5,50 |
6,70 |
7,80 |
0,4 |
2,808 |
|
|
Застройщик АО "Внешстрой" микрорайон "Красные ворота" |
13,67 |
0,00 |
2,81 |
6,42 |
8,19 |
9,88 |
13,67 |
0,4 |
4,9212 |
|
|
Жилая застройка на земельных участках в Ленинском районе Тульской области |
5,80 |
0,00 |
4,20 |
5,80 |
5,80 |
5,80 |
5,80 |
0,4 |
2,088 |
|
|
Жилая застройка на земельных участках в Ефремовском районе Тульской области |
14,00 |
0,00 |
0,00 |
14,00 |
14,00 |
14,00 |
14,00 |
0,4 |
5,04 |
|
|
Жилая застройка на земельных участках в Ефремовском районе Тульской области |
2,00 |
0,00 |
0,00 |
2,00 |
2,00 |
2,00 |
2,00 |
0,4 |
0,72 |
|
|
итого |
1569,84 |
261,64 |
425,15 |
566,45 |
957,49 |
1409,81 |
1482,66 |
|
1068,06 |
3.2. Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность
по Тульской области на 2022 - 2027 годы
Базовый вариант прогноза спроса на электроэнергию и мощность соответствует прогнозу электропотребления в рамках проекта Схемы и программы развития ЕЭС России на 2022 - 2028 годы.
По базовому варианту прогнозного спроса потребление электроэнергии по энергосистеме Тульской области к 2027 году оценивается на уровне 12,134 млрд кВт·ч при среднегодовых темпах прироста за прогнозный период 1,7%. Прирост электропотребления в 2027 году относительно 2021 года может составить 12,4%.
Базовый прогноз спроса на электрическую энергию по энергосистеме Тульской области на 2021 - 2027 годы представлен в таблице 3.5.
Таблица 3.5. Базовый прогноз спроса на электрическую энергию
по энергосистеме Тульской области на 2022 - 2027 годы
|
Показатель |
Прогноз |
Среднегодовой прирост за 2022 - 2027 годы, % |
|||||
|
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
2027 |
||
|
Электропотребление, млрд кВт·ч |
11 162 |
11 382 |
11 481 |
11 918 |
12 035 |
12 134 |
- |
|
Среднегодовой темп прироста электропотребления, % |
- |
2,0 |
0,9 |
3,8 |
1,0 |
0,8 |
1,7 |
Рост электропотребления обусловлен как реализацией инвестиционных проектов крупных предприятий, так и увеличением заявок новых потребителей на технологическое присоединение энергопринимающих устройств к электрическим сетям.
Базовый прогноз спроса на электрическую мощность по энергосистеме Тульской области на 2022 - 2027 годы с распределением по энергорайонам представлен в таблице 3.6.
Таблица 3.6. Базовый прогноз спроса на электрическую мощность
по энергосистеме Тульской области на 2022 - 2027 годы
|
Энергорайон |
Год/Мощность, МВт |
|||||
|
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
2027 |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
Тульский |
625 |
649 |
656 |
678 |
685 |
690 |
|
Заокский |
105 |
106 |
107 |
109 |
109 |
110 |
|
Суворовский |
89 |
90 |
90 |
92 |
92 |
93 |
|
Люторичи и Бегичево |
185 |
188 |
189 |
192 |
192 |
194 |
|
Щекинский |
357 |
362 |
366 |
375 |
377 |
381 |
|
Новомосковский |
323 |
349 |
355 |
376 |
380 |
391 |
|
Ефремовский |
69 |
74 |
75 |
76 |
81 |
82 |
|
Общее потребление (собственный максимум) |
1 753 |
1 818 |
1 838 |
1 898 |
1 916 |
1 941 |
|
Среднегодовой темп прироста, % |
- |
3,7 |
1,1 |
3,3 |
0,9 |
1,3 |
Анализ исходных данных по заявкам на технологическое присоединение наиболее крупных потребителей показал, что наибольший объем заявленной мощности приходится на Щекинский энергорайон. Суммарный прирост нагрузки в энергосистеме Тульской области к 2027 году относительно 2021 года составит около 255,7 МВт из них:
1) выход на проектную мощность ООО "Тепличный комплекс "Тульский" - 150 МВт (в 2020 году выполнен этап I технических условий на технологическое присоединение с максимальной мощностью энергопринимающих устройств заявителя 75 МВт, нагрузка в зимний максимум 2021 года составляла 38 МВт);
2) АО "Тулачермет" - 30 МВт (увеличение максимальной мощности до 80 МВт);
3) АО "Щекиноазот" - 40 МВт (ПС 110 кВ Карбамид) и 15 МВт (ПС 110 кВ Кислотная, увеличение максимальной мощности до 25 МВт);
4) ОАО "РЖД" (ПС 220 кВ Арсенал) - 20,695 МВт.
По региональному варианту прогноза потребление электрической энергии оценивается в 2027 году на уровне 17,345 млрд кВт-ч. при среднегодовых темпах прироста за прогнозный период 8,7% (таблица 3.6). Прирост электропотребления к 2027 году относительно 2021 года составит 6,55 млрд кВт-ч (60,6%).
Региональный прогноз спроса на электрическую энергию по энергосистеме Тульской области на 2022 - 2027 годы представлен в таблице 3.7.
Таблица 3.7. Региональный прогноз спроса на электрическую
энергию по энергосистеме Тульской области на 2022 - 2027 годы
|
Показатель |
Прогноз |
Среднегодовой прирост за 2022 - 2027 годы, % |
|||||
|
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
2027 |
||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
|
Электропотребление, млрд кВт·ч |
11,429 |
12,071 |
12,697 |
14,839 |
16,833 |
17,345 |
- |
|
Среднегодовой темп прироста электропотребления, % |
- |
5,62 |
5,19 |
16,87 |
13,44 |
3,04 |
8,7 |
Региональный прогноз спроса на электрическую мощность по энергосистеме Тульской области на 2022 - 2027 годы с распределением по энергорайонам представлен в таблице 3.8.
Таблица 3.8. Региональный прогноз спроса на электрическую
мощность по энергосистеме Тульской области на 2022 - 2027 годы
|
Энергорайон |
Год/Мощность, МВт |
|||||
|
2021 |
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
|
|
Тульский |
629 |
657 |
685 |
926 |
1179 |
1194 |
|
Заокский |
108 |
112 |
123 |
123 |
122 |
122 |
|
Суворовский |
89 |
89 |
91 |
91 |
91 |
91 |
|
Люторичи и Бегичево |
186 |
187 |
191 |
191 |
189 |
189 |
|
Щекинский |
355 |
358 |
377 |
391 |
395 |
407 |
|
Новомосковский |
338 |
378 |
404 |
441 |
450 |
461 |
|
Ефремовский |
91 |
113 |
129 |
163 |
243 |
285 |
|
Общее потребление (собственный максимум) |
1796 |
1894 |
2000 |
2326 |
2669 |
2749 |
|
Среднегодовой темп прироста, % |
- |
5,5 |
5,6 |
16,3 |
14,7 |
3,0 |
Анализ исходных данных по заявкам на технологическое присоединение наиболее крупных потребителей показал, что наибольший объем заявленной мощности приходится на Тульский, Щекинский и Ефремовский энергорайоны. Суммарный прирост нагрузки по региональному прогнозу в энергосистеме Тульской области к 2027 году относительно 2021 года составит около 1070 МВт.
3.2.1. Детализация электропотребления и максимума
нагрузки по отдельным частям энергосистемы Тульской
области с выделением крупных потребителей
На суммарный объем потребляемой мощности в энергосистеме Тульской области оказывают влияние крупные предприятия региона, перечень которых приведен в таблице 3.9.
Таблица 3.9. Мощность нагрузки крупных
потребителей в энергосистеме Тульской области
|
Наименование потребителя |
Максимум потребления, МВт |
|||||
|
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
2027 |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
АО "НАК "Азот" |
138,0 |
138,0 |
137,0 |
137,0 |
137,0 |
137,0 |
|
АО "Щекиноазот" |
77,8 |
80,2 |
80,0 |
116,6 |
116,6 |
116,6 |
|
ООО "ТУЛАЧЕТМЕТ-СТАЛЬ" |
47,0 |
47,0 |
47,0 |
47,0 |
47,0 |
47,0 |
|
АО "Тулачермет" |
51,0 |
80,0 |
80,0 |
80,0 |
80,0 |
80,0 |
|
ООО Тепличный комплекс "Тульский" |
150,0 |
150,0 |
150,0 |
150,0 |
150,0 |
150,0 |
|
АО "Тулатеплосеть" |
30,7 |
30,7 |
30,7 |
30,7 |
30,7 |
30,7 |
|
ООО "Каргилл" |
24,9 |
24,9 |
24,9 |
24,9 |
24,9 |
24,9 |
|
АО "АК "Туламашзавод" |
18,0 |
18,0 |
19,0 |
19,0 |
19,0 |
19,0 |
|
ООО "Проктер энд Гэмбл - Новомосковск" |
16,1 |
16,2 |
16,1 |
16,1 |
16,1 |
16,1 |
|
ПАО "Косогорский металлургический завод" |
14,8 |
14,8 |
14,8 |
14,8 |
14,8 |
14,8 |
|
АО "Тулагорводоканал" |
13,5 |
15,0 |
15,0 |
15,0 |
15,0 |
15,0 |
|
ОАО "Ефремовский завод синтетического каучука" |
11,5 |
11,5 |
11,5 |
11,5 |
11,5 |
11,5 |
|
АО "Гланит" (АО "Алексинский стекольный завод") |
10,5 |
10,5 |
10,5 |
10,5 |
10,5 |
10,5 |
|
ООО "Алексинская бумажно-картонная фабрика" |
10,0 |
10,0 |
10,0 |
10,0 |
10,0 |
10,0 |
|
АО "Полема" |
10,0 |
12,0 |
12,0 |
12,0 |
12,0 |
12,0 |
|
АО "Пластик" |
9,0 |
9,0 |
9,0 |
9,0 |
9,0 |
9,0 |
|
ПАО "Императорский Тульский оружейный завод" |
8,5 |
8,5 |
8,5 |
8,5 |
8,5 |
8,5 |
|
АО "Конструкторское бюро приборостроения им. академика А.Г. Шипунова" |
110,5 |
10,5 |
10,5 |
11,0 |
11,0 |
11,0 |
|
АО "НПО СПЛАВ" им. А.Н. Ганичева" |
10,1 |
11,1 |
13,1 |
14,1 |
14,1 |
14,1 |
|
Филиал АО НПО "Тяжпромарматура" - Алексинский завод тяжелой промышленной арматуры" |
7,5 |
8,0 |
8,0 |
8,0 |
8,0 |
8,0 |
|
АО "Машиностроительный завод "Штамп" им. Б.Л. Ванникова" |
10,6 |
10,6 |
10,6 |
10,6 |
10,6 |
10,6 |
|
ООО "КНАУФ ГИПС НОВОМОСКОВСК" |
7,0 |
9,0 |
9,2 |
9,2 |
9,2 |
9,2 |
|
АО "Тульский патронный завод" |
6,5 |
6,0 |
6,0 |
6,0 |
6,0 |
6,0 |
|
АО "ЕВРАЗ Ванадий Тула" |
5,0 |
5,5 |
5,5 |
6,5 |
7,0 |
7,0 |
|
ООО "Новомосковский городской водоканал" |
4,8 |
4,8 |
4,8 |
4,7 |
4,7 |
4,7 |
|
АО "Тулаточмаш" |
3,8 |
3,7 |
3,9 |
3,9 |
4,2 |
4,2 |
Перспективный объём потребления электроэнергии крупными потребителями в энергосистеме Тульской области приведен в таблице 3.10.
Таблица 3.10. Объём потребления электроэнергии крупными
потребителями в энергосистеме Тульской области
|
Наименование потребителя |
Электропотребление, млн. кВт·ч |
|||||
|
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
2027 |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
АО "НАК "Азот" |
1229,5 |
1225,4 |
1226,9 |
1226,7 |
1231,3 |
1227,9 |
|
АО "Щекиноазот" |
681,5 |
702,9 |
702,9 |
1021,5 |
1021,5 |
1021,5 |
|
АО "Тулачермет" |
450,0 |
626,0 |
626,0 |
626,0 |
626,0 |
626,0 |
|
ООО "ТУЛАЧЕРМЕТ-СТАЛЬ" |
305,0 |
305,0 |
305,0 |
305,0 |
305,0 |
305,0 |
|
ООО "Каргилл" |
225,0 |
225,0 |
245,0 |
245,0 |
245,0 |
245,0 |
|
ООО "ХайдельбергЦемент Рус" |
212,1 |
212,1 |
212,1 |
212,1 |
212,1 |
212,1 |
|
ООО Тепличный комплекс "Тульский" |
400,0 |
500,0 |
500,0 |
500,0 |
500,0 |
500,0 |
|
ПАО "Косогорский металлургический завод" |
130,0 |
130,0 |
130,0 |
130,0 |
130,0 |
130,0 |
|
ОАО "РЖД" (по Тульскому региону) |
110,1 |
110,1 |
110,1 |
110,1 |
110,1 |
110,1 |
|
ООО "Проктер энд Гэмбл - Новомосковск" |
108,6 |
108,6 |
108,6 |
108,6 |
108,6 |
108,6 |
|
АО "Тулагорводоканал" |
107,0 |
107,0 |
107,0 |
107,0 |
107,0 |
107,0 |
|
АО "Тулатеплосеть" |
96,8 |
100,9 |
103,7 |
103,9 |
104,2 |
104,4 |
|
Филиал ООО "Эссити" в г. Советске |
93,3 |
93,3 |
93,3 |
93,3 |
93,3 |
93,3 |
|
АО "Гланит" (АО "Алексинский стекольный завод") |
80,0 |
75,0 |
81,0 |
80,0 |
80,0 |
80,0 |
|
АО "Пластик" |
64,7 |
65,0 |
65,0 |
65,0 |
65,0 |
65,0 |
|
ООО "Алексинская бумажно-картонная фабрика" |
65,1 |
65,1 |
65,1 |
65,1 |
65,1 |
65,1 |
|
АО АК "Туламашзавод" |
58,5 |
60,9 |
62,6 |
62,7 |
62,9 |
63,1 |
|
Филиал АО НПО "Тяжпромарматура" - Алексинский завод тяжелой промышленной арматуры" |
56,4 |
58,8 |
60,4 |
60,5 |
60,7 |
60,8 |
|
АО "Полема" |
56,0 |
77,0 |
77,0 |
77,0 |
77,0 |
77,0 |
|
ООО "КНАУФ ГИПС НОВОМОСКОВСК" |
45,5 |
47,2 |
47,6 |
47,6 |
47,6 |
47,6 |
|
АО "ЕВРАЗ Ванадий Тула" |
40,5 |
40,5 |
40,5 |
41,0 |
41,0 |
41,0 |
|
АО "НПО СПЛАВ" им. А.Н. Ганичева" |
40,3 |
42,8 |
45,8 |
45,8 |
45,8 |
45,8 |
|
АО "Конструкторское бюро приборостроения им. академика А.Г. Шипунова" |
36,8 |
38,1 |
40,1 |
40,1 |
40,1 |
40,1 |
|
ООО "Юнилевер Русь" |
32,8 |
32,8 |
32,8 |
32,8 |
32,8 |
32,8 |
|
ЗАО "Индустрия Сервис" |
32,1 |
32,1 |
32,1 |
32,1 |
32,1 |
32,1 |
|
ООО "Новомосковский городской водоканал" |
28,2 |
28,1 |
28,1 |
28,0 |
28,0 |
27,9 |
|
ПАО "Императорский Тульский оружейный завод" |
29,8 |
31,3 |
32,8 |
34,5 |
36,2 |
38,0 |
|
ООО "Воловский бройлер" |
25,5 |
26,6 |
27,4 |
27,4 |
27,5 |
27,6 |
|
АО "Тульский патронный завод" |
28,0 |
22,0 |
22,0 |
22,0 |
22,0 |
22,0 |
|
ОАО "Ефремовский завод синтетического каучука" |
32,5 |
32,5 |
32,5 |
32,5 |
32,5 |
32,5 |
|
АО "Машиностроительный завод "Штамп" им. Б.Л. Ванникова" |
19,7 |
20,6 |
21,6 |
22,5 |
23,5 |
24,4 |
|
АО "Тулаточмаш" |
17,0 |
17,5 |
17,5 |
17,5 |
17,5 |
17,5 |
При формировании прогноза потребления учитывались такие основные факторы, как рост спроса на электрическую энергию населением области, реализация инвестиционных проектов во всех отраслях экономики, а также строительство жилых и общественных зданий.
3.3. Перспективные балансы производства и потребления электрической
энергии и мощности энергосистемы Тульской области на 2022 - 2027 годы
Перспективный баланс мощности энергосистемы Тульской области на период до 2027 года в соответствии с базовым и региональным прогнозами потребления электроэнергии и мощности представлен в таблице 3.11.
Таблица 3.11. Перспективный баланс мощности
энергосистемы Тульской области в соответствии с
базовым и региональным прогнозами потребления
электроэнергии и мощности на 2022 - 2027 годы
|
Показатель |
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
2027 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
Базовый прогноз потребления электроэнергии и мощности | ||||||
|
Установленная мощность электростанций, МВт |
1614,3 |
1614,3 |
1614,3 |
1614,3 |
1614,3 |
1614,3 |
|
в том числе по станциям: |
|
|
|
|
|
|
|
Черепетская ГРЭС |
450 |
450 |
450 |
450 |
450 |
450 |
|
Щекинская ГРЭС |
400 |
400 |
400 |
400 |
400 |
400 |
|
Алексинская ТЭЦ |
165,2 |
165,2 |
165,2 |
165,2 |
165,2 |
165,2 |
|
Ефремовская ТЭЦ |
135 |
135 |
135 |
135 |
135 |
135 |
|
Новомосковская ГРЭС |
233,7 |
233,7 |
233,7 |
233,7 |
233,7 |
233,7 |
|
ТЭЦ-ПВС АО "Тулачермет" |
101,5 |
101,5 |
101,5 |
101,5 |
101,5 |
101,5 |
|
ТЭЦ-ПВС ПАО "Косогорский металлургический завод" |
24 |
24 |
24 |
24 |
24 |
24 |
|
Первомайская ТЭЦ филиала АО "Щекиноазот" |
105 |
105 |
105 |
105 |
105 |
105 |
|
Потребление мощности, МВт |
1753 |
1818 |
1838 |
1898 |
1916 |
1941 |
|
Выработка электроэнергии, всего, млн кВт·ч |
5615 |
5880 |
5888 |
5972 |
5882 |
5905 |
|
Электропотребление, млн кВт·ч |
11162 |
11382 |
11481 |
11918 |
12035 |
12134 |
|
Сальдо перетоков электрической энергии, млн кВт·ч |
5547 |
5502 |
5593 |
5946 |
6153 |
6229 |
|
Региональный прогноз потребления электроэнергии и мощности | ||||||
|
Установленная мощность электростанций, МВт |
1614,3 |
1573,3 |
1573,3 |
1573,3 |
1573,3 |
1573,3 |
|
в том числе по станциям: |
|
|
|
|
|
|
|
Черепетская ГРЭС |
450 |
450 |
450 |
450 |
450 |
450 |
|
Щекинская ГРЭС |
400 |
400 |
400 |
400 |
400 |
400 |
|
Алексинская ТЭЦ |
165,2 |
124,2 |
124,2 |
124,2 |
124,2 |
124,2 |
|
Ефремовская ТЭЦ |
135 |
135 |
135 |
135 |
135 |
135 |
|
Новомосковская ГРЭС |
233,7 |
233,7 |
233,7 |
233,7 |
233,7 |
233,7 |
|
ТЭЦ-ПВС АО "Тулачермет" |
101,5 |
101,5 |
101,5 |
101,5 |
101,5 |
101,5 |
|
ТЭЦ-ПВС ПАО "Косогорский металлургический завод" |
24 |
24 |
24 |
24 |
24 |
24 |
|
Первомайская ТЭЦ филиала АО "Щекиноазот" |
105 |
105 |
105 |
105 |
105 |
105 |
|
Потребление мощности, МВт |
1796 |
1894 |
2000 |
2326 |
2669 |
2749 |
|
Выработка электроэнергии, всего, млн кВт·ч |
5263 |
5469 |
5403 |
5373 |
5343 |
5343 |
|
Электропотребление, млн кВт·ч |
11429 |
12071 |
12697 |
14839 |
16833 |
17345 |
|
Сальдо перетоков электрической энергии, млн кВт·ч |
6166 |
6603 |
7294 |
9466 |
11490 |
12002 |
Сведения о производстве электрической энергии по данным генерирующих компаний Тульской области на период до 2027 года, учтенные в рамках регионального прогнозного баланса мощности энергосистемы Тульской области на период до 2027 года, представлены в таблице 3.12.
Таблица 3.12. Производство электрической энергии на 2022 - 2027 годы
по данным генерирующих компаний Тульской области, млн кВт·ч
|
Наименование |
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
2027 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1. Филиал ПАО "Квадра" - "Центральная генерация", всего: |
2331,9 |
2187,9 |
2152,9 |
2152,9 |
2152,9 |
2152,9 |
|
1.1. Ефремовская ТЭЦ |
230,2 |
251,9 |
280,3 |
280,3 |
280,3 |
280,3 |
|
1.2. Алексинская ТЭЦ |
887,6 |
840,2 |
812,6 |
812,6 |
812,6 |
812,6 |
|
1.3. Новомосковская ГРЭС |
1214,1 |
1095,8 |
1060,0 |
1060,0 |
1060,0 |
1060,0 |
|
2. ООО "Щекинская ГРЭС" |
98,7 |
350,4 |
350,4 |
350,4 |
350,4 |
350,4 |
|
3. Филиал АО "Интер РАО Электрогенерация" "Черепетская ГРЭС им. Д.Г. Жимерина": |
1577,7 |
1546,1 |
1515,2 |
1484,9 |
1455,2 |
1455,2 |
|
4. ТЭЦ-ПВС АО "Тулачермет" |
580,0 |
710,0 |
710,0 |
710,0 |
710,0 |
710,0 |
|
5. ТЭЦ-ПВС ПАО "Косогорский металлургический завод" |
130 |
130 |
130 |
130 |
130 |
130 |
|
6. Первомайская ТЭЦ АО "Щекиноазот" |
545 |
545 |
545 |
545 |
545 |
545 |
|
Итого производство электрической энергии |
5263,3 |
5469,4 |
5403,5 |
5373,2 |
5343,5 |
5343,5 |
3.4. Расчеты электрических режимов сети напряжением 110 кВ и
выше энергосистемы Тульской области на 2022 - 2027 годы
С целью выявления возможности возникновения токовых перегрузок элементов сети и отклонений от допустимого уровня напряжений на шинах подстанций в энергосистеме Тульской области выполнены серии расчетов установившихся режимов, возникающих после аварийных отключений элементов сети, как при нормальной конфигурации сети, так и в ремонтных схемах. Для перспективных этапов 2022 - 2027 годов проведён анализ параметров послеаварийных режимов, и сделана оценка их допустимости.
Расчеты электрических режимов сети 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области для нормальной и ремонтных схем, а также послеаварийных режимов в указанных схемах проводились с учетом нормативных возмущений в соответствии с требованиями Методических указаний по устойчивости энергосистем, утвержденных Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 03.08.2018 N 630 "Об утверждении требований к обеспечению надежности электроэнергетических систем, надежности и безопасности объектов электроэнергетики и энергопринимающих установок "Методические указания по устойчивости энергосистем", для режима зимних максимальных и зимних минимальных нагрузок рабочего дня, режима летних максимальных нагрузок рабочего дня и летних минимальных нагрузок выходного дня на пятилетний период для каждого года и сценариев развития региональной электроэнергетики, соответствующих базовому и региональному прогнозам потребления электроэнергии и мощности.
При выполнении расчетов электроэнергетических режимов в соответствии с требованиями ГОСТ Р 58670-2019 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Планирование развития энергосистем. Расчеты электроэнергетических режимов и определение технических решений при перспективном развитии энергосистем. Нормы и требования" необходимо учитывать следующие расчетные температурные условия:
зимний режим максимальных и минимальных нагрузок при температуре наружного воздуха плюс 5°C;
зимний режим максимальных и минимальных нагрузок при температуре наружного воздуха наиболее холодной пятидневки с обеспеченностью 0,92, с округлением до ближайшего целого значения согласно СНиП 23-01-99 "Строительная климатология" и составляет минус 24°C;
летний режим максимальных и минимальных нагрузок - при среднемесячной температуре наружного воздуха наиболее теплого летнего месяца, с округлением до ближайшего целого значения согласно СНиП 23-01-99 "Строительная климатология" и составляет плюс 19°C;
летний режим максимальных нагрузок (период экстремально высоких температур) при температуре наружного воздуха средневзвешенной по потреблению электрической мощности с обеспеченностью 0,98, с округлением в большую сторону до значения, кратного 5°C согласно СНиП 23-01-99 "Строительная климатология" и составляет плюс 30°C.
На основании расчетов электроэнергетических режимов на период 2022 - 2027 годов для базового и регионального прогнозов сделаны выводы о мероприятиях, необходимых к реализации для ввода параметров электроэнергетического режима в область допустимых значений.
С учетом расчетных температурных условий прогнозные величины потребления мощности по энергосистеме Тульской области для характерных периодов 2022 - 2027 годов для базового варианта прогноза потребления электроэнергии и мощности представлены в таблице 3.13.
С учетом расчетных температурных условий прогнозные величины потребления мощности по энергосистеме Тульской области для характерных периодов 2022 - 2027 годов для регионального варианта прогноза потребления электроэнергии и мощности представлены в таблице 3.14.
Таблица 3.13. Прогнозные величины потребления
мощности для базового варианта прогноза потребления
электроэнергии и мощности по энергосистеме Тульской
области для характерных периодов 2022 - 2027 годов
|
Потребление энергосистемы Тульской области, МВт |
Т,°С |
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
2027 |
|
Проект СиПР ЕЭС России на 2022 - 2028 годы, МВт |
-16,5 |
1753 |
1818 |
1838 |
1898 |
1916 |
1941 |
|
Зима | |||||||
|
Р мах, МВт |
-24 |
1802 |
1868 |
1889 |
1951 |
1969 |
1995 |
|
Р min, МВт |
1449 |
1502 |
1519 |
1568 |
1583 |
1604 |
|
|
Р мах, МВт |
+5 |
1626 |
1686 |
1705 |
1761 |
1777 |
1801 |
|
Р min, МВт |
1307 |
1356 |
1371 |
1416 |
1429 |
1448 |
|
|
Лето | |||||||
|
Р мах, МВт |
+19 |
1236 |
1237 |
1252 |
1296 |
1309 |
1328 |
|
Р min, МВт |
971 |
972 |
984 |
1018 |
1029 |
1044 |
|
|
Р мах, МВт |
+30 |
1261 |
1262 |
1277 |
1322 |
1335 |
1355 |
Таблица 3.14. Прогнозные величины потребления
мощности для регионального варианта прогноза
потребления электроэнергии и мощности по энергосистеме
Тульской области для характерных периодов 2022 - 2027 годов
|
Потребление энергосистемы Тульской области, МВт |
Т, |
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
2027 |
|
Региональный вариант |
-16,5 |
1796 |
1894 |
2000 |
2326 |
2669 |
2749 |
|
Зима | |||||||
|
Р мах, МВт |
-24 |
1846 |
1947 |
2056 |
2391 |
2743 |
2825 |
|
Р min, МВт |
1484 |
1565 |
1653 |
1922 |
2205 |
2271 |
|
|
Р мах, МВт |
+5 |
1666 |
1757 |
1855 |
2158 |
2476 |
2550 |
|
Р min, МВт |
1339 |
1413 |
1491 |
1735 |
1991 |
2050 |
|
|
Лето | |||||||
|
Р мах, МВт |
+19 |
1267 |
1293 |
1371 |
1613 |
1865 |
1924 |
|
Р min, МВт |
996 |
1016 |
1078 |
1268 |
1466 |
1512 |
|
|
Р мах, МВт |
+30 |
1293 |
1319 |
1399 |
1645 |
1903 |
1963 |
В расчётных схемах на этапе 2022 - 2027 годов для базового прогноза потребления электроэнергии и мощности приняты среднестатистические значения величин генерируемой активной мощности электростанций энергосистемы Тульской области, представленные в таблице 3.15.
Таблица 3.15. Загрузка генерирующего оборудования электростанций
энергосистемы Тульской области, принятая при расчетах режимов для
базового прогноза потребления электрической энергии и мощности
|
Наименование |
Среднестатистические значения величин генерируемой активной мощности электростанций энергосистемы Тульской области |
|
|
|
Летний период |
Зимний период |
|
1 |
2 |
3 |
|
Алексинская ТЭЦ | ||
|
ТГ-2 |
6 |
12 |
|
ПГУ-1 |
124,158 |
124,158 |
|
ТГ-3 |
0 |
0 |
|
Новомосковская ГРЭС | ||
|
ТГ-4 |
0 |
0 |
|
ТГ-7 |
0 |
0 |
|
ПГУ-190 |
187,65 |
187,65 |
|
Щекинская ГРЭС | ||
|
Блок 1 |
0 |
0 |
|
Блок 2 |
0 |
0 |
|
Ефремовская ТЭЦ | ||
|
ТГ-6 |
0 |
43 |
|
ТГ-7 |
17 |
0 |
|
Черепетская ГРЭС | ||
|
Блок 8 |
225 |
225 |
|
Блок 9 |
0 |
0 |
|
Электростанции промышленных предприятий | ||
|
Первомайская ТЭЦ | ||
|
ТГ-1 |
0 |
17,5 |
|
ТГ-2 |
0 |
5,4 |
|
ТГ-3 |
24,6 |
13,9 |
|
ТГ-4 |
19,9 |
16,4 |
|
ТГ-5 |
25 |
26,3 |
|
ТЭЦ ПВС ТЧМ | ||
|
ТГ-2 |
24,2 |
23,1 |
|
ТГ-3 |
3,4 |
3,4 |
|
ТГ-4 |
2,5 |
4,6 |
|
ТГ-5 |
37,4 |
42,7 |
|
ТЭЦ ПВС КМЗ | ||
|
ТГ-1 |
7,5 |
8,0 |
|
ТГ-2 |
8,0 |
8,0 |
При выполнении расчетов электроэнергетических режимов на этапе 2022 - 2027 годов для регионального прогноза потребления электроэнергии и мощности, принимался состав генерирующего оборудования электростанций Тульской области, представленный в таблице 3.16.
Таблица 3.16. Загрузка генерирующего оборудования электростанций
энергосистемы Тульской области, принятая при расчетах режимов для
регионального прогноза потребления электрической энергии и мощности
|
Наименование |
Принятые значения величин генерируемой активной мощности электростанций энергосистемы Тульской области на период 2022 - 2027 годов |
|
|
|
Летний период |
Зимний период |
|
1 |
2 |
3 |
|
Алексинская ТЭЦ | ||
|
ПГУ-1 |
124,158 |
124,158 |
|
Новомосковская ГРЭС | ||
|
ТГ-4 |
0 |
0 |
|
ТГ-7 |
0 |
0 |
|
ПГУ-190 |
187,65 |
187,65 |
|
Щекинская ГРЭС | ||
|
Блок 1 |
0 |
0 |
|
Блок 2 |
0 |
0 |
|
Ефремовская ТЭЦ | ||
|
ТГ-6 |
0 |
43 |
|
ТГ-7 |
17 |
0 |
|
Черепетская ГРЭС | ||
|
Блок 8 |
225 |
225 |
|
Блок 9 |
0 |
0 |
|
Электростанции промышленных предприятий | ||
|
Первомайская ТЭЦ | ||
|
ТГ-1 |
0 |
17,5 |
|
ТГ-2 |
0 |
5,4 |
|
ТГ-3 |
24,6 |
13,9 |
|
ТГ-4 |
19,9 |
16,4 |
|
ТГ-5 |
25 |
26,3 |
|
ТЭЦ ПВС ТЧМ | ||
|
ТГ-2 |
24,2 |
23,1 |
|
ТГ-3 |
3,4 |
3,4 |
|
ТГ-4 |
2,5 |
4,6 |
|
ТГ-5 |
37,4 |
42,7 |
|
ТЭЦ ПВС КМЗ | ||
|
ТГ-1 |
7,5 |
8,0 |
|
ТГ-2 |
8,0 |
8,0 |
Анализ результатов выполненных расчетов электроэнергетических режимов сети 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области с учётом запланированного роста нагрузок по базовому прогнозу электропотребления и мощности в период 2022 - 2027 годов при среднестатистических значениях величин генерирующей мощности электростанций энергосистемы Тульской области в режимах зимних нагрузок в нормальной схеме выявлены максимальные токовые перегрузки следующего электросетевого оборудования:
1) МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая на ПС 220 кВ Химическая (в период 2023 - 2024 годы) (максимальная токовая загрузка составляет 109% от длительно допустимого тока (1000 А));
2) МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Химическая - Арсенал на ПС 220 кВ Химическая (в период 2025 - 2027 годы) (максимальная токовая загрузка составляет 111% от длительно допустимого тока (1000 А)).
Анализ результатов выполненных расчетов электроэнергетических режимов сети 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области по базовому прогнозу в период 2022 - 2027 годов выявил токовые перегрузки следующего электросетевого оборудования при нормативном возмущении в нормальной схеме:
1) МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая на ПС 220 кВ Химическая в период 2022 - 2024 годов при отключении ВЛ 220 кВ Бегичево - Люторичи, максимальная токовая загрузка составляет 126% от АДТН 1000 А;
2) МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Химическая - Арсенал на ПС 220 кВ Химическая в период 2025 - 2027 годов при отключении ВЛ 220 кВ Бегичево - Люторичи, максимальная токовая загрузка составляет 132% от АДТН 1000 А);
3) ВЛ 220 кВ Северная - Химическая и МВ ВЛ 220 кВ Северная - Химическая на ПС 220 кВ Химическая в период 2023 - 2027 годов при отключении ВЛ 220 кВ Бегичево - Люторичи, максимальная токовая загрузка составляет 122% от АДТН 1000 А);
4) ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Михайловская в период 2025 - 2027 годов при отключении ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Арсенал, максимальная токовая загрузка составляет 109% от АДТН 1000 А).
Для ввода параметров электроэнергетических режимов в область допустимых значений рекомендуется дополнительно к принятой генерации электростанций энергосистемы Тульской области выполнить включение:
1) в режимах зимних нагрузок при температуре наружного воздуха минус 24°C:
в период 2022 - 2024 годов блока 2 на Щекинской ГРЭС 200 МВт;
в период 2025 - 2027 годов блоков 1 и 2 на Щекинской ГРЭС 400 МВт;
2) в режимах зимних нагрузок при температуре наружного воздуха плюс 5°C
в период 2022 - 2027 годов блока 2 на Щекинской ГРЭС 200 МВт.
В период 2025 - 2027 годов при работе Щекинской ГРЭС одним блоком (блока 2 200 МВт) при нормативном возмущении в нормальной схеме выявлены токовые перегрузки МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Химическая - Арсенал на ПС 220 кВ Химическая. При отключении ВЛ 220 кВ Бегичево - Люторичи, максимальная токовая загрузка составляет 109% от АДТН 1000 А).
Для ввода параметров электроэнергетических режимов в область допустимых значений было рассмотрено выполнение в качестве превентивного схемно-режимного мероприятия изменение топологии сети путем включения 1 СШ 220 кВ и 2 СШ 220 кВ Новомосковской ГРЭС на раздельную работу. Данное мероприятие позволяет снять выявленные токовые перегрузки МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Химическая - Арсенал на ПС 220 кВ Химическая при нормативном возмущении в нормальной схеме в период 2025 - 2027 годов.
В ремонтных схемах, исходя из складывающейся схемно-режимной ситуации, рекомендуется:
1) превентивно размыкать на время ремонтов МВ 1 СШ ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая на ПС 220 кВ Химическая (в период 2022 - 2023 годов);
2) превентивно размыкать на время ремонтов МВ 1 СШ ВЛ 220 кВ Химическая - Арсенал на ПС 220 кВ Химическая (в период 2024 - 2026 годов);
3) превентивно размыкать на время ремонтов транзита 110 кВ между ПС 220 кВ Бегичево и ПС 220 кВ Люторичи (одностороннее отключение ВЛ 110 кВ Ушаково - Люторичи со стороны ПС 220 кВ Люторичи) в период 2021 - 2026 годов;
4) одностороннее отключение ВЛ 110 кВ Чернь - Плавск с отпайкой на ПС Скуратово и ВЛ 110 кВ Мценск - Плавск с отпайками со стороны ПС 110 кВ Плавск;
5) на время ремонтов превентивно выполнять включение ШСВ 110 кВ на ПС 110 кВ Щегловская (с обязательным отключением выключателя на ПС 110 кВ Щегловская на КВЛ 110 кВ Перекоп - Щегловская с отпайками).
Анализ результатов установившихся электроэнергетических режимов для максимальных/минимальных нагрузок в нормальном режиме и после нормативных возмущений в сети 110-220 кВ при температуре наружного воздуха минус 24 °С, при температуре наружного воздуха плюс 5 °С, при температуре наружного воздуха плюс 19 °С и плюс 30 °С (период экстремально высоких температур) по региональному прогнозу на период 2022 - 2025 годы токовых перегрузок электросетевого оборудования в энергосистеме Тульской области не выявил.
Уровни напряжения в узлах сети 110-220 кВ находятся в диапазоне допустимых значений.
Анализ результатов выполненных расчетов электроэнергетических режимов сети 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области по региональному прогнозу в период 2022 - 2027 годов выявил токовые перегрузки следующего электросетевого оборудования при нормативном возмущении в нормальной схеме:
1) МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая на ПС 220 кВ Химическая в 2024 годов при отключении ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС - Бегичево с отпайкой на блок 1, максимальная токовая загрузка составляет 103% от АДТН 1000 А;
2) МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Химическая - Арсенал на ПС 220 кВ Химическая в период 2025 - 2027 годов при отключении ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС - Бегичево с отпайкой на блок 1, максимальная токовая загрузка составляет 118% от АДТН 1000 А);
3) ВЛ 220 кВ Северная - Химическая и МВ 2 ВЛ 220 кВ Северная - Химическая на ПС 220 кВ Химическая на ПС 220 кВ Химическая в 2026 и 2027 годах при отключении ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС - Бегичево с отпайкой на блок 1, максимальная токовая загрузка составляет 108% от АДТН 1000 А).
В рамках подключения ООО "ГРЭС-ПАРК "Советск" установка на ПС 220 кВ Химическая АОПО МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая с управляющим воздействием на отключение на ПС 220 кВ Химическая МВ 1 СШ ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая и АОПО ВЛ 220 кВ Северная - Химическая с управляющим воздействием на отключение нагрузки "ГРЭС-ПАРК "Советск" снимают перегрузку МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая/МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Химическая - Арсенал на ПС 220 кВ Химическая, ВЛ 220 кВ Северная - Химическая и МВ ВЛ 220 кВ Северная - Химическая на ПС 220 кВ Химическая.
Уровни напряжения в узлах сети 110-220 кВ находятся в диапазоне допустимых значений.
3.5. Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ и выше
на территории Тульской области на период до 2027 года
В данном разделе проведён анализ основных проблем функционирования энергосистемы Тульской области с описанием энергорайонов на территории энергосистемы Тульской области, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетических режимов за область допустимых значений.
3.5.1. Анализ развития электрических сетей
напряжением 110 кВ и выше на территории Тульской
области на период до 2027 года в соответствии с базовым
прогнозом потребления электроэнергии и мощности
Ефремовский энергорайон
Ефремовский энергорайон связан с энергосистемой Тульской области по одной ВЛ 220 кВ Бегичево - Звезда и трем транзитным, а именно ВЛ 110 кВ Звезда - Волово с отпайкой на ПС Турдей, ВЛ 110 кВ Звезда - Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Волово - Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк.
Возможности развития энергорайона зависят от пропускной способности сети 110 кВ и уровня генерации на Ефремовской ТЭЦ.
Установленная электрическая мощность Ефремовской ТЭЦ на 01.01.2022 составляет 135 МВт.
Расчеты электроэнергетических режимов были выполнены в соответствии с требованиями ГОСТ Р 58670-2019 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Планирование развития энергосистем. Расчеты электроэнергетических режимов и определение технических решений при перспективном развитии энергосистем. Нормы и требования".
При анализе установившихся электроэнергетических режимов Ефремовского энергорайона энергосистемы Тульской области, соответствующих базовому прогнозу потребления на этапах 2022 - 2027 годов, токовых перегрузок электросетевого оборудования, возникающих после аварийных возмущений в сети 110-220 кВ в нормальной и ремонтных схемах сети в режимах зимних максимальных/минимальных и летних максимальных/минимальных нагрузок, не выявлено. Уровни напряжения в узлах сети 110-220 кВ находятся в диапазоне допустимых значений.
Анализ электроэнергетических режимов сети 110 кВ и выше в Ефремовском энергорайоне энергосистемы Тульской области показал, что загрузка ЛЭП, питающих Ефремовский энергорайон, помимо нагрузки потребителей также определяется загрузкой по активной генерации Ефремовской ТЭЦ.
Тульский энергорайон
В настоящее время Тульский энергорайон включает три центра питания 220 кВ: ПС 220 кВ Тула (2х250 МВА), ПС 220 кВ Ленинская (2х200 МВА), ПС 220 кВ Металлургическая (2х125 МВА).
Рост нагрузки обусловлен реализацией инвестиционных проектов крупных предприятий, которые планируются на перспективу до 2027 года, а также увеличением электропотребления в соответствии с заявками потребителей на технологическое присоединение энергопринимающих устройств к электрическим сетям.
ПС 220 кВ Металлургическая расположена в Ленинском районе (д. Большая Еловая). Автотрансформаторы: АТ-1 и АТ-2 типа АТДЦТН 125000/220/110/10 введены в эксплуатацию в 1981 году и в 1982 году соответственно. В настоящее время схема РУ 220 кВ ПС 220 кВ Металлургическая не соответствует типовым решениям, поскольку ВЛ 220 кВ подключены к шинам через выключатели, а автотрансформаторы через отделители. Выключатели в РУ 220 кВ ПС 220 кВ Металлургическая (кроме выключателей ВЛ 220 кВ Металлургическая - Сталь 1, 2) масляные и введены в эксплуатацию в 1981 году с продлением срока службы до 2025 года. В настоящий момент в соответствии с инвестиционной программой ПАО "ФСК ЕЭС" выполняется техперевооружение ПС 220 кВ Металлургическая (схема N 220-7 Четырехугольник), ввод под напряжение предполагается выполнить в 2022 году, закрытие инвестиционного проекта предполагается в 2023 году.
При анализе установившихся режимов Тульского энергорайона энергосистемы Тульской области, соответствующих базовому прогнозу потребления на этапах 2022 - 2027 годов, токовых перегрузок электросетевого оборудования, возникающих после аварийных возмущений в сети 110-220 кВ в нормальной и ремонтных схемах сети в режимах зимних максимальных/минимальных и летних максимальных/минимальных нагрузок, не выявлено. Уровни напряжения в узлах сети 110-220 кВ находятся в диапазоне допустимых значений.
Щекинский энергорайон
Щекинский энергорайон расположен в центре Тульской области, южнее г. Тула.
Источниками генерации Щекинского энергорайона являются Щекинская ГРЭС (400 МВт), Первомайская ТЭЦ (105 МВт). Центром питания 220 кВ является ПС 220 кВ Яснополянская.
Основной потребитель, осуществляющий свою деятельность на территории Щекинского энергорайона - АО "Щёкиноазот", которое является коммерческой компанией, представляющей интересы крупных химических предприятий России, специализирующихся на производстве продуктов основной промышленной химии, инженерных пластиков, синтетических нитей, специальных продуктов в области химии - для нефте- и газодобычи, транспортировки и переработки, автомобилестроения, электронной, фармацевтической, агрохимической, целлюлозно-бумажной промышленности, водоочистки, изготовления: текстиля, строительных материалов, индустриальных и потребительских продуктов.
При анализе установившихся режимов Щекинского энергорайона энергосистемы Тульской области, соответствующих базовому прогнозу потребления на этапах 2022 - 2027 годов, токовых перегрузок электросетевого оборудования, возникающих после аварийных возмущений в сети 110-220 кВ в нормальной и ремонтных схемах сети в режимах зимних максимальных/минимальных и летних максимальных/минимальных нагрузок, не выявлено.
Уровни напряжения в узлах сети 110-220 кВ находятся в диапазоне допустимых значений.
Новомосковский энергорайон
На территории Новомосковского энергорайона Тульской области расположен крупнейший потребитель электроэнергии АО "НАК "АЗОТ", специализирующееся на производстве продуктов основной промышленной химии.
По данным ОАО "РЖД" на территории Новомосковского энергорайона с 2025 года предполагается сооружение тяговой ПС 220 кВ Арсенал (2х40 МВА) максимальной мощностью нагрузки 20,7 МВт, присоединяемой к энергосистеме заходами 220 кВ от ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая.
Анализ результатов выполненных расчетов электроэнергетических режимов сети 110 кВ и выше в Новомосковском энергорайоне энергосистемы Тульской области в схемах ремонта при нормативном возмущении максимальные токовые перегрузки следующего электросетевого оборудования:
1) МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая на ПС 220 кВ Химическая (120% от Iадтн (1000 А) в 2023 году;
2) МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Химическая - Арсенал на ПС 220 кВ Химическая (113% от Iадтн (1000 А) в 2027 году;
3) МВ ВЛ 220 кВ Северная - Химическая на ПС 220 кВ Химическая (111% от Iадтн (1000 А)) в 2023 году;
4) ВЛ 220 кВ Северная - Химическая (111% от Iадтн (1000 А) в 2023 году.
Для ввода параметров режима в область допустимых значений при подготовке ремонтных схем необходимо выполнить загрузку Щекинской ГРЭС в объеме 400 МВт в режиме зимних и летних нагрузок.
В период 2025 - 2027 годов при работе Щекинской ГРЭС одним блоком (блок 2 200 МВт) при нормативном возмущении в нормальной схеме выявлены токовые перегрузки МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Химическая - Арсенал на ПС 220 кВ Химическая. При отключении ВЛ 220 кВ Бегичево - Люторичи максимальная токовая загрузка составляет 109% от АДТН 1000 А). Для ввода параметров электроэнергетических режимов в область допустимых значений было рассмотрено выполнение в качестве превентивного схемно-режимного мероприятия изменение топологии сети путем включения 1 СШ 220 кВ и 2 СШ 220 кВ Новомосковской ГРЭС на раздельную работу. Данное мероприятие позволяет снять выявлены токовые перегрузки МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Химическая - Арсенал на ПС 220 кВ Химическая при нормативном возмущении в нормальной схеме в период 2025 - 2027 годов.
Уровни напряжения в узлах сети 110-220 кВ в режимах летних максимальных/минимальных нагрузок находятся в диапазоне допустимых значений.
Заокский энергорайон
В настоящее время электроснабжение Заокского энергорайона осуществляется от Алексинской ТЭЦ (энергосистема Тульской области) по ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ - Космос с отпайками, от ПС 220 кВ Шипово (энергосистема Тульской области) по ВЛ 110 кВ Шипово - Глебово 1 с отпайками и ВЛ 110 кВ Шипово - Глебово 2 с отпайкой на ПС Крушма и от ПС 220 кВ Протон (энергосистема Калужской области) по ВЛ 110 кВ Протон - Космос и ВЛ 110 кВ Протон - Заокская с отпайкой на ПС Яковлево.
По данным филиала ПАО "Квадра" - "Центральная генерация" на 01.01.2022 на Алексинской ТЭЦ в работе находятся: ТГ-2 - 12 МВт, ТГ-3 -29 МВт, ПГУ-1 - 124,2 МВт.
Загрузка АТ-2 на ПС 220 кВ Шипово в режимные дни за 15.12.2021 (18-00) составляла 48,08 МВА, в режимный день 16.06.2021 (10-00) АТ-2 - 28,2 МВА.
На ПС 220 кВ Протон установлены два автотрансформатора АТ-1 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА, введенный в эксплуатацию в 1998 году и АТ-2 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА, введенный в эксплуатацию в 1998 году.
В таблице 3.17 приведена загрузка АТ-1 и АТ-2 на ПС 220 кВ Протон в дни контрольного замера за 2016 - 2021 годы.
Таблица 3.17. Загрузка АТ-1 и АТ-2 на ПС 220 кВ Протон
в дни контрольного замера за 2016 - 2021 годы
|
Контрольный день замера |
Величина загрузки АТ-1 на ПС 220 кВ Протон |
Величина загрузки АТ-2 на ПС 220 кВ Протон |
||||||||
|
S, МВА |
Р, МВт |
Q, Мвар |
% |
S, МВА |
Р, МВт |
Q, Мвар |
% |
|||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
||
|
Зима максимум нагрузки |
21.12.2016 |
25,6 |
25,4 |
3,2 |
20 |
25,6 |
25,4 |
3,2 |
20 |
|
|
20.12.2017 |
34 |
33,9 |
3,9 |
27 |
27 |
34 |
3,9 |
27 |
||
|
19.12.2018 |
41 |
40,8 |
5,4 |
33 |
33 |
40,3 |
5,4 |
33 |
||
|
18.12.2019 |
отключен |
73 |
71,3 |
16,3 |
58 |
|||||
|
16.12.2020 |
38,8 |
38,1 |
7,2 |
31 |
38,2 |
37,5 |
7,1 |
31 |
||
|
Лето максимум нагрузки |
15.06.2016 |
18,6 |
17,6 |
6,2 |
15 |
18,6 |
17,6 |
6,2 |
15 |
|
|
21.06.2017 |
45 |
45,3 |
1,1 |
36 |
45 |
45,2 |
1,1 |
36 |
||
|
20.06.2018 |
18 |
17 |
4,5 |
14 |
18 |
17 |
4,5 |
14 |
||
|
19.06.2019 |
16 |
15,5 |
1,9 |
13 |
15 |
15,1 |
1,7 |
12 |
||
|
17.06.2020 |
36,2 |
36,2 |
1,4 |
29 |
35,6 |
35,5 |
3,2 |
29 |
||
|
16.06.2021 |
32,6 |
32,5 |
3 |
26 |
32,7 |
32,7 |
1,5 |
26 |
||
Анализ данных таблицы 3.19 показал, что загрузка АТ-1 и АТ-2 на ПС 220 кВ Протон в дни контрольного замера для зимнего и летнего максимума нагрузки составляла не более 36% от установленной мощности АТ, в зимний период максимальная нагрузка достигала 74 МВА, в летний 90 МВА.
Сценарий прогнозного электропотребления Тульской области c выделением нагрузки по Заокскому энергорайону на 2022 - 2027 годы для базового варианта прогноза потребления электроэнергии и мощности в соответствии с проектом "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2022 - 2028 годы" представлен в таблице 3.18.
Таблица 3.18. Прогноз спроса на электрическую энергию
и потребления мощности по Тульской области с выделением
Заокского энергорайона. Базовый прогноз
|
Наименование показателя |
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
2027 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
Электропотребление энергосистемы Тульской области, млрд кВт·ч |
11,162 |
11,382 |
11,481 |
11,918 |
12,035 |
12,134 |
|
Максимальное потребление мощности энергосистемы Тульской области, МВт |
1753 |
1818 |
1838 |
1898 |
1916 |
1941 |
|
Максимальное потребление мощности Заокского энергорайона, МВт |
105 |
106 |
107 |
109 |
109 |
110 |
С целью выявления возможного возникновения токовых перегрузок элементов электрической сети и отклонений от допустимого уровня напряжений на шинах подстанций в Заокском энергорайоне были выполнены серии электроэнергетических расчетов установившихся режимов в соответствии с требованиями ГОСТ Р 58670-2019 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Планирование развития энергосистем. Расчеты электроэнергетических режимов и определение технических решений при перспективном развитии энергосистем. Нормы и требования". Расчеты выполнены для нормальной схемы, при нормативном возмущении в нормальной схеме, при единичной ремонтной схеме после нормативного возмущения, при двойной ремонтной схеме после нормативного возмущения с учетом температурных условий.
По состоянию на 01.01.2022 была выявлена загрузка трансформаторов, превышающая длительно допустимые значения в послеаварийных и ремонтных схемах на ПС 110 кВ Заокская (в зимний и летний периоды) и ПС 110 кВ Средняя (в летний период).
С учётом мощности договоров на ТП к 01.01.2027 выявлена загрузка трансформаторов, превышающих длительно допустимые значения в послеаварийных и ремонтных схемах на объектах:
1) ПС 110 кВ Заокская;
2) ПС 110 кВ Средняя.
На ПС 110 кВ Заокская установлено два трансформатора мощностью 16 МВА каждый.
Трансформатор Т-1 мощностью 16 МВА введен в эксплуатацию в 1980 году, срок службы составляет 42 года, индекс состояния функциональных узлов равен 91,49, длительно допустимая нагрузка трансформатора зимой составляет 18,7 МВА (1,168 о.е.), летом - 15,9 МВА (0,9919 о.е.). Трансформатор Т-2 мощностью 16 МВА введен в эксплуатацию в 2008 году, срок службы составляет 14 лет, индекс состояния функциональных узлов равен 75,73, длительно допустимая нагрузка трансформатора зимой составляет 20,0 МВА (1,25 о.е.), летом - 19,1 МВА (1,1955 о.е.).
Максимальная загрузка подстанции в режимный день в период 2017-2021 годов составляла в зимний период 25,5 МВА (2020 год, температура наружного воздуха -3,6 °C), в летний период 15,32 МВА (2021 год, при температуре наружного воздуха +20,9 °C).
На рисунке 3.1 представлена однолинейная схема ПС 110 кВ Заокская.
Суммарный объем действующих договоров на ТП составляет 19,013 МВт, с учетом коэффициента реализации - 1,9 МВт.
Суммарная перспективная нагрузка ПС 110 кВ Заокская может составить в летний период 17,4 МВА, в зимний период 27,6 МВА. В соответствии с проведенным анализом прогнозируется перегрузка силовых трансформаторов. Степень загрузки силовых трансформаторов относительно длительно-допустимой нагрузки в режиме N-1 с учетом действующих договоров на ТП составит в зимний период для Т-1 147,8%, в летний период 109,8%, для Т-2 - в зимний период 138,06%, в летний период 91,14%.
По данным собственника на ПС 110 кВ Заокская существует возможность перевода нагрузки по сети 35 кВ на ПС Ясногорск в объеме 3,6 МВА.
где Sту-Kр - мощность новых потребителей, подключаемых к ПС в соответствии с ТУ на ТП, с учетом коэффициентов реализации;
Sдоп - увеличение нагрузки рассматриваемой подстанции в случае перераспределения мощности с других центров питания;
Sсрм - объем схемно-режимных мероприятий, направленных на снижение загрузки трансформаторов подстанции, в соответствии с пунктом 6.2 ГОСТ Р 58670-2019 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Планирование развития энергосистем. Расчеты электроэнергетических режимов и определение технических решений при перспективном развитии энергосистем. Нормы и требования".
С учетом перераспределения нагрузки в объеме 3,6 МВА по сети 35 кВ на ПС 110 кВ Ясногорск перспективная загрузка для Т-1 ПС 110 кВ Заокская составит зимой 127,6% (24 МВА) и летом 86,1% (13,83 МВА) по отношению к длительно допустимой нагрузке.
При этом следует отметить, что на ПС 110 кВ Ясногорск установлены два трансформатора (Т-1 и Т-2 введены в эксплуатацию в 2011 году, срок службы составляет 11 лет) мощностью по 63 МВА каждый. Суммарная перспективная нагрузка ПС 110 кВ Ясногорск с учетом действующих договоров на ТП и коэффициента их реализации составит летом 25,76 МВА, зимой 44,6 МВА. С учетом перераспределения нагрузки в объеме 3,6 МВА, суммарная перспективная нагрузка ПС 110 кВ Ясногорск составит летом 29,36 МВА, зимой 47,66 МВА, что не превысит длительно допустимую нагрузку.
Для исключения превышения ДДТН трансформаторов на ПС 110 кВ Заокская, необходима замена трансформаторов Т-1 и Т-2 2х16 МВА на трансформаторы мощностью не менее 24 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 25 МВА.
С учетом вышеизложенного рекомендуется замена трансформаторов Т-1 и Т-2 ПС 110 кВ Заокская на новые установленной мощностью 2х25 МВА.
По информации филиала ПАО "Россети Центр и Приволжье" - "Тулэнерго" планируется в рамках консолидации электросетевых комплексов по договорам аренды объектов незавершенного строительства электросетевого хозяйства получение во временное владение с дальнейшим приобретением от АО "Тульские городские электрические сети" ПС 110 кВ Велес и ПС 35 кВ Велегож для использования в хозяйственной деятельности. На данные ПС планируется перераспределение существующей нагрузки по сети 6-35 кВ, в том числе ПС 110 кВ Заокская, без подключения новой нагрузки энергопринимающих устройств. Перевод нагрузки в объеме не менее 5,3 МВА с ПС 110 кВ Заокская на ПС 110 кВ Велес позволит снизить загрузку трансформаторного оборудования ПС 110 кВ Заокская.
Перспективная расчетная нагрузка существующих трансформаторов ПС 110 кВ Заокская с учетом перевода нагрузки на ПС 110 кВ Велес и на ПС 110 кВ Ясногорск (в ПАР) составит:
С учетом перераспределения нагрузки на другие центры питания перспективная загрузка для Т-1 ПС 110 кВ Заокская не более 18,7 МВА.
При этом нагрузка ПС 110 кВ Велес может составить 5,3 МВА, что не превысит ДДТН установленных трансформаторов в ПАР.
Таким образом, при вводе в эксплуатацию ПС 110 кВ Велес замена трансформаторов на ПС 110 кВ Заокская не потребуется.
На ПС 110 кВ Средняя установлены трансформаторы мощностью 10 и 16 МВА. Трансформатор Т-1 мощностью 16 МВА введен в эксплуатацию в 2008 году, срок службы составляет 14 лет, индекс состояния функциональных узлов равен 94,38, длительно допустимая нагрузка трансформатора зимой составляет 20 МВА (1,25 о.е.), летом - 19,04 МВА (1,19 о.е). Трансформатор Т-2 мощностью 10 МВА введен в эксплуатацию в 1994 году, срок службы составляет 28 лет, индекс состояния функциональных узлов равен 87,34, длительно допустимая нагрузка трансформатора зимой составляет 12,5 МВА (1,25 о.е.), летом - 11,9 МВА (1,19 о.е). На конец рассматриваемого периода срок службы Т-2 составит 33 года, соответственно, длительно допустимая нагрузка трансформатора зимой составляет 11,7 МВА (1,168 о.е.), летом - 9,8 МВА (0,982 о.е).
На рисунке 3.2 представлена однолинейная схема ПС 110 кВ Средняя
Суммарный объём нагрузки по договорам на ТП на 01.01.2022 составляет 0,73 МВт, с учетом коэффициента реализации - 0,07 МВт. Возможность осуществить перераспределение нагрузки по сети 6-35 кВ отсутствует.
Суммарная перспективная нагрузка ПС 110 кВ Средняя составит летом 13,04 МВА и зимой 13,59 МВА. В соответствии с проведенным анализом, прогнозируется перегрузка силовых трансформаторов. Степень загрузки силового трансформатора Т-2 относительно длительно допустимой нагрузки в режиме N-1 с учетом действующих договоров на ТП соответственно составит в летний период 109,6%, в зимний период 108,8%. На конец рассматриваемого периода с учетом срока службы 33 года степень загрузки Т-2 составит в летний период 132,8%, в зимний период 116,45%. При этом загрузка Т-1 относительно длительно допустимой нагрузки в режиме N-1 с учетом действующих договоров на ТП соответственно составит в летний период 68,5%, в зимний период 68%, замена Т-1 не требуется.
Для исключения превышения ДДН Т-2 ПС 110 кВ Средняя необходима замена Т-2 10 МВА на новый трансформатор мощностью не менее 13,59 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 16 МВА.
С учетом вышеизложенного рекомендуется замена Т-2 ПС 110 кВ Средняя на новый установленной мощностью 16 МВА.
Анализ результатов расчетов электроэнергетических режимов сети 110 кВ и выше в Заокском энергорайоне Тульской области в период 2022 - 2027 годов токовых перегрузок электросетевого оборудования для зимних и летних максимальных нагрузок при различных температурах наружного воздуха в нормальной схеме не выявил. Уровни напряжения в узлах сети 110 кВ и выше находятся в диапазоне допустимых значений.
Анализ результатов выполненных расчетов электроэнергетических режимов сети 110 кВ и выше в ремонтной схеме после нормативного возмущения выявил токовую перегрузку ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ - Пушкинская с отпайкой на ПС Авангард. Максимальная нагрузка наблюдается в 2027 году на участке ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ-отпайка на ПС Авангард и составляет 111,5% от Iадтн (375 А).
Для ввода параметров режима в область допустимых значений при подготовке ремонтных схем предлагается выполнить загрузку Щекинской ГРЭС в объеме 200 МВт в режиме летних нагрузок.
Уровни напряжения в узлах сети 110 кВ и выше находятся в диапазоне допустимых значений.
Суворовский энергорайон
На территории Суворовского энергорайона Тульской области расположены два монопрофильных муниципальных образования (моногорода): города Белев и Суворов.
Особую роль в обеспечении реализации государственных программ Тульской области, направленных на привлечение инвесторов в моногорода Суворов и Белев, играет наличие возможностей технологического присоединения энергопринимающих устройств новых потребителей и обеспечения надежности их электроснабжения.
При анализе установившихся режимов Суворовского энергорайона энергосистемы Тульской области, соответствующих базовому прогнозу потребления на этапах 2022 - 2027 годов, токовых перегрузок электросетевого оборудования, возникающих после аварийных возмущений в сети 110-220 кВ в нормальной и ремонтных схемах сети в режимах зимних максимальных/минимальных и летних максимальных/минимальных нагрузок, не выявлено.
Уровни напряжения в узлах сети 110-220 кВ находятся в диапазоне допустимых значений.
Энергорайон Люторичи и Бегичево
В настоящее время энергорайон Люторичи и Бегичево включает в себя два центра питания 220 кВ: ПС 220 кВ Люторичи (1х125 МВА) и ПС 220 кВ Бегичево (2х120 МВА).
Технологическое присоединение энергопринимающих устройств крупных потребителей в энергорайоне Люторичи и Бегичево не предполагается.
Анализ установившихся режимов энергорайона Люторичи и Бегичево энергосистемы Тульской области, соответствующих базовому прогнозу потребления не выявил токовые перегрузки в нормальных схемах сети 110 кВ и выше.
В ремонтных схемах сети с учетом нормативного возмущения выявлены токовые перегрузки ВЛ 110 кВ Ушаково - Люторичи и ВЛ 110 кВ Ушаково - Бегичево:
Максимальная токовая нагрузка выявлена в 2027 году и составляет:
ВЛ 110 кВ Ушаково - Люторичи 149% от Iддтн (357 А);
ВЛ 110 кВ Ушаково - Бегичево 141% от Iддтн (357 А).
Для ввода параметров режима в область допустимых значений при подготовке ремонтных схем предлагается выполнить загрузку Щекинской ГРЭС в объеме 400 МВт в режимах зимних и летних нагрузок.
Альтернативным вариантом является размыкание транзита 110 кВ между ПС 220 кВ Бегичево и ПС 220 кВ Люторичи (одностороннее отключение ВЛ 110 кВ Ушаково - Люторичи со стороны ПС 220 кВ Люторичи).
Уровни напряжения в узлах сети 110-220 кВ находятся в диапазоне допустимых значений.
Мероприятия по реконструкции центров питания, характеризующихся
текущим или планируемым дефицитом пропускной способности
По состоянию на 01.01.2022 на ПС 110 кВ Заокская и ПС 110 кВ Средняя выявлено фактическое превышение допустимых значений загрузки центров питания 110 кВ. Данные объекты рекомендуются для включения в инвестиционную программу ПАО "Россети Центр и Приволжье" как объекты первой очереди.
На ПС 110 кВ Заокская установлены два трансформатора мощностью 16 МВА каждый. Максимальная загрузка подстанции, зафиксированная в режимный день в период 2017 - 2021 годов, составляет 25,5 МВА. Суммарный объем действующих договоров на ТП ПС 110 кВ Заокская на 01.01.2022 составляет 19,013 МВт, с учетом коэффициента реализации - 1,9 МВт. Выявлена недостаточная пропускная способность трансформаторов в послеаварийных и ремонтных схемах. На ПС 110 кВ Заокская рекомендуется установка трансформаторов мощностью 2х25 МВА.
Альтернативным вариантом по исключению перегрузки трансформаторного оборудования ПС 110 кВ Заокская является получение филиалом ПАО "Россети Центр и Приволжье" - "Тулэнерго" в рамках консолидации электросетевых комплексов по договорам аренды объектов незавершенного строительства электросетевого хозяйства во временное владение с дальнейшим приобретением от АО "Тульские городские электрические сети" ПС 110 кВ Велес и ПС 35 кВ Велегож для использования в хозяйственной деятельности, с целью перераспределения существующей нагрузки по сети 6-35 кВ без подключения новой нагрузки энергопринимающих устройств.
На ПС 110 кВ Средняя установлены трансформаторы мощностью 10 и 16 МВА. Максимальная нагрузка, зафиксированная в режимный день в период 2017 - 2021 годов, составила 13,52 МВА. Суммарный объём нагрузки по договорам на ТП на 01.01.2022 составляет 0,73 МВт, с учетом коэффициента реализации - 0,07 МВт. Выявлена недостаточная пропускная способность трансформаторов в послеаварийных и ремонтных схемах. Рекомендуется реконструкция ПС 110 кВ Средняя с увеличением трансформаторной мощности - заменой Т-2 с 10 МВА на 16 МВА.
Мероприятия по реконструкции электросетевых объектов, имеющих значительный физический износ
В соответствии с анализом параметров линий электропередачи 110 кВ и выше, подстанционного оборудования энергосистемы Тульской области, включая длительно и аварийно допустимые токовые загрузки, длину, марку провода, срок эксплуатации и дату последней капитальной реконструкции (ремонта), а также иных характеристик рекомендуется проведение реконструкции следующих объектов электросетевого хозяйства:
1) реконструкция ВЛ 110 кВ Пятницкая - Ясногорск.
ВЛ 110 кВ Пятницкая - Ясногорск обеспечивает электроснабжение потребителей Ясногорского района Тульской области, в том числе социально значимых объектов. ВЛ 110 кВ Пятницкая - Ясногорск после реконструкции в эксплуатации с 1996 года. Коэффициент дефектности опор (КДО) составляет 35%, коэффициент дефектности проводов (КДП) - 40%. Износ ВЛ 110 кВ Пятницкая - Ясногорск на 01.01.2021 составляет 50,89%. Данная ЛЭП находится в неудовлетворительном техническом состоянии, в связи с чем необходима реконструкция ЛЭП с заменой опор и провода (без увеличения сечения) с целью выполнения требований "Типовой инструкции по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 35 - 800 кВ (РД 34.20.504-94)";
2) реконструкция двухцепной ВЛ 110 кВ Ленинская - Мясново с отпайками, ВЛ 110 кВ Ленинская - Ратово с отпайкой на ПС Барсуки, ВЛ 110 кВ Ратово - Мясново, ВЛ 110 кВ Тула - Мясново N 1 с отпайками, ВЛ 110 кВ Тула - Мясново N 2 с отпайкой на ПС Южная. Износ ВЛ 110 кВ Ленинская - Мясново с отпайками на 01.01.2022 составляет 100%, ВЛ 110 кВ Ленинская - Ратово с отпайкой на ПС Барсуки составляет 100%, ВЛ 110 кВ Тула - Мясново N 1 с отпайками составляет 100%, ВЛ 110 кВ Тула - Мясново N 2 с отпайкой на ПС Южная составляет 100%.
Данные ЛЭП не отвечают существующим требованиям и нормам. Для улучшения технического состояния ВЛ требуется замена опор, провода (без увеличения сечения) и замена изоляторов на участке Ратово - Ленинская;
3) реконструкция ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС - Плавск с отпайкой на ПС Смычка, ВЛ 110 кВ Плавск - Лазарево с отпайкой на ПС Смычка, ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС - Лазарево (вторая очередь).
ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС - Плавск с отпайкой на ПС Смычка, ВЛ 110 кВ Плавск - Лазарево с отпайкой на ПС Смычка, ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС - Лазарево находятся в эксплуатации с 1957 года и обеспечивают транзит 110 кВ Щекинская ГРЭС - Плавск - Мценск. От данного транзита питается значительное число ответственных потребителей, в том числе тяговые подстанции ОАО "РЖД" (ПС 110 кВ Плавск, ПС 110 кВ Лазарево, ПС 110 кВ Скуратово). Линия выполнена в двухцепном исполнении и имеет неудовлетворительное техническое состояние, вызванное повреждением стального сердечника при плавке гололеда в 1966, 1969, 1973 годах, большим количеством ремонтных соединений. Износ ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС - Плавск с отпайкой на ПС Смычка на 01.01.2022 составляет 40,88% и ВЛ 110 кВ Плавск - Лазарево с отпайкой на ПС Смычка на 01.01.2022 составляет 43,18%. Согласно последнему акту обследования данные линии находятся в неудовлетворительном состоянии и не соответствуют требованиям "Типовой инструкции по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 35-800 кВ (РД 34.20.504-94)". Необходима реконструкция ЛЭП с заменой опор и провода (без увеличения сечения);
4) реконструкция ВЛ 110 кВ Звезда - Бегичево с отпайками, ВЛ 110 кВ Волово - Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк и ВЛ 110 кВ Звезда - Волово с отпайкой на ПС Турдей.
Двухцепная ВЛ 110 кВ Волово - Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк и ВЛ 110 кВ Звезда - Бегичево с отпайками находятся в эксплуатации с 1960 года. На линии промежуточные ж/б опоры имеют растрескивание и осыпание бетона с оголением арматуры, разрушение фундаментов металлических опор. В процессе эксплуатации с 1960 года от воздействия гололедно-ветровых нагрузок и грозовых перенапряжений провод АС-120 имеет многочисленные повреждения, ремонтные бандажи и муфты. Повреждение проводов и грозотроса вызвано несоответствием конструктивного исполнения ВЛ РКУ. Поддерживающая и сцепная арматура подвержена коррозии и имеет износ более 20%. Имели место случаи разрушения железобетонных опор с их падением в 1990 и 1997 годах. Провода имеют коррозию стального сердечника 5-20%. Бухгалтерский износ ВЛ 110 кВ Звезда - Бегичево с отпайками составляет 96,07% и для ВЛ 110 кВ Звезда - Волово с отпайкой на ПС Турдей составляет 58,71%. Для данных ВЛ коэффициент дефектности опор составляет 60%, коэффициент дефектности проводов - 65%). Согласно последнему акту обследования данные линии находятся в неудовлетворительном состоянии, не соответствуют требованиям "Типовой инструкции по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 35-800 кВ (РД 34.20.504-94)", чем определена необходимость замены опор и провода (без увеличения сечения);
5) реконструкция ВЛ 110 кВ Труново - Советская.
ВЛ 110 кВ Труново - Советская введена в эксплуатацию в 1956 году с целью обеспечения надежного электроснабжения потребителей Киреевского, Щекинского районов и для обеспечения транзита 110 кВ между Щекинской ГРЭС и ПС 220 кВ Бегичево. Значительный износ деревянных опор, на которых выполнена ВЛ 110 кВ Труново - Советская, и линейной арматуры приводит к частым отключениям. Износ ВЛ 110 кВ Труново - Советская на 01.01.2022 составляет 100%. Техническое состояние ВЛ 110 кВ не соответствуют требованиям "Типовой инструкции по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 35-800 кВ (РД 34.20.504-94)". Данная ЛЭП находится в неудовлетворительном техническом состоянии, в связи с чем необходима реконструкция ЛЭП с заменой опор и провода (без увеличения сечения);
6) реконструкция ВЛ 110 кВ Мценск - Плавск с отпайками.
ВЛ 110 кВ Мценск - Плавск с отпайками введена в эксплуатацию в 1957 году и связывает энергосистему Орловской области с Щекинским энергорайоном энергосистемы Тульской области. Реконструкция этой линии электропередачи предусмотрена с целью приведения ее к требованиям действующих нормативно-технических документов и повышения надежности функционирования распределительного электросетевого комплекса. Износ ВЛ 110 кВ Мценск - Плавск с отпайками составляет 100,0%. Данная ЛЭП находится в неудовлетворительном техническом состоянии, в связи с чем необходима реконструкция ЛЭП с заменой опор и провода (без увеличения сечения) с целью выполнения требований "Типовой инструкции по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 35-800 кВ (РД 34.20.504-94)";
7) реконструкция ВЛ 110 кВ Узловая - Северная.
ВЛ 110 кВ Узловая - Северная введена в эксплуатация в 1948 году и предназначена для электроснабжения города Узловая. Реконструкция этой линии электропередач предусмотрена с целью повышения надежности функционирования электросетевого комплекса для обеспечения бесперебойного энергоснабжения объектов, а также повышения пропускной способности для обеспечения бесперебойного энергоснабжения объектов с учетом перспективы повышения нагрузки к 2025 году. Износ ВЛ 110 кВ Узловая - Северная составляет 100%. В связи с невозможностью восстановления требуемых НТД технических характеристик оборудования, и как следствие, возможностью аварийного отключения или повреждения оборудования ВЛ необходима реконструкция ЛЭП протяженностью 14,59 км, в том числе 2,5 км в двухцепном исполнении с заменой опор (без увеличения сечения провода) с целью выполнения требований "Типовой инструкции по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 35-800 кВ (РД 34.20.504-94)".
На основании проведённого в схеме и программе анализа работы энергосистемы Тульской области по базовому прогнозу потребления электроэнергии и мощности на период 2022-2027 сделаны следующие выводы:
1) прогнозный прирост максимума нагрузки в энергосистеме Тульской области к 2027 году составляет 262 МВт по отношению к факту 2021 года, при этом основная его часть приходится на Щекинский энергорайон;
2) за последние 5 лет (2017-2021) выведено из эксплуатации 986 МВт генерирующих мощностей (установленная мощность электростанций сократилась практически вдвое). Установленная мощность электростанций энергосистемы Тульской области на конец 2027 года составит 1614,3 МВт;
3) с целью поддержания параметров электроэнергетических режимов в области допустимых значений с учётом ввода новых крупных потребителей по имеющимся ТУ на ТП необходимо выполнить схемно-режимные мероприятия по изменению топологии сети и обеспечить готовность к несению нагрузки Щекинской ГРЭС в требуемом по схемно-режимной ситуации объёме;
4) при работе Щекинской ГРЭС одним блоком (блок 2 мощностью 200 МВт) в период 2025 - 2027 годов рекомендуется выполнение дополнительных схемно-режимных мероприятий по изменению топологии сети;
5) отмечен существенный срок эксплуатации и износ магистрального сетевого комплекса в условиях сокращающейся внутренней генерации на электростанциях региона;
6) отмечено превышение длительно допустимой загрузки трансформаторов в послеаварийных и ремонтных схемах в Заокском энергорайоне энергосистемы Тульской области на ПС 110 кВ Заокская и ПС 110 кВ Средняя;
7) разработан перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию электросетевого комплекса 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области на 2022 - 2027 годы (таблица 3.28), выполнение которых необходимо для обеспечения прогнозного спроса на электрическую энергию (мощность), исключения неудовлетворительного технического состояния объектов, а также для обеспечения надёжного энергоснабжения и качества электрической энергии на территории Тульской области на 2022 - 2027 годы в рамках базового прогноза потребления электроэнергии и мощности.
3.5.2. Анализ развития электрических сетей напряжением
110 кВ и выше на период до 2027 года в соответствии с региональным
прогнозом потребления электроэнергии и мощности
Наименование ПС новых присоединяемых потребителей в расчетах электроэнергетических режимов принято условно. В соответствии с требованиями пункта 99 Правил технологического функционирования электроэнергетических систем, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 13 августа 2018 г. N 937, диспетчерские наименования подстанций должны определяться на стадии конкретного проектирования и подключения к сети 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области.
Рассмотренные варианты присоединения новых потребителей к сети 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области и соответствующие им технические решения являются предварительными и должны уточняться в рамках процедур технологического присоединения к сети и последующего проектирования.
Ефремовский энергорайон
Сценарий прогнозного электропотребления Тульской области c выделением нагрузки по Ефремовскому району на 2022 - 2027 годы для регионального варианта прогноза потребления электроэнергии и мощности представлен в таблице 3.19.
Таблица 3.19. Прогноз спроса на электрическую энергию
и потребление мощности по Тульской области с выделением
Ефремовского энергорайона. Региональный прогноз
|
Наименование показателя |
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
2027 |
|
Электропотребление энергосистемы Тульской области, млрд кВт·ч |
11,429 |
12,071 |
12,697 |
14,839 |
16,833 |
17,345 |
|
Максимум нагрузки энергосистемы Тульской области, МВт |
1796 |
1894 |
2000 |
2326 |
2669 |
2749 |
|
Совмещенный максимум нагрузки Ефремовского энергорайона, МВт |
91 |
113 |
129 |
163 |
243 |
285 |
В соответствии с техническими условиями от 20.10.2021, от 28.10.2021 на технологическое присоединение электроустановок ОАО "РЖД" на территории Ефремовского энергорайона в 2025 году предполагается выполнить:
сооружение тяговой ПС 110 кВ Непрядва (2х40 МВА) с максимальной мощностью нагрузки 23,3 МВт, присоединяемой к энергосистеме отпайками 110 кВ от ВЛ 110 кВ Звезда - Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Звезда - Волово с отпайкой на ПС Турдей;
сооружение тяговой ПС 110 кВ Любашёвка (2х40 МВА) с максимальной мощностью нагрузки 24,845 МВт, присоединяемой к энергосистеме отпайками 110 кВ от ВЛ 110 кВ Ефремов - Глюкозная N 1 с отпайкой на ПС Компрессорная и КВЛ 110 кВ Ефремовская ТЭЦ - Звезда с отпайкой на ПС Глюкозная;
реконструкцию существующих ВЛ 110 кВ Плавск - Лазарево с отпайкой на ПС Смычка и ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС - Плавск с отпайкой на ПС Смычка с образование ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС - Смычка, ВЛ 110 кВ Плавск - Смычка, ВЛ 110 кВ Плавск - Лазарево и реконструкцию РУ 110 кВ ПС 110 кВ Смычка с установкой двух линейных выключателей вновь образованных ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС - Смычка и ВЛ 110 кВ Плавск - Смычка.
В настоящее время Ефремовский район относится к территориям опережающего социально-экономического развития. Одним из участников ТОСЭР "Ефремов" предполагается ООО "Черкизово-ТЭК" с ориентировочной максимальной потребляемой мощностью 49 МВт. В связи с этим в рамках регионального прогноза потребления электрической энергии и мощности в Ефремовском энергорайоне предполагается ввод нового крупного потребителя - ТОСЭР "Ефремов" мощностью потребления 80 МВт.
Для подключения нового крупного потребителя ТОСЭР "Ефремов" мощностью потребления до 80 МВт по Варианту 1 рекомендуется сооружение новой ПС 110 кВ ТОСЭР "Ефремов" (2х80 МВА) с сооружением двух ВЛ 110 кВ Звезда - ТОСЭР "Ефремов", а также реконструкция ВЛ 110 кВ Звезда - Бегичево с отпайками, ВЛ 110 кВ Волово - Бегичево с отпайками, ВЛ 110 кВ Звезда - Волово с отпайками с увеличением пропускной способности и установка БСК 110 кВ 70 Мвар на ПС 220 кВ Звезда (рисунок 3.3). Капитальные затраты на реализацию мероприятий по Варианту 1 составят 1972,25 млн. руб.
Рассматривается альтернативный вариант подключения ООО "Черкизово-ТЭК" к сетям 110 кВ филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - "МЭС Центра" в рамках ТОСЭР "Ефремов": строительство ПС 110 кВ ТОСЭР Ефремов (2х80 МВА) со строительство ВЛ 110 кВ Звезда - ТОСЭР Ефремов и ВЛ 110 кВ Бегичево - ТОСЭР Ефремов по Варианту 2 (рисунок 3.4). Капитальные затраты на реализацию мероприятий по Варианту 2 составят 1759,17 млн. руб.
По Варианту 3 рассматривается подключение ООО "Черкизово-ТЭК" к сетям 110 кВ филиала "Россети Центр и Приволжье" - "Тулэнерго" со строительством двух отпаек от ВЛ 110 кВ Звезда - Ефремов N 1,2 на ПС 110 кВ Черкизово-ТЭК (2х40 МВА), а также реконструкцией ВЛ 110 кВ Звезда - Бегичево с отпайками, ВЛ 110 кВ Волово - Бегичево с отпайками, ВЛ 110 кВ Звезда - Волово с отпайками с увеличением пропускной способности БСК 110 кВ 70 Мвар на ПС 220 кВ Звезда. При этом ПС 110 кВ ТОСЭР Ефремов (2х40 МВА) будет питаться от ПС 220 кВ Звезда двумя ВЛ 110 кВ Звезда - ТОСЭР "Ефремов". (Рисунок 3.5). Капитальные затраты на реализацию мероприятий по Варианту 3 составят 2563,95 млн. руб.
По Варианту 4 рассматривается подключение ООО "Черкизово-ТЭК" к сетям 110 кВ филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - "МЭС Центра" со строительством ПС 110 кВ Черкизово-ТЭК (2х40 МВА) со строительством ВЛ 110 кВ Звезда - Черкизово-ТЭК N 1,2, а также реконструкция ВЛ 110 кВ Звезда - Бегичево с отпайками, ВЛ 110 кВ Волово - Бегичево с отпайками, ВЛ 110 кВ Звезда - Волово с отпайками с увеличением пропускной способности и установкой БСК 110 кВ 70 Мвар на ПС 220 кВ Звезда. При этом ПС 110 кВ ТОСЭР Ефремов (2х40 МВА) будет питаться от ПС 220 кВ Звезда двумя ВЛ 110 кВ ВЛ 110 кВ Звезда - ТОСЭР "Ефремов" (Рисунок 3.6). Капитальные затраты на реализацию мероприятий по Варианту 4 составят 2812,13 млн. руб.
Представлены возможные варианты подключения потребителей ТОСЭР Ефремов к электрической сети 110 кВ и выше Тульской области, существенное влияние на Ефремовский энергорайон оказывает подключение нагрузки газохимического комплекса АО "Щекиноазот" (в данный момент разрабатывается СВЭ и окончательный вариант подключения не определён), конкретный вариант определяется с учетом наличия на момент присоединения подтвержденных планов подключения нагрузки газохимического комплекса АО "Щекиноазот".
В зависимости от подключения новых потребителей ТОСЭР Ефремов и ООО "Черкизово-ТЭК", анализ результатов выполненных расчетов электроэнергетических режимов сети 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области при отключениях в нормальной схеме и в ремонтной схеме при нормативном возмущении выявил токовые перегрузы следующих элементов: ВЛ 110 кВ ВЛ 110 кВ Волово - Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк, ВЛ 110 кВ Звезда - Волово с отпайками, ВЛ 110 кВ Звезда - Бегичево с отпайками, а также недопустимое снижение напряжения. Для ввода параметров в область допустимых значений рекомендуется выполнить реконструкцию ВЛ 110 кВ Волово - Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк, ВЛ 110 кВ Звезда - Волово с отпайками и ВЛ 110 кВ Звезда - Бегичево с отпайками с увеличением пропускной способности (параметры реконструируемых ЛЭП необходимо определить на последующих этапах проектирования) и установку БСК 110 кВ 70 Мвар на ПС 220 кВ Звезда.
Все указанные выше варианты технических решений по обеспечению схем внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств ТОСЭР Ефремов и ООО "Черкизово-ТЭК" носят предварительный характер. Необходимость реализации указанных мероприятий, итоговый вариант и сроки строительства подлежат определению в рамках осуществления процедуры технологического присоединения в соответствии с Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N 861 и Правилами разработки и согласования схем выдачи мощности объектов по производству электрической энергии и схем внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, утвержденными приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 28.12.2020 N 1195.
На территории Ефремовского энергорайона планируется реализация газохимического комплекса АО "Щекиноазот" с заявленной мощностью 190 МВт (в 2027 году максимальная мощность составит 140 МВт, в 2028 году планируется выход на полную заявленную мощность 190 МВт, I категория надёжности). Местоположение планируемой головной ПС потребителя - 6 км севернее действующей ПС 220 кВ Звезда.
Схема электроснабжения энергорайона г. Ефремова не может обеспечить требуемый объем электрической мощности и категорию надежности для энергоснабжения газохимического комплекса АО "Щекиноазот".
Единственная в Ефремовском энергорайоне ПС 220 кВ Звезда питается по одной ВЛ 220 кВ, на ней установлен один автотрансформатор 125 МВА.
Загрузка АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Звезда составляет в среднем не более 30% и резервы мощности в существенной мере зависят от уровня генерации на Ефремовской ТЭЦ и пропускной способности прилегающей сети 110 кВ.
В настоящий момент для возможности подключения энергопринимающих устройств АО "Щекиноазот" выполняется внестадийная работа по разработке схемы внешнего электроснабжения в рамках которой рассматриваются следующие возможные варианты технических решений по обеспечению схемы внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств АО "Щекиноазот" с присоединением к сети 110 кВ и выше энергосистем Тульской и Липецкой областей:
Вариант 1:
1 этап:
1) сооружение ПС 220 кВ Щекиноазот с установкой двух трансформаторов 220/10 кВ мощностью 125 МВА каждый;
2) сооружение ВЛ 220 кВ Бегичево - Звезда N 2;
3) сооружение ВЛ 220 кВ Звезда - Щекиноазот I, II цепь;
2 этап:
1) установка на ПС 220 кВ Звезда АТ-2 220/110 кВ мощностью 125 МВА;
2) замена трансформаторов на ПС 110 кВ Кислотная на трансформаторы 110/10 кВ мощностью 80 МВА каждый.
Капитальные затраты на реализацию мероприятий по Варианту 1 составят 4 888,11 млн. руб.
Схема подключения газохимического комплекса АО "Щекиноазот" по варианту 1 представлена на рисунке 3.7.
Вариант 2:
1 этап:
1) сооружение ПС 220 кВ Щекиноазот с установкой двух трансформаторов 220/10 кВ мощностью 125 МВА каждый;
2) сооружение ВЛ 220 кВ Елецкая - Звезда;
3) сооружение ВЛ 220 кВ Звезда - Щекиноазот I, II цепь;
2 этап:
1) установка на ПС 220 кВ Звезда АТ-2 220/110 кВ мощностью 125 МВА;
2) замена трансформаторов на ПС 110 кВ Кислотная на трансформаторы 110/10 кВ мощностью 80 МВА каждый.
Капитальные затраты на реализацию мероприятий по Варианту 2 составят 4 626,51 млн. руб.
Схема подключения газохимического комплекса АО "Щекиноазот" по варианту 2 представлена на рисунке 3.8.
Вариант 3:
1) сооружение ПС 220 кВ Щекиноазот с установкой двух трансформаторов 220/10 кВ мощностью 200 МВА каждый;
2) сооружение ВЛ 220 кВ Елецкая - Щекиноазот I, II цепь.
Капитальные затраты на реализацию мероприятий по Варианту 3 составят 4 345,91 млн. руб.
Схема подключения газохимического комплекса АО "Щекиноазот" по варианту 3 представлена на Рисунке 3.9.
Все указанные выше варианты технических решений по обеспечению схем внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств АО "Щекиноазот" носят предварительный характер. Необходимость реализации указанных мероприятий, итоговый вариант и сроки строительства подлежат определению в рамках осуществления процедуры технологического присоединения в соответствии с Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N 861 и Правилами разработки и согласования схем выдачи мощности объектов по производству электрической энергии и схем внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, утвержденными приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 28.12.2020 N 1195.
Тульский энергорайон
В настоящее время Тульский энергорайон включает три центра питания 220 кВ: ПС 220 кВ Тула (2х250 МВА), ПС 220 кВ Ленинская (2х200 МВА), ПС 220 кВ Металлургическая (2х125 МВА).
Рост нагрузки обусловлен реализацией инвестиционных проектов крупных предприятий, которые планируются на перспективу до 2027 года, а также увеличением электропотребления в соответствии с заявками потребителей на технологическое присоединение энергопринимающих устройств к электрическим сетям.
ПС 220 кВ Металлургическая расположена в Ленинском районе (д. Большая Еловая). Автотрансформаторы: АТ-1 и АТ-2 типа АТДЦТН 125000/220/110/10 введены в эксплуатацию в 1981 году и в 1982 году соответственно. В настоящее время схема РУ 220 кВ ПС 220 кВ Металлургическая не соответствует типовым решениям, поскольку ВЛ 220 кВ подключены к шинам через выключатели, а автотрансформаторы через отделители. Выключатели в РУ 220 кВ ПС 220 кВ Металлургическая (кроме выключателей ВЛ 220 кВ Металлургическая - Сталь I цепь и ВЛ 220 кВ Металлургическая - Сталь II цепь) масляные и введены в эксплуатацию в 1981 году. В настоящий момент в соответствии с инвестиционной программой ПАО "ФСК ЕЭС" выполняется техперевооружение ПС 220 кВ Металлургическая (схема N 220-7 Четырехугольник), ввод под напряжение предполагается выполнить в 2022 году, закрытие инвестиционного проекта предполагается в 2023 году.
Сценарий прогнозного электропотребления Тульской области c выделением нагрузки по Тульскому энергорайону на 2022 - 2027 годы для регионального варианта прогноза потребления электроэнергии и мощности представлен в таблице 3.20.
Таблица 3.20. Прогноз спроса на электрическую энергию
и потребление мощности по Тульской области с выделением
Тульского энергорайона. Региональный прогноз
|
Наименование показателя |
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
2027 |
|
Электропотребление энергосистемы Тульской области, млрд кВт·ч |
11,429 |
12,071 |
12,697 |
14,839 |
16,833 |
17,345 |
|
Собственный максимум нагрузки энергосистемы Тульской области, МВт |
1796 |
1894 |
2000 |
2326 |
2669 |
2749 |
|
Совмещенный максимум нагрузки Тульского энергорайона, МВт |
629 |
657 |
685 |
926 |
1179 |
1194 |
На территории Тульского энергорайона планируется реализация крупного энергоемкого производства литейно-прокатного комплекса ООО УК "Промышленно-металлургический холдинг" (далее ООО УК "ПМХ") с заявленной мощностью 557,16 МВт и развитие метизных производств заявленной мощностью 55 МВт. В настоящий момент для определения мероприятий по обеспечению схемы внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств ООО УК "ПМХ" (ЛПК-2 и метизное производство) выполняется внестадийная работа по разработке схемы внешнего электроснабжения. В рамках внестадийной работы рассматриваются следующие возможные варианты технических решений по обеспечению схемы внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств ООО УК "ПМХ":
Вариант 1:
1) сооружение ПС 220 кВ ПМХ;
2) сооружение заходов ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Алексинская ТЭЦ на ПС 220 кВ ПМХ;
3) сооружение заходов ВЛ 220 кВ Алексинская ТЭЦ - Ленинская на ПС 220 кВ ПМХ;
4) сооружение ВЛ 220 кВ Северная - ПМХ I, II цепь;
5) сооружение ВЛ 220 кВ Северная - Химическая N 2;
6) сооружение ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Михайловская N 2;
7) сооружение ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Химическая N 2.
Капитальные затраты на реализацию мероприятий по Варианту 1 составят 10 141,84 млн. руб.
Схема подключения литейно-прокатного комплекса ООО УК "ПМХ" по варианту 1 представлена на рисунке 3.10.
Вариант 2:
1) сооружение ПС 500 кВ Новая Тула с установкой трансформаторов:
двух трансформаторов 500/10 кВ мощностью по 250 МВА каждый;
двух трансформаторов 500/35 кВ мощностью по 150 МВА каждый;
одного трансформатора 500/35 кВ 63 МВА;
2) строительство заходов от ВЛ 500 кВ Смоленская АЭС - Михайловская на ПС 500 кВ Новая Тула.
Капитальные затраты на реализацию мероприятий по Варианту 2 составят 8 242,61 млн. руб.
Схема подключения литейно-прокатного комплекса ООО УК "ПМХ" по варианту 2 представлена на рисунке 3.11.
Вариант 3:
1) сооружение ПС 500 кВ Новая Тула с установкой трех АТ 500/220 кВ мощностью 3167 МВА каждый;
2) сооружение заходов ВЛ 500 кВ Смоленская АЭС - Михайловская на ПС 500 кВ Новая Тула;
3) сооружение заходов ВЛ 220 кВ Тула - Металлургическая на ПС 500 кВ Новая Тула;
4) сооружение заходов ВЛ 220 кВ Тепличная - Тула с отпайкой на ПС Яснополянская на ПС 500 кВ Новая Тула;
5) сооружение ПС 220 кВ ПМХ;
6) сооружение двух двухцепных ЛЭП 220 кВ ПМХ - Новая Тула.
Капитальные затраты на реализацию мероприятий по Варианту 3 составят 13 646,28 млн. руб.
Схема подключения литейно-прокатного комплекса ООО УК "ПМХ" по варианту 3 представлена на рисунке 3.12.
Все указанные выше варианты технических решений по обеспечению схем внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств ООО УК "ПМХ" носят предварительный характер. Необходимость реализации указанных мероприятий, итоговый вариант и сроки строительства подлежат определению в рамках осуществления процедуры технологического присоединения в соответствии с Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N 861 и Правилами разработки и согласования схем выдачи мощности объектов по производству электрической энергии и схем внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, утвержденными приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 28.12.2020 N 1195.
Анализ результатов выполненных расчетов электроэнергетических режимов сети 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области в ремонтной схеме при нормативном возмущении выявил максимальную токовую перегрузку КВЛ 110 кВ ТЭЦ Тулачермет - Металлургическая 127% от Iддтн (544 А).
Для ввода параметров режима в область допустимых значений при подготовке ремонтной схемы предлагается выполнить включение ШСВ 110 кВ на ПС 110 кВ Щегловская (с обязательным отключением выключателя на ПС 110 кВ Щегловская на КВЛ 110 кВ Перекоп - Щегловская с отпайками).
Рассмотренные выше варианты присоединения новых потребителей к сети 220 кВ и выше Тульского энергорайона и соответствующие им технические решения являются предварительными и должны уточняться в рамках процедур технологического присоединения к сети и последующего проектирования.
Заокский энергорайон
Сценарий прогнозного электропотребления Тульской области c выделением нагрузки по Заокскому энергорайону на 2022 - 2027 годы для регионального варианта прогноза потребления электроэнергии и мощности представлен в таблице 3.21.
Таблица 3.21. Прогноз спроса на электрическую энергию
и потребления мощности по Тульской области с выделением
Заокского энергорайона. Региональный прогноз
|
Наименование показателя |
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
2027 |
|
Электропотребление энергосистемы Тульской области, млрд кВт·ч |
11,429 |
12,071 |
12,697 |
14,839 |
16,833 |
17,345 |
|
Собственный максимум нагрузки энергосистемы Тульской области, МВт |
1796 |
1894 |
2000 |
2326 |
2669 |
2749 |
|
Совмещенный максимум нагрузки Заокского энергорайона, МВт |
108 |
112 |
123 |
123 |
122 |
122 |
В рассматриваемый период 2022 - 2027 годов в Заокском районе Тульской области планируется реализация мероприятия по технологическому присоединению энергопринимающих устройств ТОСЭР "Алексин" максимальной мощностью 24,55 МВт.
В качестве основных центров питания ТОСЭР "Алексин" Заокского энергорайона рассматривались ПС 220 кВ Шипово и шины 110 кВ Алексинской ТЭЦ, предлагается выполнить следующие мероприятия:
1) сооружение новой ПС 110 кВ ТОСЭР Алексин (2х25 МВА);
2) сооружение двух новых ВЛ 110 кВ Шипово - ТОСЭР Алексин и ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ - ТОСЭР Алексин.
С учётом мощности договоров на ТП к 01.01.2027 выявлена загрузка трансформаторов, превышающих длительно допустимые значения в послеаварийных и ремонтных схемах на объектах:
1) ПС 110 кВ Заокская;
2) ПС 110 кВ Средняя.
Суммарный объем действующих договоров на ТП ПС 110 кВ Заокская на 01.01.2022 и заявок на подключение новых потребителей составляет 22,428 МВт, с учетом коэффициента реализации - 3,94 МВт.
Суммарная перспективная нагрузка ПС 110 кВ Заокская для регионального сценария составит летом 20,3 МВА, зимой 29,88 МВА.
По данным собственника на ПС 110 кВ Заокская существует возможность перевода нагрузки по сети 35 кВ на ПС Ясногорск в объеме 3,6 МВА.
По данным филиала ПАО "Россети Центр и Приволжье" - "Тулэнерго" планируется в рамках консолидации электросетевых комплексов по договорам аренды объектов незавершенного строительства электросетевого хозяйства получение во временное владение с дальнейшим приобретением от АО "Тульские городские электрические сети" ПС 110 кВ Велес и ПС 35 кВ Велегож для использования в хозяйственной деятельности. На данные ПС планируется перераспределение существующей нагрузки по сети 6-35 кВ с ПС 110 кВ Заокская, без подключения новой нагрузки энергопринимающих устройств.
Суммарный объем действующих договоров на ТП ПС 110 кВ Средняя на 01.01.2022 и заявок на подключение новых потребителей составляет 0,752 МВт с учетом коэффициента реализации - 0,08 МВт.
При коэффициенте реализации объёма мощности по договорам на ТП на 01.01.2022 суммарная перспективная нагрузка ПС 110 кВ Средняя составит летом 13,04 МВА и зимой 13,59 МВА. В связи с этим на ПС 110 кВ Средняя рекомендуется реконструкция ПС 110 кВ Средняя с увеличением трансформаторной мощности - заменой Т-2 с 10 МВА на 16 МВА (нормативная нагрузочная способность нового трансформатора мощностью 16 МВА в зимний период равна 20 МВА, в летний период - 18,4 МВА).
Участок схемы электрической сети 110 кВ и выше Заокского энергорайона после реконструкции представлен на рисунке 3.13.
Анализ результатов расчетов электроэнергетических режимов сети 110 кВ и выше в Заокском энергорайоне энергосистемы Тульской области на этапе 2022 - 2027 годов для зимних максимальных/минимальных и летних максимальных/минимальных нагрузок при различных температурах наружного воздуха токовых перегрузок не выявил.
Уровни напряжения в узлах сети 110-220 кВ энергосистемы Тульской области находятся в диапазоне допустимых значений.
Рассмотренные выше варианты присоединения новых потребителей к сети 220 кВ и выше Заокского энергорайона и соответствующие им технические решения являются предварительными и должны уточняться в рамках процедур технологического присоединения к сети и последующего проектирования.
Щекинский энергорайон
Сценарий прогнозного электропотребления Тульской области c выделением нагрузки по Щекинскому энергорайону на 2022 - 2027 годы для регионального варианта прогноза потребления электроэнергии и мощности представлен в таблице 3.22.
Таблица 3.22. Прогноз спроса на электрическую энергию
и потребления мощности по Тульской области с выделением
Щекинского энергорайона. Региональный прогноз
|
Наименование показателя |
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
2027 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
Электропотребление энергосистемы Тульской области, млрд кВт ч |
11,429 |
12,071 |
12,697 |
14,839 |
16,833 |
17,345 |
|
Максимум нагрузки энергосистемы Тульской области, МВт |
1796 |
1894 |
2000 |
2326 |
2669 |
2749 |
|
Совмещенный максимум нагрузки Щекинского энергорайона, МВт |
355 |
358 |
377 |
391 |
395 |
407 |
Согласно утвержденным техническим условиям на технологическое присоединение планируется прирост нагрузки АО "Щекиноазот" на 40 МВт с 2022 г. В связи с растущей нагрузкой АО "Щекиноазот" реализуется ввод новой ПС 110 кВ Карбамид с установкой двух трансформаторов мощностью по 60 МВА и сооружением двух КЛ 110 кВ на ПС 220 кВ Яснополянская с расширением ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Яснополянская на две линейные ячейки.
Также согласно утвержденным техническим условиям на технологическое присоединение планируется прирост нагрузки ООО "ГРЭС-ПАРК "Советск" на 49,5 МВт с 2024 г. Выполнение присоединения энергопринимающих устройств потребителя планируется на сооружаемой новой линейной ячейке 13,8 кВ в ГРУ 13,8 кВ Щекинской ГРЭС.
С 2018 года на территории Щекинского района сооружается ООО Тепличный комплекс "Тульский", который увеличивает потребление Щекинского района на 150 МВт, потребление за 2021 год составило 38 МВт.
Для обеспечения надежного электроснабжения ООО Тепличный комплекс "Тульский" в 2020 году введена в эксплуатацию ПС 220 кВ Тепличная с трансформаторной мощностью 1х80 МВА (устанавливается второй трансформатор мощностью 80 МВА с выходом на общую мощность 160 МВА (2х80 МВА) и сооружены заходы от ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС - Тула N 2 с отпайкой на ПС Яснополянская на ПС 220 кВ Тепличная длиной 2х1 км, выполненные проводом АС-400.
Анализ результатов выполненных расчетов электроэнергетических режимов сети 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области для режимов зимних и летних минимальных нагрузок при различных температурах наружного воздуха по региональному прогнозу в период 2022 - 2027 годов выявил максимальные токовые перегрузки следующего электросетевого оборудования при нормативном возмущении в ремонтной схеме:
ВЛ 110 кВ Чернь - Плавск с отпайкой на ПС Скуратово (участок ВЛ 110 кВ Плавск - отпайка на ПС Скуратово) 150% от Iддтн (300 А);
ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС - Плавск с отпайкой на ПС Смычка (участок ВЛ 110 кВ Плавск - отпайка на ПС Смычка) 150% от Iддтн (300 А);
ВЛ 110 кВ Плавск - Лазарево с отпайкой на ПС Смычка (участок ВЛ 110 кВ Плавск - отпайка на ПС Смычка) 126% от Iддтн (300 А);
ВЛ 110 кВ Мценск - Плавск с отпайками (участок ВЛ 110 кВ Плавск - отпайка на ПС Скуратово) 150% от Iддтн (300 А).
Для предотвращения появления токовых перегрузок транзита 110 кВ Щекинская ГРЭС - Плавск - Чернь и 110 кВ Лазарево - Плавск - Мценск, исходя из схемно-режимной ситуации, рекомендуется в ремонтных схемах одностороннее отключение ВЛ 110 кВ Чернь - Плавск с отпайкой на Скуратово и ВЛ 110 кВ Мценск - Плавск с отпайками со стороны ПС 110 кВ Плавск.
Уровни напряжения в узлах сети 110-220 кВ находятся в диапазоне допустимых значений.
Новомосковский энергорайон
На территории Новомосковского энергорайона Тульской области расположен крупнейший потребитель электроэнергии АО "НАК "АЗОТ", второй по объемам выпуска российский производитель азотных удобрений и аммиака.
Сценарий прогнозного электропотребления Тульской области c выделением нагрузки по Новомосковскому энергорайону на 2022 - 2027 годы для регионального прогноза потребления электроэнергии и мощности представлен в таблице 3.23.
Таблица 3.23. Прогноз спроса на электрическую энергию
и потребление мощности по Тульской области с выделением
Новомосковского энергорайона. Региональный прогноз
|
Наименование показателя |
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
2027 |
|
Электропотребление энергосистемы Тульской области, млрд кВт·ч |
11,429 |
12,071 |
12,697 |
14,839 |
16,833 |
17,345 |
|
Собственный максимум нагрузки энергосистемы Тульской области, МВт |
1796 |
1894 |
2000 |
2326 |
2669 |
2749 |
|
Совмещенный максимум нагрузки Новомосковского энергорайона, МВт |
338 |
378 |
404 |
441 |
450 |
461 |
В соответствии с техническими условиями от 07.05.2019 на технологическое присоединение электроустановок ОАО "РЖД" на территории Новомосковского энергорайона в 2025 года предполагается сооружение тяговой ПС 220 кВ Арсенал (2х40 МВА) максимальной мощностью нагрузки 20,7 МВт, присоединяемой к энергосистеме заходами 220 кВ от ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая.
В соответствии с техническими условиями от 16.11.2021 на технологическое присоединение электроустановок ОАО "РЖД" на территории Новомосковского энергорайона в 2025 году предполагается сооружение тяговой ПС 110 кВ Данилово (2х40 МВА) с максимальной мощностью нагрузки 22,635 МВт, присоединяемой к энергосистеме заходами 110 кВ от ВЛ 110 кВ Узловая - Северная.
Для обеспечения электроэнергией электроприемников индустриального парка "Узловая" и ОЭЗ ППТ "Узловая" (МО Каменецкое, Узловский район, возможный рост нагрузки к 2027 году до 142,87 МВт) в настоящее время введены в эксплуатацию ПС 110 кВ Индустриальная трансформаторной мощностью 2х125 МВА и две КВЛ 110 кВ Северная - Индустриальная N 1 и КВЛ 110 кВ Северная - Индустриальная N 2 длиной по 7,2 км.
Анализ результатов выполненных расчетов электроэнергетических режимов сети 110 кВ и выше в Новомосковском энергорайоне энергосистемы Тульской области при нормативном возмущении в схемах ремонта выявил максимальные токовые загрузки следующего электросетевого оборудования:
МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая на ПС 220 кВ Химическая (в период 2023 - 2024 годов);
МВ 1, МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Химическая - Арсенал на ПС 220 кВ Химическая (в период 2025 - 2027 годов) 136% от Iддтн (1000 А);
МВ ВЛ 220 кВ Северная - Химическая на ПС 220 кВ Химическая 126% от Iддтн (1000 А);
ВЛ 220 кВ Северная - Химическая 126% от Iддтн (1000 А);
ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Михайловская 103% от Iддтн (1000 А);
МВ 1 СШ ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Химическая на ПС 220 кВ Химическая 114% от Iддтн (1000 А);
ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Химическая 114% от Iддтн (1000 А).
Перегрузки ликвидируются действием АОПО МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая с управляющим воздействием на отключение МВ 1 СШ ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая на ПС 220 кВ Химическая (АОПО устанавливается в рамках обеспечения технологического присоединения потребителей ООО "ГРЭС-ПАРК "Советск").
Ликвидации токовых перегрузок ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Химическая, МВ 1 СШ ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Химическая на ПС 220 кВ Химическая в ремонтных схемах рекомендуется выполнение в качестве превентивного схемно-режимного мероприятия изменение топологии сети путем включения 1 СШ 220 кВ и 2 СШ 220 кВ Новомосковской ГРЭС на раздельную работу.
Уровни напряжения в узлах сети 110-220 кВ находятся в диапазоне допустимых значений.
При работе Щекинской ГРЭС одним блоком (блока 2 200 МВт) в зимний максимум нагрузки 2025 года при температуре наружного воздуха минус 24 °C при нормативном возмущении в нормальной схеме выявлены токовые перегрузки ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Михайловская. При отключении ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Арсенал максимальная токовая загрузка составляет 1092 А или 109% от АДТН 1000 А. Для ввода параметров электроэнергетических режимов в область допустимых значений было рассмотрено выполнение в качестве превентивного схемно-режимного мероприятия изменение топологии сети путем включения 1 СШ 220 кВ и 2 СШ 220 кВ Новомосковской ГРЭС на раздельную работу. Данное мероприятие позволяет снять выявлены токовые перегрузки ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Михайловская при нормативном возмущении в нормальной схеме в период 2025 года.
Суворовский энергорайон
Сценарий прогнозного электропотребления Тульской области c выделением нагрузки по Суворовскому энергорайону на 2022 - 2027 годы для регионального варианта прогноза потребления электроэнергии и мощности представлен в таблице 3.24.
Таблица 3.24. Прогноз спроса на электрическую энергию
и потребление мощности по Тульской области с выделением
Суворовского энергорайона. Региональный прогноз
|
Наименование показателя |
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
2027 |
|
Электропотребление энергосистемы Тульской области, млрд кВт·ч |
11,429 |
12,071 |
12,697 |
14,839 |
16,833 |
17,345 |
|
Собственный максимум нагрузки энергосистемы Тульской области, МВт |
1796 |
1894 |
2000 |
2326 |
2669 |
2749 |
|
Совмещенный максимум нагрузки Суворовского энергорайона, МВт |
89 |
89 |
91 |
91 |
91 |
91 |
Мероприятия по развитию электросетей Суворовского энергорайона в рамках регионального сценария развития соответствуют мероприятиям, предложенным в рамках базового сценария развития.
Анализ результатов расчетов электроэнергетических режимов сети 110 кВ и выше в Суворовском энергорайоне Тульской области токовых перегрузок электросетевого оборудования не выявил. Уровни напряжения в узлах сети 110-220 кВ находятся в диапазоне допустимых значений.
Энергорайон Люторичи и Бегичево
Сценарий прогнозного электропотребления Тульской области c выделением нагрузки по энергорайону Люторичи и Бегичево на период 2022 - 2027 годов для регионального варианта прогноза потребления электроэнергии и мощности представлен в таблице 3.25.
Таблица 3.25. Прогноз спроса на электрическую энергию
и потребления мощности по Тульской области с выделением
энергорайона Люторичи и Бегичево. Региональный прогноз
|
Наименование показателя |
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
2027 |
|
Электропотребление энергосистемы Тульской области, млрд кВт·ч |
11,429 |
12,071 |
12,697 |
14,839 |
16,833 |
17,345 |
|
Собственный максимум нагрузки энергосистемы Тульской области, МВт |
1796 |
1894 |
2000 |
2326 |
2669 |
2749 |
|
Совмещенный максимум нагрузки энергорайона Люторичи и Бегичево, МВт |
186 |
187 |
191 |
191 |
189 |
189 |
Мероприятия по развитию электросетей энергорайона Люторичи и Бегичево в рамках регионального сценария развития соответствуют мероприятиям, предложенным в рамках базового сценария развития. Для предотвращения недопустимой токовой загрузки ВЛ 110 кВ Ушаково - Люторичи и ВЛ 110 кВ Ушаково - Бегичево, выявленной при нормативном возмущении в ремонтных схемах является размыкание транзита 110 кВ между ПС 220 кВ Бегичево и ПС 220 кВ Люторичи (одностороннее отключение ВЛ 110 кВ Ушаково - Люторичи со стороны ПС 220 кВ Люторичи).
При работе Щекинской ГРЭС одним блоком (блока 2 200 МВт) в период 2025 - 2027 годов при нормативном возмущении в ремонтной схеме выявлены токовые перегрузки следующих элементов сети:
МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Химическая - Арсенал на ПС 220 кВ Химическая;
МВ 1 СШ ВЛ 220 кВ Химическая - Арсенал на ПС 220 кВ Химическая;
ВЛ 220 кВ Северная - Химическая;
МВ ВЛ 220 кВ Северная - Химическая на ПС 220 кВ Химическая;
ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Химическая;
МВ 1 СШ ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Химическая на ПС 220 кВ Химическая;
ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Михайловская;
ВЛ 110 кВ Ушаково - Люторичи;
ВЛ 110 кВ Ушаково - Бегичево.
Для ввода параметров электроэнергетических режимов в область допустимых значений рекомендуются в качестве превентивных следующие схемно-режимные мероприятия:
включение 1 СШ 220 кВ и 2 СШ 220 кВ Новомосковской ГРЭС на раздельную работу;
одностороннее отключение на ПС 220 кВ Северная ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС - Северная N 1 с отпайкой на ПС Металлургическую;
размыкание транзита с энергосистемой Орловской области по ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС - Лазарево и ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС - Смычка;
отключение ШСВ 220 кВ на ПС 220 кВ Тула;
работа Черепетской ГРЭС двумя блоками по 225 МВт на полную мощность;
отключение ШСВ 110 кВ на ПС 110 кВ Ясногорск;
отключение В 110 кВ Т-33 на Алексинской ТЭЦ;
отключение АТ-2 на ПС 220 кВ Шипово;
включение ШСВ 110 кВ ПС 110 кВ Доробино;
отключение части нагрузки ТОСЭР Ефремов;
отключение части нагрузки ООО "ГРЭС-Парк "Советск" действием АОПО ВЛ 220 кВ Северная - Химическая, АОПО ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ - Пушкинская с отпайкой на Авангард;
работа АОПО МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая с управляющим воздействием на отключение на ПС 220 кВ Химическая МВ 1 СШ ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая.
Мероприятия по организации электроснабжения объектов нового жилищного строительства
В Ефремовском энергорайоне ведется жилищное строительство. Суммарная мощность предполагаемых заявителей на подключение новых объектов жилищного строительства составляет порядка 16 МВт. Планируется создание следующего микрорайона жилой застройки:
жилая застройка на земельных участках Ефремовского района, Ясеневской с/о и п. Восточный. Максимальная мощность - 16 МВт. Электроснабжение планируется выполнить от новой ПС 110 кВ ТОСЭР Ефремов (2х80 МВА).
В Тульском энергорайоне суммарная мощность предполагаемых заявителей на подключение новых объектов жилищного строительства составляет порядка 48 МВт. Планируется создание следующих крупных микрорайонов жилой застройки:
1) территория комплексного развития "Новая Тула", Тульская область, Ленинский район, д. Нижняя Китаевка. Максимальная мощность - 8,86 МВт. Электроснабжение планируется выполнить от ПС 110 кВ Южная (3х25 МВА);
2) застройщик АО "Внешстрой" микрорайон "Красные ворота", г. Тула, Зареченский район, пересечение Московского шоссе и ул. Ключевая. Максимальная мощность - 13,67 МВт. Электроснабжение предлагается осуществлять от ПС 110 кВ Медвенка (2х16 МВА) и ПС 110 кВ Рождественская (2х16 МВА);
3) 1-ый Юго-Восточный микрорайон, г. Тула, Центральный район, 1-й Юго-Восточный микрорайон. Максимальная мощность - 7,8 МВт. Электроснабжение предлагается осуществлять от ПС 110 кВ Перекоп (Т-1 - 63 МВА, Т-2 - 60 МВА);
4) жилая застройка в Ленинском районе Тульской области (с.п. Ильинское, с. Осиновая гора). Максимальная мощность - 17,2 МВт. Электроснабжение предлагается осуществлять от ПС 110 кВ Стечкин (2х40 МВА), ПС 110 кВ Южная (3х25 МВА) и ПС 110 кВ Рождественская (2х16 МВА).
Центры питания вышеуказанных потребителей должны быть уточнены в рамках процедуры технологического присоединения к сетям.
На основании проведённого в схеме и программе анализа работы энергосистемы Тульской области по региональному прогнозу потребления электрической энергии и мощности на период 2022-2027 сделаны следующие выводы:
1) прогнозный прирост максимума нагрузки в энергосистеме Тульской области к 2027 году составляет 1070 МВт по отношению к факту 2021 года, при этом основная его часть приходится на Щекинский, Новомосковский и Ефремовский энергорайоны;
2) суммарная мощность выведенного из эксплуатации генерирующего оборудования ТЭС в энергосистеме Тульской области за период 2017 - 2021 годов составила 986 МВт. В региональном прогнозе суммарная установленная мощность электростанций в 2027 году составит 1573,3 МВт, за счет вывода из эксплуатации турбины ПР-12/90/15/7 (ТГ-2 мощностью 12 МВт) и турбины Т-29(50)-90/2 (ТГ-3 мощностью 29 МВт) Алексинской ТЭЦ;
3) для поддержания параметров электроэнергетических режимов в области допустимых значений с учётом ввода новых крупных потребителей по имеющимся ТУ на ТП необходимо выполнить схемно-режимные мероприятия по изменению топологии сети и обеспечить готовность к несению нагрузки Щекинской ГРЭС в требуемом по схемно-режимной ситуации объёме;
4) при работе Щекинской ГРЭС одним блоком (блок 2 мощностью 200 МВт) рекомендуется выполнение дополнительных схемно-режимных мероприятий по изменению топологии сети, а также отключение нагрузки новых потребителей действием ПА;
4) отмечена необходимость электросетевого строительства в Заокском, Тульском, Новомосковском, Щекинском и Ефремовском энергорайонах Тульской области;
5) отмечено превышение длительно допустимой загрузки трансформаторов в послеаварийных и ремонтных схемах в Заокском энергорайоне энергосистемы Тульской области на ПС 110 кВ Заокская и ПС 110 кВ Средняя;
6) мероприятия по электросетевому строительству носят предварительный характер. Необходимость реализации указанных мероприятий, итоговый вариант и сроки строительства подлежат определению в рамках осуществления процедуры технологического присоединения в соответствии с Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 г. N 861 и Правилами разработки и согласования схем выдачи мощности объектов по производству электрической энергии и схем внешнего электроснабжения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, утвержденными приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 28.12.2020 N 1195;
7) разработан перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию электросетевого комплекса 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области на 2022 - 2027 годы (таблица 3.29), выполнение которых необходимо для обеспечения прогнозного спроса на электрическую энергию (мощность), исключения неудовлетворительного технического состояния объектов, а также для обеспечения надёжного энергоснабжения и качества электрической энергии на территории Тульской области на 2022 - 2027 годы в рамках регионального прогноза потребления электроэнергии и мощности.
3.6. Анализ схемы внешнего электроснабжения ПС 110 кВ Велес
В рамках консолидации электросетевых комплексов по договорам аренды объектов незавершенного строительства электросетевого хозяйства филиал ПАО "Россети Центр и Приволжье" - "Тулэнерго" планирует приобретение во временное владение с дальнейшим приобретением от АО "Тульские городские электрические сети" ПС 110 кВ Велес и ПС 35 кВ Велегож для использования в хозяйственной деятельности, с целью перераспределения существующей нагрузки по сети 6-35 кВ без подключения новой нагрузки энергопринимающих устройств.
ПС 110 кВ Велес располагается в Тульской области, Заокский район, 400 м севернее д. Искань.
В соответствии с техническими решениями работы по титулу "Заокский р-н, Тульская область, ПС 110/35/10 кВ Велес" на ПС 110 кВ устанавливается два трансформатора общей мощностью 32 МВА (2х16 МВА). Присоединение ПС 110 кВ Велес планируется путем сооружения отпаек от ВЛ 110 кВ Космос - Заокская с отпайкой на ПС Яковлево и ВЛ 110 кВ Протон - Заокская с отпайкой на ПС Яковлево (2х0,2 км). На данный момент к ПС 110 кВ Велес не подключены потребители.
Однолинейная схема ПС 110 кВ Велес представлена на рисунке 3.14.
Перевод нагрузки в объеме не менее 5,3 МВА в базовом варианте прогноза спроса на электроэнергию и мощность и 7,14 МВА в региональном варианте с ПС 110 кВ Заокская на ПС 110 кВ Велес позволит снизить загрузку трансформаторного оборудования ПС 110 кВ Заокская в ПАР ниже длительно допустимой нагрузки (18,7 МВА), что позволит исключить мероприятия по замене трансформаторов на ПС 110 кВ Заокская с 2х16 МВА на 2х25 МВА. Суммарная величина нагрузки ПС 110 кВ Заокская составит при этом не более 18,7 МВА.
Участок схемы электрической сети 110 кВ и выше Заокского энергорайона с учетом подключения ПС 110 кВ Велес представлен на рисунке 3.15.
Ввод в работу ПС 110 кВ Велес не приведет к изменению перетоков мощности по воздушной ВЛ 110 кВ Протон - Заокская с отпайкой на ПС Яковлево и не повлияет на режим работы ПС 220 кВ Протон, принадлежащей НИЦ "Курчатовский институт".
Было выполнено технико-экономическое сравнение вариантов (вариант 1: реконструкция ПС 110/35/10 Заокская с заменой трансформаторов 2х16 МВА на трансформаторы напряжением 110/35/10 мощностью 2х25 МВА; вариант 2: подключение ПС 110 кВ Велес трансформаторной мощностью 32 МВА (2х16 МВА) с сооружения отпаек от ВЛ 110 кВ Космос - Заокская с отпайкой на ПС Яковлево и ВЛ 110 кВ Протон - Заокская с отпайкой на ПС Яковлево).
Результаты технико-экономического сравнения представлены в таблице 3.26.
Таблица 3.26. Результаты технико-экономического сравнение вариантов
|
Наименование |
Вариант 1 |
Вариант 2 |
|
Капитальные затраты, млн руб. |
136,38 |
4,50 |
|
То же в % |
3031% |
100% |
|
Расходы по эксплуатации и обслуживанию объектов (без амортизации) за расчетный период, млн руб. |
120,70 |
0,54 |
|
Суммарные дисконтированные затраты, млн руб. |
174,94 |
4,33 |
|
То же в % |
4040% |
100% |
По результатам выполнения технико-экономического сравнения рекомендуется ввод в работу ПС 110 кВ Велес (2х16 МВА) с подключением отпайками от ВЛ 110 кВ Космос - Заокская с отпайкой на ПС Яковлево и ВЛ 110 кВ Протон - Заокская с отпайкой на ПС Яковлево (2х0,2 км).
3.7. Анализ эффективности и перспективы эксплуатации ПС 110 кВ Олень
ПС 110 кВ Олень располагается в Тульской области, Киреевский район, с. Дедилово, территория АО "Киреевский завод легких металлоконструкций".
Приобретение ПАО "Россети Центр и Приволжье" оборудование ПС 110 кВ Олень у ООО "Спецэнергомаш" планируется путем заключения прямого договора купли-продажи.
ПС 110 кВ Олень подключена к сетям 110 кВ энергосистемы Тульской области по двум тупиковым ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Труново.
На ПС 110 кВ установлены два трансформатора мощностью по 16 МВА, год ввода Т-1 197 год (срок службы 49 лет), Т-2 - 1970 год (срок службы 52 года).
По данным филиала ПАО "Россети Центр и Приволжье" - "Тулэнерго" состояние имущественного комплекса: техническое состояние объектов электросетевого хозяйства "удовлетворительное", усреднённый индекс технического состояния консолидируемого электросетевого имущества составляет 50.
К ПС 110 кВ Олень осуществлено технологическое присоединение нескольких крупных потребителей на территории АО "КЗЛМК":
ООО ПМП "Протон" - максимальная мощность - 0,5 кВт.
ООО "Проффинсервис" - максимальная мощность - 3 МВт.
ЗАО "Искусственный мех - максимальная мощность - 1,05 МВт.
ООО "Спецэнергомаш" - максимальная мощность - 6,3 МВт.
Кроме того, от ПС 110 кВ Олень осуществляется электроснабжение бытовых и социально значимых потребителей города Киреевск и Киреевского района (общая мощность, необходимая для обеспечения энергоснабжения составляет около 2 МВт).
Максимальная загрузка подстанции в режимный день 2021 года составляла в зимний период 1,41 МВА (температура наружного воздуха -2,3 ).
Длительно допустимая нагрузка трансформаторов на ПС 110 кВ Олень зимой составляет 18,58 МВА (1,1615 о.е.).
Реализация сделки по приобретению ПС 110 кВ Олень в собственность филиала ПАО "Россети Центр и Приволжье" - "Тулэнерго" целесообразна в связи с достижением следующих целей:
обеспечение промышленного и социального развития Киреевского района Тульского региона;
создание возможности по переводу части нагрузок на ПС 110 кВ Олень с освобождением дополнительной мощности для осуществления технологического присоединения потенциальных потребителей.
По данным филиала ПАО "Россети Центр и Приволжье" - "Тулэнерго" после перехода ПС 110 кВ Олень в собственность ПАО "Россети Центр и Приволжье" такие предприятия как ООО "Техносвар" (1,5 МВт), ООО "Приокские заводы" (1 МВт), ООО "Инженерные системы" (1,5 МВт), ООО "Киреевский Солепромысел" (4,5 МВт), ООО "Проффинсервис" (1 МВт) и ООО "Спецэнергомаш" (1 МВт) готовы подать заявку на технологическое присоединение энергопринимающих устройств мощностью более 10 МВт.
3.8. Расчеты токов короткого замыкания в электрических сетях напряжением
110 кВ и выше Тульской области на период до 2027 года
Для определения уровней токов короткого замыкания, выявления требующего замены коммутационного оборудования, а также подготовки предложений по мероприятиям по ограничению токов короткого замыкания выполнены расчеты трехфазного и однофазного коротких замыканий.
Была проведена проверка отключающей способности выключателей сети на этапе 2022 - 2027 годов для базового и регионального прогнозов потребления электроэнергии и мощности энергосистемы Тульской области.
Для базового и регионального прогнозов потребления электроэнергии и мощности расчетные токи КЗ не превышают отключающую способность установленных выключателей при существующих точках деления сети.
3.9. Анализ баланса реактивной мощности в электрических сетях
напряжением 110 кВ и выше Тульской области на период до 2027 года
Анализ уровней напряжения показывает, что при использовании имеющихся средств регулирования напряжения (коэффициентов трансформации и уставок по напряжению на генераторах электростанций) напряжения в сети 110-220 кВ во всех режимах находятся в допустимых пределах - не выше наибольшего рабочего напряжения и не ниже критического напряжения с учетом коэффициента запаса по напряжению в узле нагрузки.
В рамках базового и регионального прогнозов потребления электрической энергии и мощности уровни напряжения на шинах ПС 110 кВ и выше в энергосистеме Тульской области во всех рассмотренных, в том числе и в наиболее тяжёлых послеаварийных режимах, находятся в диапазоне допустимых значений и применение устройств СКРМ в энергосистеме Тульской области на перспективном этапе 2022-2027 не требуется.
Необходимость, место установки, объём и мощность дополнительных устройств СКРМ должны уточняться и определяться на этапе подключения новых крупных потребителей к сети.
3.10. Мероприятия, направленные на снижение износа энергетической
инфраструктуры энергосистемы Тульской области
Анализ возрастной структуры электросетевого оборудования электроэнергетического комплекса энергосистемы Тульской области показал следующее:
1) ВЛ 220 кВ со сроком службы более 30 лет составляют около 98% от общей протяженности ВЛ 220 кВ;
2) АТ 220/110 кВ со сроком службы более 25 лет составляют 83,3%;
3) ВЛ 110 кВ со сроком службы более 30 лет составляют около 90%;
4) трансформаторы филиала ПАО "Россети Центр и Приволжье" - "Тулэнерго" со сроком службы более 25 лет составляют около 79,9%.
Таким образом, электросетевое оборудование имеет значительный срок эксплуатации, что увеличивает вероятность отказа электрооборудования энергосистемы Тульской области и, как следствие, снижение надежности электроснабжения потребителей.
Основной проблемой текущего состояния энергосистемы Тульской области является наличие в отдельных частях энергосистемы значительного физического износа объектов электросетевого хозяйства.
Сводные сведения об износе объектов электросетевого хозяйства по состоянию на 01.01.2022 по сетевым предприятиям Тульской области приведены в таблице 3.27.
Таблица 3.27. Сведения об износе объектов электросетевого хозяйства по
состоянию на 01.01.2022 по сетевым предприятиям Тульской области, %
|
Группы основных средств |
Наименование предприятия |
||||||
|
Приокское ПМЭС |
Филиал "Тулэнерго" |
АО "ТГЭС" |
ОАО "ЩГЭС" |
ООО "Энергосеть" |
ООО "ПромЭнергоСбыт" |
АО "АЭСК" |
|
|
Всего износ основных средств,%, в том числе |
- |
61,5 |
44,97 |
46 |
72 |
65 |
41,3 |
|
ВЛ 220 кВ |
29 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
ЛЭП 110 кВ |
- |
55,91 |
- |
- |
89 |
- |
- |
|
ЛЭП 35 кВ |
- |
70,46 |
- |
- |
- |
- |
- |
|
ЛЭП 6-10 кВ (ВЛ/КЛ) |
- |
66,76 |
- |
46,1/48,0 |
78/76 |
70/67 |
41,5/13,5 |
|
ЛЭП 0,4 кВ (ВЛ/КЛ) |
- |
56,3 |
47,58/37,06 |
64,2/48 |
79/90 |
79/79 |
39/39 |
|
ПС 220 кВ |
79 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
ПС 35-110 кВ |
- |
68,67-73,67 |
- |
- |
- |
- |
- |
|
ТП-РП 6-10/0,4 кВ |
- |
57,33-75,31 |
- |
- |
- |
- |
- |
С целью снижения величины износа оборудования и поддержания электросетевого оборудования в технически исправном состоянии рекомендуется осуществление своевременного планового и текущего ремонта оборудования, организация капитального ремонта наиболее изношенных и наиболее загруженных элементов сети, реновация оборудования, имеющего большой моральный и физический износ.
В настоящий момент все вышеуказанное оборудование является технически исправными и пригодными к эксплуатации. При этом необходимо отметить, что при значительном сроке службы электросетевого оборудования увеличивается вероятность его отказа и, как следствие, снижение надежности электроснабжения потребителей.
3.11. Перечень реализуемых и перспективных проектов
по развитию электрических сетей напряжением 110 кВ и
выше энергосистемы Тульской области
Перечни реализуемых и перспективных проектов по развитию энергосистемы Тульской области сформированы на основании расчетов электрических режимов и разделены в соответствии со сценариями развития региональной энергетики, соответствующими базовому (таблица 3.21) и региональному (таблица 3.22) прогнозам потребления электрической энергии и мощности. Данные проекты (мероприятия) выполняются с целью ликвидации выявленных перегрузок элементов сети, создания дополнительной возможности технологического присоединения энергопринимающих устройств новых потребителей.
Для каждого из рассматриваемых сценариев развития энергосистемы Тульской области выполнена оценка капитальных вложений в их реализацию по сборнику "Укрупненные стоимостные показатели линий электропередачи и подстанций напряжением 35-750 кВ", утвержденному приказом ОАО "ФСК ЕЭС" от 09 июля 2012 г. N 385, внесенному приказом Минстроя России от 06.10.2014 N 5697/пр в Федеральный реестр сметных нормативов, подлежащих применению при определении сметной стоимости объектов капитального строительства, строительство которых финансируется с привлечением средств федерального бюджета. Стоимость на реализацию мероприятий определена в ценах в ценах 2021 года без учета НДС.
Анализ результатов расчетов электроэнергетических режимов на период 2022 - 2027 годов не выявил необходимости в корректировке сроков ввода электросетевых объектов напряжением 220 кВ относительно сроков, рекомендованных в схеме и программе развития ЕЭС России на семилетний период в актуальной редакции.
Таблица 3.28. Перечень реализуемых и перспективных проектов по
развитию энергосистемы Тульской области на 2022 - 2027 годы в соответствии
с базовым прогнозом потребления электроэнергии и мощности
|
Наименования проекта (мероприятия) |
Характеристика объекта до реконструкции, ВЛ км, ПС МВА |
Характеристика объекта после реконструкции, ВЛ км, ПС МВА |
Рекомендуемый срок ввода |
Краткое обоснование необходимости реализации мероприятия |
Организация, ответственная за реализацию мероприятия |
Итоговая стоимость, млн. руб. (с НДС)* |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
|
Мероприятия, выполняемые в соответствии с проектом СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 годы | |||||||
|
1. |
Реконструкция ПС 220 кВ Тепличная с установкой второго трансформатора 220/10 кВ мощностью 80 МВА |
- |
1х80 МВА |
2022 |
Технические условия от 13.03.2017 на технологическое присоединение электроустановок ООО "ТК "Тульский" |
ООО "Тепличный комплекс "Тульский" |
322,86* |
|
2. |
Строительство ПС 220 кВ Арсенал с двумя трансформаторами 220/27,5/11 кВ мощностью 40 МВА каждый (2х40 МВА) |
- |
2х40 МВА |
2025 |
Технические условия от 07.05.2019 на технологическое присоединение электроустановок ОАО "РЖД" |
ОАО "РЖД" |
1401,08* |
|
Реконструкция ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая со строительством заходов на ПС 220 кВ Арсенал ориентировочной протяженностью 7 км (2х3,5 км) |
- |
2х3,5 км |
2025 |
ПАО "ФСК ЕЭС" |
213,03* |
||
|
Мероприятия по реконструкции электросетевых объектов 220 кВ | |||||||
|
3. |
Реконструкция ОРУ-220 кВ (схема N 220-7 Четырехугольник) ПС 220 кВ Металлургическая |
- |
- |
2023** |
Увеличение надежности |
Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Приокское ПМЭС |
348,75 |
|
Мероприятия для обеспечения возможности технологического присоединения энергопринимающих устройств новых потребителей | |||||||
|
4. |
Строительство ПС 110 кВ Карбамид и ЛЭП 110 кВ Яснополянская - Карбамид |
- |
2х60 МВА, 2х3 км |
2022 |
Технические условия от 10.07.2017 на технологическое присоединение электроустановок АО "Щекиноазот" |
АО "Щекиноазот" |
783,89 |
|
Расширение ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Яснополянская на две линейные ячейки |
ПАО "ФСК ЕЭС" |
||||||
|
Мероприятия, рекомендуемые для устранения выявленных схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений | |||||||
|
5. |
Подключение ПС 110 кВ Велес трансформаторной мощностью 32 МВА (2х16 МВА) с сооружения отпаек от ВЛ 110 кВ Космос - Заокская с отпайкой на ПС Яковлево и ВЛ 110 кВ Протон - Заокская с отпайкой на ПС Яковлево 0,4 км (2х0,2 км) |
- |
2х0,2 |
2022 |
Устранение превышения допустимой токовой загрузки с учетом технологического присоединения новых потребителей |
ПАО "Россети Центр и Приволжье" |
5,4 |
|
6. |
Реконструкция ПС 110 кВ Средняя с заменой Т-2 с 10 МВА на 16 МВА |
1х10 МВА |
1х16 МВА |
2022 |
59,63 |
||
|
Мероприятия по реконструкции электросетевых объектов, имеющих значительный физический износ (без увеличения пропускной способности) | |||||||
|
7. |
Реконструкция ВЛ 110 кВ Пятницкая - Ясногорск |
0,8 км |
0,8 км |
2023 |
Акт технического освидетельствования от 30.05.2020 |
ПАО "Россети Центр и Приволжье"
|
1,84* |
|
8. |
Реконструкция ВЛ 110 кВ Ленинская-Мясново с отпайками, ВЛ 110 кВ Ленинская-Ратово с отпайкой на ПС Барсуки, ВЛ 110 кВ Ратово-Мясново, ВЛ 110 кВ Тула-Мясново N 1 с отпайками, ВЛ 110 кВ Тула-Мясново N 2 с отпайкой на ПС Южная |
26,85 км |
26,85 км |
2027 |
Акт технического освидетельствования от 18.10.2019 |
357,84* |
|
|
9. |
Реконструкция ВЛ 110 кВ Звезда-Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Звезда-Волово с отпайкой на ПС Турдей |
20,0 км |
20,0 км |
2023 |
Акт N 1 расследования причин аварии, произошедшей 30.10.2018 |
170,15* |
|
|
10. |
Реконструкция ВЛ 110 кВ Звезда-Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Звезда-Волово с отпайкой на ПС Турдей в пролётах опор N 105-163А |
8,7 км |
8,7 км |
2023 |
Акт N 1 расследования причин аварии, произошедшей 30.10.2018 |
68,24* |
|
|
11. |
Реконструкция ВЛ 110 кВ Звезда-Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Волово-Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк |
29,44 км |
29,44 км |
2023 |
Акт N 1 расследования причин аварии, произошедшей 30.10.2018 |
303,72* |
|
|
12. |
Реконструкция ВЛ 110 кВ Труново-Советская |
21 км |
21 км |
2023 |
Акт технического освидетельствования от 28.01.2020 |
219,35* |
|
|
13. |
Реконструкция ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС-Плавск с отпайкой на ПС Смычка, ВЛ 110 кВ Плавск-Лазарево с отпайкой на ПС Смычка, ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС-Лазарево |
12,0 км |
12,0 км |
2025 |
Акт технического освидетельствования от 06.09.2019 |
142,04* |
|
|
14. |
Реконструкция ВЛ 110 кВ Мценск - Плавск с отпайками |
30,0 км |
30,0 км |
2027 |
Акт технического освидетельствования от 20.09.2019 |
277,2* |
|
|
15. |
Реконструкция ВЛ 110 кВ Узловая - Северная |
14,59 км |
14,59 км |
2026 |
Акт технического освидетельствования от 27.09.2019 |
221,72 * |
|
* Указана полная стоимость строительства в прогнозных ценах соответствующих лет (млн руб. с НДС) в соответствии с проектом СиПР ЕЭС 2022-2028/ с Инвестиционной программой ПАО "ФСК ЕЭС" (утв. приказом Минэнерго России N 35@ от 28.12.2021)/ с Инвестиционной программой ПАО "Россети Центр и Приволжье" (утв. приказом Минэнерго России N 24@ от 22.12.2021).
** Ввод под напряжение предполагается выполнить в 2022 году, закрытие инвестиционного проекта предполагается в 2023 году.
Таблица 3.29. Перечень перспективных проектов по развитию
энергосистемы Тульской области на 2022 - 2027 годы в соответствии
с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности
|
Наименования проекта (мероприятия) |
Характеристика объекта до реконструкции, ВЛ км, ПС МВА |
Характеристика объекта после реконструкции, ВЛ км, ПС МВА |
Рекомендуемый срок ввода |
Краткое обоснование необходимости реализации мероприятия |
Организация, ответственная за реализацию мероприятия |
Итоговая стоимость, млн. руб. (без НДС)* |
|
|
1 |
2 |
3 |
45 |
5 |
6 |
7 |
|
|
Мероприятия, выполняемые в соответствии с проектом СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 годы | |||||||
|
1. |
Реконструкция ПС 220 кВ Тепличная с установкой второго трансформатора 220/10 кВ мощностью 80 МВА (1х80 МВА) |
- |
1х80 МВА |
2022 |
Технические условия от 13.03.2017 на технологическое присоединение электроустановок ООО "ТК "Тульский" |
ООО "Тепличный комплекс "Тульский" |
322,86* |
|
2. |
Строительство ПС 220 кВ Арсенал с двумя трансформаторами 220/27,5/11 кВ мощностью 40 МВА каждый (2х40 МВА) |
- |
2х40 МВА |
2025 |
Технические условия от 07.05.2019 на технологическое присоединение электроустановок ОАО "РЖД" |
ОАО "РЖД" |
1401,08* |
|
Реконструкция ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая со строительством заходов на ПС 220 кВ Арсенал ориентировочной протяженностью 7 км (2х3,5 км) |
- |
2х3,5 км |
2025 |
ПАО "ФСК ЕЭС" |
213,03** |
||
|
Мероприятия по реконструкции электросетевых объектов 220 кВ |
|
||||||
|
3. |
Реконструкция ОРУ-220 кВ (схема N 220-7 Четырехугольник) ПС 220 кВ Металлургическая |
- |
- |
2023** |
Увеличение надежности |
ПАО "ФСК ЕЭС" |
348,75* |
|
Мероприятия для обеспечения возможности технологического присоединения энергопринимающих устройств новых потребителей | |||||||
|
4. |
Строительство ПС 110 кВ Карбамид и ЛЭП 110 кВ Яснополянская - Карбамид |
- |
2х60 МВА 2х03 км |
2022 |
Технические условия от 10.07.2017 на технологическое присоединение электроустановок АО "Щекиноазот" |
АО "Щекиноазот" |
783,89 |
|
Расширение ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Яснополянская на две линейные ячейки |
ПАО "ФСК ЕЭС" |
||||||
|
5. |
Строительство ПС 110 кВ ТОСЭР Алексин с установкой двух Т 110/10 кВ и ВЛ 110 кВ Шипово - ТОСЭР Алексин, ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ - ТОСЭР Алексин*** |
- |
2х25 МВА 5 км 5 км |
2022 |
Технологическое присоединение новых потребителей территории опережающего социально-экономического развития "Алексин" |
Сторона в соответствии с условиями договора на ТП |
717,54 |
|
6. |
Строительство ПС 110 кВ Данилово и двух заходов в рассечку ВЛ 110 кВ Узловая - Северная |
- |
2х40 МВА, 2х7 км |
2025 |
Технологическое присоединение новых потребителей ОАО "РЖД |
ОАО "РЖД" |
716,07 |
|
7. |
Строительство ПС 110 кВ Непрядва, отпайки ВЛ 110 кВ Звезда - Волово с отпайкой на ПС Турдей на ПС 110 кВ Непрядва и отпайки ВЛ 110 кВ Звезда - Бегичево с отпайками на ПС 110 кВ Непрядва |
- |
2х40 МВА, 2х3,5 км |
2025 |
ОАО "РЖД" |
590,30 |
|
|
8. |
Строительство ПС 110 кВ Любашёвка, отпайки ВЛ 110 кВ Ефремов - Глюкозная N 1 с отпайкой на ПС Компрессорная на ПС 110 кВ Любашевка и отпайки КВЛ 110 кВ Ефремовская ТЭЦ - Звезда с отпайкой на ПС Глюкозная на ПС 110 кВ Любашевка |
- |
2х40 МВА, 1х4,5 км 1х3,5 |
2025 |
ОАО "РЖД" |
602,22 |
|
|
9. |
Реконструкция существующих ВЛ 110 кВ Плавск - Лазарево с отпайкой на ПС Смычка и ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС - Плавск с отпайкой на ПС Смычка с образование ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС - Смычка, ВЛ 110 кВ Плавск - Смычка, ВЛ 110 кВ Плавск - Лазарево и реконструкция РУ 110 кВ ПС 110 кВ Смычка с установкой двух линейных выключателей вновь образованных ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС - Смычка и ВЛ 110 кВ Плавск - Смычка |
- |
- |
2025 |
ПАО "Россети Центр и Приволжье" |
85,51 |
|
|
10. |
Установка на ПС 220 кВ Химическая АОПО МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая с управляющим воздействием на отключение на ПС 220 кВ Химическая МВ 1 СШ ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая |
- |
- |
2024 |
Технологическое присоединение новых потребителей "ГРЭС-ПАРК "Советск" |
ООО "Щекинская ГРЭС" |
3,41 |
|
11. |
Установка на ПС 220 кВ Люторичи АОПО ВЛ 110 кВ Ушаково - Люторичи с управляющим воздействием на отключение на ПС 220 кВ Люторичи ЭВ ВЛ 110 кВ Ушаково - Люторичи |
- |
- |
2024 |
3,41 |
||
|
12. |
Установка на ПС 220 кВ Химическая АОПО ВЛ 220 кВ Северная - Химическая с отпайкой на блок 1 с управляющим воздействием на отключение нагрузки Заявителя |
- |
- |
2024 |
3,41 |
||
|
13. |
Установка на Щекинской ГРЭС АОПО ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС - Бегичево с отпайкой на блок 1 с управляющим воздействием на отключение нагрузки Заявителя |
- |
- |
2024 |
3,41 |
||
|
14. |
Установка на Алексинской ТЭЦ АОПО ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ - Пушкинская с отпайкой на ПС Авангард с управляющим воздействием на отключение нагрузки Заявителя |
- |
- |
2024 |
3,41 |
||
|
Мероприятия, рекомендуемые для устранения выявленных схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений | |||||||
|
15. |
Подключение ПС 110 кВ Велес трансформаторной мощностью 32 МВА (2х16 МВА) с сооружения отпаек от ВЛ 110 кВ Космос - Заокская с отпайкой на ПС Яковлево и ВЛ 110 кВ Протон - Заокская с отпайкой на ПС Яковлево 0,4 км (2х0,2 км) |
- |
2х0,2 км |
2022 |
Устранение превышения допустимой токовой загрузки с учетом технологического присоединения новых потребителей |
ПАО "Россети Центр и Приволжье" |
5,4 |
|
16. |
Реконструкция ПС 110 кВ Средняя с заменой Т-2 с 10 МВА на 16 МВА |
1х10 МВА |
1х16 МВА |
2022 |
59,63 |
||
|
Мероприятия по реконструкции электросетевых объектов, имеющих значительный физический износ (без увеличения пропускной способности) | |||||||
|
17. |
Реконструкция ВЛ 110 кВ Пятницкая - Ясногорск |
0,8 км |
0,8 км |
2023 |
Акт технического освидетельствования от 30.05.2020 |
ПАО "Россети Центр и Приволжье" |
1,85* |
|
18. |
Реконструкция ВЛ 110 кВ Ленинская - Мясново с отпайками, ВЛ 110 кВ Ленинская - Ратово с отпайкой на ПС Барсуки, ВЛ 110 кВ Ратово - Мясново, ВЛ 110 кВ Тула-Мясново N 1 с отпайками, ВЛ 110 кВ Тула-Мясново N 2 с отпайкой на ПС Южная |
26,85 км |
26,85 км |
2027 |
Акт технического освидетельствования от 18.10.2019 |
357,84* |
|
|
19. |
Реконструкция ВЛ 110 кВ Звезда - Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Звезда - Волово с отпайкой на ПС Турдей |
20,0 км |
20,0 км |
2023 |
Акт N 1 расследования причин аварии, произошедшей 30.10.2018 |
170,15* |
|
|
20. |
Реконструкция ВЛ 110 кВ Звезда - Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Звезда - Волово с отпайкой на ПС Турдей в пролётах опор N 105-163А |
8,7 км |
8,7 км |
2023 |
Акт N 1 расследования причин аварии, произошедшей 30.10.2018 |
68,24* |
|
|
21. |
Реконструкция ВЛ 110 кВ Звезда - Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Волово - Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк |
29,44 км |
29,44 км |
2023 |
Акт N 1 расследования причин аварии, произошедшей 30.10.2018 |
303,72* |
|
|
22. |
Реконструкция ВЛ 110 кВ Труново - Советская |
21,0 км |
21,0 км |
2023 |
Акт технического освидетельствования от 28.01.2020 |
219,35* |
|
|
23. |
Реконструкция ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС-Плавск с отпайкой на ПС Смычка, ВЛ 110 кВ Плавск-Лазарево с отпайкой на ПС Смычка, ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС - Лазарево |
12,0 км |
12,0 км |
2025 |
Акт технического освидетельствования от 06.09.2019 |
142,04* |
|
|
24. |
Реконструкция ВЛ 110 кВ Мценск - Плавск с отпайками |
30,0 км |
30,0 км |
2027 |
Акт технического освидетельствования от 20.09.2019 |
277,2* |
|
|
25. |
Реконструкция ВЛ 110 кВ Узловая - Северная |
14,59 км |
14,59 км |
2026 |
Акт технического освидетельствования от 27.09.2019 |
221,72 * |
|
* Указана полная стоимость строительства в прогнозных ценах соответствующих лет (млн руб. с НДС) в соответствии с проектом СиПР ЕЭС 2022-2028/ с Инвестиционной программой ПАО "ФСК ЕЭС" (утв. приказом Минэнерго России N 35@ от 28.12.2021)/ с Инвестиционной программой ПАО "Россети Центр и Приволжье" (утв. приказом Минэнерго России N 24@ от 22.12.2021).
** Ввод под напряжение предполагается выполнить в 2022 году, закрытие инвестиционного проекта предполагается в 2023 году.
*** Представленные технические решения являются предварительными и должны быть уточнены на стадии технологического присоединения.
3.12. Плановые значения показателя надежности услуг по передаче
электрической энергии, оказываемых территориальными сетевыми
организациями, действующими на территории Тульской области
В Тульской области плановые значения показателей уровня надежности и уровня качества услуги по передаче электрической энергии, оказываемой сетевой организацией Тульской области, на 2018 - 2022 годы, установлены постановлением комитета Тульской области по тарифам от 27.10.2016 N 39/4.
В отношении филиала ПАО "Россети Центр и Приволжье" - "Тулэнерго" значения показателя уровня надежности оказываемых услуг, определяемые средней продолжительностью прекращений передачи электрической энергии в отношении потребителей услуг электросетевой организации в течение расчетного периода, следующие:
2018 год - 0,0358;
2019 год - 0,0352;
2020 год - 0,0347;
2021 год - 0,0342;
2022 год - 0,0337.
3.13. Развитие источников генерации
Тульской области на 2022 - 2027 годы
На период с 2022 года по 2027 год изменения установленной мощности в энергосистеме Тульской области в базовом сценарии не планируются, установленная мощность в 2027 году сохранится на уровне отчетного 2021 года и составит 1614,3 МВт.
В результате реализации намеченного развития генерирующих мощностей установленная мощность электростанций энергосистемы Тульской области в региональном варианте в 2027 году составит 1573,3 МВт.
Перечень существующих и планируемых к строительству и выводу из эксплуатации электрических станций, установленная мощность которых превышает 5 МВт, на период до 2027 года в соответствии с базовым и региональным прогнозами потребления электроэнергии и мощности приведён в приложении N 1 к Схеме и программе развития электроэнергетики Тульской области на 2023 - 2027 годы.
3.13.1. Анализ схемно-режимной ситуации в связи с
возможным выводом из эксплуатации генерирующих
объектов на период до 2027 года в соответствии с базовым
прогнозом потребления электроэнергии и мощности
На период с 2022 года по 2027 год изменения установленной мощности в энергосистеме Тульской области не планируются.
Анализ результатов расчета электроэнергетических режимов показал, что для поддержания параметров электроэнергетических режимов в области допустимых значений с учётом ввода новых крупных потребителей по имеющимся ТУ на ТП, необходимо обеспечить готовность к несению нагрузки Щекинской ГРЭС в требуемом по схемно-режимной ситуации объёме.
3.13.2. Анализ схемно-режимной ситуации в связи с
возможным выводом из эксплуатации генерирующих
объектов на период до 2027 года в соответствии с региональным
прогнозом потребления электроэнергии и мощности
За счет вывода из эксплуатации турбины ПР-12/90/15/7 (ТГ-2 мощностью 12 МВт) и турбины Т-29(50)-90/2 (ТГ-3 мощностью 29 МВт) Алексинской ТЭЦ в 2023 году установленной мощности в энергосистеме Тульской области в 2027 году составит 1573,3 МВт.
Анализ результатов расчета электроэнергетических режимов показал, что для поддержания параметров электроэнергетических режимов в области допустимых значений с учётом ввода новых крупных потребителей по имеющимся ТУ на ТП, необходимо обеспечить готовность к несению нагрузки Щекинской ГРЭС в требуемом по схемно-режимной ситуации объёме.
3.13.3. Анализ угрозы возникновения дефицита теплоснабжения
потребителей в связи с возможным выводом из эксплуатации
источников тепловой энергии на период до 2027 года в соответствии
с базовым прогнозом потребления электроэнергии и мощности
По информации филиала ПАО "Квадра" - "Центральная генерация" планируется ввод в эксплуатацию в 2023 году паро-водогрейной котельной Алексинской ТЭЦ установленной тепловой мощностью 170 Гкал/ч.
На Ефремовской ТЭЦ филиала ПАО "Квадра" - "Центральная генерация" планируется проведение мероприятий по повышению эффективности и экономичности генерирующего оборудования.
3.13.4. Анализ угрозы возникновения дефицита теплоснабжения
потребителей в связи с возможным выводом из эксплуатации
источников тепловой энергии на период до 2027 года в соответствии
с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности
Планируемый в региональном прогнозе потребления электроэнергии и мощности вывод из эксплуатации генерирующего оборудования Алексинской ТЭЦ, выработавшей свой ресурс, не приведет к снижению надежности или ограничению подачи тепла потребителям с учетом строительства замещающих котельных для покрытия пиковых тепловых нагрузок и в качестве резерва при аварийных остановах ПГУ.
3.13.5. Предложения по вводу новых генерирующих мощностей (новые
потребители, тепловая нагрузка, балансовая необходимость)
Анализ результатов расчёта электроэнергетических режимов, а также баланса тепловой и электрической энергии не выявил необходимости ввода дополнительной генерации в базовом и региональном вариантах развития электроэнергетики энергосистемы Тульской области.
Исходя из достаточности генерирующих мощностей энергосистемы Тульской области и климатических особенностей региона, ввод новых генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии (перспективное использование возобновляемых источников энергии в Тульской области) не целесообразен.
К возобновляемым источникам энергии относятся:
солнечное излучение (гелиоэнергетика);
энергия ветра (ветроэнергетика);
энергия рек и водотоков (гидроэнергетика);
энергия приливов и отливов;
энергия волн;
геотермальная энергия;
рассеянная тепловая энергия: тепло воздуха, воды, океанов, морей и водоемов;
энергия биомассы.
В настоящее время в нашей стране активно развивается направление возобновляемых источником энергии в части установки ветряных и солнечных электростанций. Однако, поскольку развитие данного вида электроэнергетики напрямую связано с климатическими особенностями региона размещения, то на территории нашей страны основными районами с использованием ветряных и солнечных электростанций являются преимущественно южные регионы (Ростовская область, Краснодарский край, Ставропольский край, Алтайский край и др.).
Развитие энергетики на основе использования солнечной энергии в энергосистеме Тульской области затруднительно и осложняется следующими факторами:
1) погодозависимость установок. В облачную погоду выработка снижается до 5-20% по сравнению с безоблачной солнечной погодой. Сложность использования, связанная с большим количеством осадков, в частности снега (в среднем 187 мм в период ноябрь-март). Низкая среднесуточная выработка электроэнергии в зимнее время, функционирование объектов СЭС носит непостоянный характер. Необходимость очистки панелей от снега и пыли;
2) среднее количество солнечных дней в году составляет 109, облачных дней - 78 дней;
3) недостаточный гелиопотенциал, вызванный невысокими удельными мощностями солнечного излучения в средней полосе России. Значение суммарной солнечной радиации в кВт·ч/м (прямой и рассеянной) на горизонтальную поверхность при безоблачном небе приведено в таблице 3.30. При анализе геопотенциала взято значение 52 градуса северной широты (территория Тульской области расположена между 53 градусом северной широты и 54 градусом северной широты).
Таблица 3.30. Значение суммарной солнечной радиации, кВт·ч/м
|
Месяц |
Январь |
Февраль |
Март |
Апрель |
Май |
Июнь |
Июль |
Август |
Сентябрь |
Октябрь |
Ноябрь |
Декабрь |
Год |
|
Широта, 52 град.с.ш. |
46 |
75 |
147 |
188 |
236 |
244 |
245 |
200 |
150 |
96 |
54 |
35 |
1716 |
Следует отметить, что солнечная радиация имеет ограниченное время в сутках и различное по продолжительности в разных месяцах года. Долгота дня изменяется в диапазоне от 7 часов в январе/декабре до 17 часов в июне. Как можно видеть из рисунка 3.15 продолжительность солнечного сияния в Тульской области составляет от 1750 до 1800 часов в год или 72-75 солнечных дней. На объем выработки электрической энергии так же влияют погодные условия, затенение, температуры (при высоких температурах в летний период КПД солнечных панелей (моно-кристаллических и поли-кристаллических) снижается).
Так по действующим в энергосистеме Республики Крым и г. Севастополя СЭС при суммарной установленной мощности 300 МВт выработка электроэнергии за последние три года составляла от 405 до 423 млн. кВт.ч с числом часов использования установленной мощности 1300-1400 час/год.
В виду несоответствия как в суточном, так и в годовом разрезе максимальной солнечной инсоляции и максимальных электрических нагрузок, а также малое число часов солнечных дней в году на широте Тульской области и, следовательно, незначительное число часов использования мощности СЭС, строительство СЭС в Тульской области нецелесообразно.
Учитывая недостаточный ветропотенциал - среднегодовая скорость ветра по Богородицкому району составляет 2,4 м/с (при экономически обоснованной номинальной скорости ветра стандартной ВЭС более 12 м/с), как следствие низкое число часов использования установленной мощности (515-1325 ч) сооружение ВЭС в энергосистеме Тульской области нецелесообразно и экономически невыгодно.
Факторами, затрудняющими применение ветроэнергетики в энергосистеме Тульской области, являются:
1) недостаточный ветропотенциал - среднегодовая скорость ветра по Тульской области составляет 2,2 м/с. В холодное время года скорость ветра выше. Самым ветреным месяцем является декабрь. При такой скорости ветра ветрогенератор вырабатывает около 30% от своей номинальной мощности. Данные по скорости ветра для муниципального образования город Тула приведены в таблице 3.31;
2) необходимость монтажа ветрогенератора на высоте не менее 25 м от земли, поскольку жилая застройка и лес значительно снижают скорость ветра, стоимость монтажа во много раз превышает стоимость самого ветрогенератора.
Таблица 3.31. Данные по скорости ветра Тульской области, м/с
|
Расположение метеостанции |
Среднегодовая скорость ветра (на высоте 10 м) |
Средняя скорость ветра |
|||
|
Зима |
Весна |
Лето |
Осень |
||
|
Тула |
2,3 |
2,6 |
2,5 |
1,9 |
2,3 |
|
Алексин |
1,6 |
1,9 |
1,7 |
1,1 |
1,7 |
|
Волово; Богородицк |
2,4 |
2,9 |
2,4 |
1,8 |
2,5 |
|
Ефремов |
1,9 |
2,2 |
1,9 |
1,5 |
1,9 |
|
Плавск |
1,6 |
2,1 |
1,5 |
1,1 |
1,8 |
|
Суворов |
2,9 |
3,3 |
2,9 |
2,4 |
2,8 |
|
Узловая |
2,5 |
2,9 |
2,4 |
2,3 |
2,6 |
Кроме того, ветроустановки оказывают негативное влияние на окружающую среду:
шум при работе (механический шум от работы механических и электрических компонентов и аэродинамический шум от взаимодействия ветрового потока с лопастями установок);
выброс парниковых газов в процессе строительства;
использование земли (турбины занимают только 1% от общей территории ветровой фермы, при этом 99% площади фермы не используются и не могут быть заняты сельским хозяйством);
визуальное влияние;
угроза жизни птиц и насекомых.
Также следует отметить проблему утилизации ветроустановок при выработке паркового ресурса. Как показывает мировой опыт, вторичное использование композита, из которого выполнены ветровые лопасти, невыгодно с точки зрения расходов. Как правило, гигантские части ветрогенераторов просто засыпаются землёй. Для этих целей выделяются огромные площади, организация таких мест нарушает экологический баланс, превращая зелёные участки в пустыри.
Исходным сырьём для выработки биогаза может являться практически любая биомасса - органические отходы от выращивания животных и птицы, отходы убоя животных, отходы от переработки сельскохозяйственной продукции, пищевые отходы и прочее. На территории Тульской области расположены объекты животноводства и выращивания птицы, отходы которых могут быть использованы для выработки электричества и тепла биогазовыми установками с последующим их использование для собственных нужд. Строительство биогазовых станций с производством биогаза сокращает выбросы парниковых газов, позволяет в перспективе уменьшить себестоимость продукции за счёт снижения затрат на покупку газа, электроэнергии, горячей воды и удобрений.
Минусами биогазовой энергетики являются:
необходимость покупать запчасти в других странах, так как технология является импортной;
необходимость устанавливать станцию как можно ближе к объекту для более дешёвого и доступного сырья;
зависимость от количества органических отходов (для бесперебойной работы станции в случае нехватки отходов необходимо выращивать растительное сырьё, что занимает сельскохозяйственные земли);
несовершенство законодательной базы, которая должна регулировать работу подобных объектов;
долгая окупаемость станции (5-7 лет).
Потенциал для использования биомассы в Тульской области имеется, но при этом для выдачи электроэнергии во внешнюю сеть необходимо получение квалификации для станции и установка российских приборов учета электроэнергии, что вызывает большие сложности с учётом импортного оборудования станций. Кроме того, если применять газ исключительно на выработку электроэнергии, то его себестоимость превысит себестоимость сетевой электроэнергии на 35%, экономически целесообразно обеспечить переработку отходов на биогазовой станции с обеспечением одновременного получения газа, тепловой энергии, удобрений и электрической энергии для собственных нужд объектов сельского хозяйства. В связи с этим целесообразно использование биогазовых станций для конкретного потребителя без выдачи мощности во внешнюю сеть (замкнутый цикл производства электроэнергии). Также решение о выдаче электроэнергии во внешнюю сеть может быть обосновано при отсутствии отрицательных тарифных последствий для потребителей электроэнергии Тульской области.
Проектом схемы и программы развития ЕЭС России на 2022 - 2028 годы ввод генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, в энергосистеме Тульской области не предполагается.
3.14. Предложения по переводу на парогазовый цикл с
увеличением мощности действующих КЭС и ТЭЦ и
производства на них электроэнергии и тепла с
высокой эффективностью топливоиспользования
В соответствии с базовым и региональным прогнозами развития энергосистемы Тульской области в период 2022 - 2027 годов вод новых генерирующих мощностей, включая современные высокоэффективные ПГУ и ГТУ, не предполагается.
3.15. Прогноз потребления тепловой энергии на
2022 - 2027 годы с выделением крупных потребителей
Прогноз потребления тепловой энергии по Тульской области на период до 2027 года приведен в таблице 3.32.
Таблица 3.32. Прогноз производства, потребления тепловой энергии
по энергосистеме Тульской области на 2022 - 2027 годы, тыс. Гкал
|
Наименование источника тепловой энергии |
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
2027 |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
1. Филиал ПАО "Квадра" - "Центральная генерация" выработка всего, в т.ч.: |
|
|
|
|
|
|
|
1.1. Выработка ТЭ всего, в т.ч.: |
2041,9 |
2074,5 |
2308,9 |
2308,9 |
2308,9 |
2308,9 |
|
Ефремовская ТЭЦ |
985,1 |
1017,8 |
1248,3 |
1248,3 |
1248,3 |
1248,3 |
|
Алексинская ТЭЦ |
522,9 |
522,9 |
525,3 |
525,3 |
525,3 |
525,3 |
|
Новомосковская ГРЭС |
511,9 |
511,8 |
513,2 |
513,2 |
513,2 |
513,2 |
|
Котельные производственные |
22,0 |
22,0 |
22,1 |
22,1 |
22,1 |
22,1 |
|
1.2. Потребление ТЭ на собственные нужды |
13,7 |
13,7 |
13,7 |
13,7 |
13,7 |
13,7 |
|
1.3. Отпуск ТЭ "Промышленное производство" |
1000,8 |
1033,6 |
1263,8 |
1263,8 |
1263,8 |
1263,8 |
|
1.4. Отпуск ТЭ "ЖКХ" |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
|
1.5. Отпуск ТЭ "Бюджетные потребители" |
4,4 |
4,4 |
4,4 |
4,4 |
4,4 |
4,4 |
|
1.6. Отпуск ТЭ "Прочие виды экономической деятельности" |
2,5 |
2,5 |
2,5 |
2,5 |
2,5 |
2,5 |
|
1.7. Потери ТЭ |
100,2 |
100,1 |
99,2 |
99,2 |
99,2 |
99,2 |
|
1.8. Отпуск ТЭ "Перепродавцы энергии" |
920,3 |
920,3 |
925,3 |
925,3 |
925,3 |
925,3 |
|
2. ООО "Щекинская ГРЭС" выработка всего, в т.ч.: |
2,5 |
1,8 |
1,8 |
1,8 |
1,8 |
1,8 |
|
Потребление ТЭ на собственные нужды |
2,5 |
1,8 |
1,8 |
1,8 |
1,8 |
1,8 |
|
Отпуск "Промышленное производство" |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
|
Отпуск "ЖКХ" |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
|
Отпуск "Прочие потребители, потери" |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
|
3. Филиал АО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация" "Черепетская ГРЭС им. Д.Г. Жимерина", в т.ч.: |
|
|
|
|
|
|
|
Отпуск АО "Энергия - 1" |
112,7 |
112,7 |
112,7 |
112,7 |
112,7 |
112,7 |
|
Отпуск "Промышленные потребители, в т.ч. собственное потребление" |
18,0 |
10,0 |
10,0 |
10,0 |
10 |
10 |
|
Всего выработка по филиалу АО "ОГК-3" "Черепетская ГРЭС им. Д.Г. Жимерина" |
130,7 |
122,7 |
122,7 |
122,7 |
122,7 |
122,7 |
|
4. Блок-станция АО "Тулачермет" выработка, всего, в т.ч.: |
846,0 |
914,0 |
914,0 |
914,0 |
914,0 |
914,0 |
|
Цеха АО "Тулачермет" (потребление) |
366 |
404 |
404 |
404 |
404 |
404 |
|
Отпуск АО "Тулатеплосеть" (население) |
315,0 |
315,0 |
315,0 |
315,0 |
315,0 |
315,0 |
|
Отпуск "Промышленные потребители, потери" |
165,0 |
195,0 |
195,0 |
195,0 |
195,0 |
195,0 |
|
5. Блок-станция ПАО "Косогорский металлургический завод" выработка всего, в т.ч.: |
893,2 |
893,2 |
893,2 |
893,2 |
893,2 |
893,2 |
|
Производственные нужды ПАО "КМЗ" (потребление) |
691,8 |
691,8 |
691,8 |
691,8 |
691,8 |
691,8 |
|
Отпуск "Население" |
141,9 |
138,6 |
138,6 |
138,6 |
138,6 |
138,6 |
|
Отпуск "Прочие потребители, потери" |
59,6 |
62,9 |
62,9 |
62,9 |
62,9 |
62,9 |
|
6. Блок-станции АО "Щекиноазот" выработка ТЭ всего, в т.ч.: |
2193,0 |
2193,0 |
2193,0 |
2193,0 |
2193,0 |
2193,0 |
|
Производственные нужды ОАО "Щекиноазот" (потребление) |
1993,4 |
1993,4 |
1993,4 |
1993,4 |
1993,4 |
1993,4 |
|
Отпуск "Население" |
157,1 |
157,1 |
157,1 |
157,1 |
157,1 |
157,1 |
|
Отпуск "Прочие потребители, потери" |
42,5 |
42,5 |
42,5 |
42,5 |
42,5 |
42,5 |
|
7. Котельные |
7634,2 |
7574,2 |
7574,2 |
7574,2 |
7574,2 |
7574,2 |
|
Всего объем производства тепловой энергии по Тульскому региону |
11697,1 |
11697,1 |
11697,1 |
11697,1 |
11697,1 |
11697,1 |
Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в Тульской области и прогноз их теплопотребления представлен в таблице 3.33.
Таблица 3.33. Прогноз потребления тепловой энергии крупными
потребителями в Тульской области на 2022 - 2027 годы
|
Наименование потребителя тепловой энергии |
Объем потребления тепловой энергии, тыс. Гкал |
|||||
|
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
2027 |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
АО "НАК "Азот" |
1873,0 |
1872,0 |
1891,8 |
1868,2 |
1880,0 |
1877,0 |
|
ОАО "Щекиноазот" |
1993,3 |
1993,3 |
1993,3 |
1993,3 |
1993,3 |
1993,3 |
|
ПАО "Косогорский металлургический завод" |
691,8 |
691,8 |
691,8 |
691,8 |
691,8 |
691,8 |
|
ООО "Каргилл" |
455,0 |
455,0 |
455,0 |
490,0 |
490,0 |
490,0 |
|
ООО "Зернопродукт" |
257,6 |
272,1 |
439,0 |
439,0 |
439,0 |
439,0 |
|
ООО "Алексинская БКФ" |
168,8 |
168,8 |
169,3 |
169,3 |
169,3 |
169,3 |
|
Восточный филиал ООО "ККС" |
387,0 |
387,0 |
389,0 |
389,0 |
389,0 |
389,0 |
|
Южный филиал ООО "ККС" |
208,9 |
208,9 |
210,1 |
210,1 |
210,1 |
210,1 |
|
ООО "Алексинская теплоэнерго компания" |
317,9 |
317,9 |
319,6 |
319,6 |
319,6 |
319,6 |
|
АО "ЕВРАЗ Ванадий Тула" |
90,0 |
90,0 |
90,0 |
90,0 |
90,0 |
90,0 |
|
ОАО "Ефремовский завод синтетического каучука" |
44,0 |
44,0 |
44,0 |
44,0 |
44,0 |
44,0 |
|
ООО "Новомосковск-горводоканал" |
375,4 |
375,3 |
375,1 |
374,9 |
374,7 |
374,6 |
|
АО "НПО "СПЛАВ" им. А.Н.Ганичева" |
90,1 |
90,1 |
90,1 |
90,1 |
90,1 |
90,1 |
|
ПАО "Тульский оружейный завод" |
26,2 |
27,5 |
28,8 |
30,3 |
31,8 |
33,4 |
|
АО "Тулаточмаш" |
18,0 |
18,0 |
18,0 |
18,0 |
18,0 |
18,0 |
|
АО "Тулачермет" |
310,0 |
345,0 |
345,0 |
345,0 |
345,0 |
345,0 |
|
АО "Тульский патронный завод" |
26,0 |
24,0 |
24,0 |
24,0 |
24,0 |
24,0 |
|
ООО "ТУЛАЧЕРМЕТ-СТАЛЬ" |
62,0 |
62,0 |
62,0 |
62,0 |
62,0 |
62,0 |
|
АО АК "Туламашзавод" |
58,0 |
59,0 |
60,0 |
60,0 |
60,0 |
60,0 |
|
АО "Конструкторское бюро приборостроения им. академика А.Г. Шипунова" |
64,7 |
64,7 |
64,7 |
66,0 |
66,0 |
68,0 |
|
ООО "Проктер энд Гэмбл - Новомосковск" |
2,8 |
3,7 |
5,1 |
5,1 |
5,1 |
5,1 |
|
АО "Полема" |
25,4 |
32,0 |
32,0 |
32,0 |
32,0 |
32,0 |
|
ООО "КНАУФ ГИПС НОВОМОСКОВСК" |
4,2 |
4,2 |
4,2 |
4,2 |
4,2 |
4,2 |
|
АО "ТУЛАГОРВОДО-КАНАЛ" |
23,0 |
23,0 |
23,0 |
23,0 |
23,0 |
23,0 |
|
АО "Гланит" |
10,0 |
8,0 |
7,5 |
6,5 |
8,0 |
9,5 |
|
АО "Машиностроительный завод "Штамп" им. Б.Л. Ванникова" |
14,8 |
14,8 |
14,8 |
14,8 |
14,8 |
14,8 |
3.16. Потребность электростанций и котельных генерирующих
компаний в топливе на 2022 - 2027 годы
Оценка потребности тепловых электростанций энергосистемы Тульской области в органическом топливе производилась на основе балансов электрической энергии, разработанных для двух вариантов потребления электрической энергии, - базового и регионального.
При определении потребности электростанций в различных видах топлива учтены режимы работы ТЭС, технико-экономические характеристики действующего оборудования, виды используемого на ТЭС топлива, отпуск тепла от ТЭС в системы централизованного теплоснабжения. Прогноз потребности электростанций и котельных генерирующих компаний Тульской области в топливе на 2022 - 2027 годы для базового варианта представлен в таблице 3.34, для регионального варианта - в таблице 3.35.
Таблица 3.34. Прогноз потребности электростанций
и котельных генерирующих компаний в топливе
на 2022 - 2027 годы для базового варианта, тут
|
Наименование |
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
2027 |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
|
1. Природный газ, всего, |
1845045 |
1929010 |
1925043 |
1963422 |
1920387 |
1931392 |
|
|
в том числе: | |||||||
|
ТЭЦ-ПВС АО "Тулачермет" * |
946571 |
1030246 |
1026406 |
1056128 |
1013378 |
1024099 |
|
|
ТЭЦ-ПВС ПАО "Косогорский металлургический завод" * |
9694 |
9694 |
9567 |
9567 |
9567 |
9567 |
|
|
АО "Щекиноазот" |
61117 |
61117 |
61117 |
69772 |
69772 |
69772 |
|
|
ООО "Щекинская ГРЭС" |
233862 |
234146 |
234146 |
234146 |
233862 |
234146 |
|
|
Филиал ПАО "Квадра" - "Центральная генерация" |
525491 |
525499 |
525499 |
525499 |
525499 |
525499 |
|
|
2. Сбросной, доменный газ всего, в том числе: |
272423 |
272583 |
272583 |
272583 |
272423 |
272583 |
|
|
ТЭЦ-ПВС АО "Тулачермет" * |
131433 |
131593 |
131593 |
131593 |
131433 |
131593 |
|
|
ТЭЦ-ПВС ПАО "Косогорский металлургический завод" * |
110464 |
110464 |
110464 |
110464 |
110464 |
110464 |
|
|
АО "Щекиноазот" |
30525 |
30526 |
30526 |
30526 |
30526 |
30526 |
|
|
3. Уголь, всего, в том числе: |
524930 |
524930 |
518066 |
518066 |
518066 |
518066 |
|
|
Филиал "Черепетская ГРЭС им. Д.Г. Жимерина" АО "Интер РАО - Электрогенерация" |
524930 |
524930 |
518066 |
518066 |
518066 |
518066 |
|
|
4. Мазут, всего, в том числе: |
4122 |
4135 |
4081 |
4102 |
4083 |
4087 |
|
|
Филиал "Черепетская ГРЭС им. Д.Г. Жимерина" АО "Интер РАО - Электрогенерация" |
135 |
149 |
146 |
159 |
140 |
145 |
|
|
ООО "Щекинская ГРЭС" |
3931 |
3931 |
3880 |
3880 |
3880 |
3880 |
|
* Потребность в топливе для ТЭЦ-ПВС АО "Тулачермет" и ТЭЦ-ПВС ПАО "КМЗ" приведена только на выработку электрической и тепловой энергии, без учёта расхода топлива на технологические процессы.
Таблица 3.35. Прогноз потребности электростанций
и котельных генерирующих компаний в топливе
на 2022 - 2027 годы для регионального варианта, тут
|
Наименование |
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
2027 |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
|
1. Природный газ, всего, |
1767227 |
1878681 |
1869492 |
1869315 |
1869141 |
1869141 |
|
|
в том числе: | |||||||
|
ТЭЦ-ПВС АО "Тулачермет" * |
873124 |
839774 |
830767 |
830767 |
830767 |
830767 |
|
|
ТЭЦ-ПВС ПАО "Косогорский металлургический завод" * |
9692 |
9507 |
9326 |
9148 |
8975 |
8975 |
|
|
АО "Щекиноазот" |
43373 |
152055 |
152055 |
152055 |
152055 |
152055 |
|
|
ООО "Щекинская ГРЭС" |
240219 |
276517 |
276517 |
276517 |
276517 |
276517 |
|
|
Филиал ПАО "Квадра" - "Центральная генерация" |
532667 |
532674 |
532674 |
532674 |
532674 |
532674 |
|
|
Филиал "Черепетская ГРЭС им. Д.Г. Жимерина" АО "Интер РАО - Электрогенерация" |
68152 |
68152 |
68152 |
68152 |
68152 |
68152 |
|
|
2. Сбросной, доменный газ, всего, в том числе: |
276158 |
296559 |
296559 |
296559 |
296559 |
296559 |
|
|
ТЭЦ-ПВС АО "Тулачермет" * |
135006 |
155406 |
155406 |
155406 |
155406 |
155406 |
|
|
ТЭЦ-ПВС ПАО "Косогорский металлургический завод" * |
110210 |
110210 |
110210 |
110210 |
110210 |
110210 |
|
|
АО "Щекиноазот" |
30942 |
30943 |
30943 |
30943 |
30943 |
30943 |
|
|
3. Уголь, всего, в том числе: |
504787 |
495168 |
485742 |
476503 |
467450 |
467450 |
|
|
Филиал "Черепетская ГРЭС им. Д.Г. Жимерина" АО "Интер РАО - Электрогенерация" |
504787 |
495168 |
485742 |
476503 |
467450 |
467450 |
|
|
4. Мазут, всего, в том числе: |
3952 |
3926 |
3857 |
3788 |
3720 |
3720 |
|
|
Филиал "Черепетская ГРЭС им. Д.Г. Жимерина" АО "Интер РАО - Электрогенерация" |
130 |
134 |
136 |
136 |
136 |
136 |
|
|
ООО "Щекинская ГРЭС" |
3783 |
3711 |
3641 |
3571 |
3503 |
3503 |
|
|
Филиал ПАО "Квадра" - "Центральная генерация" |
39 |
81 |
81 |
81 |
81 |
81 |
|
* Потребность в топливе для ТЭЦ-ПВС АО "Тулачермет" и ТЭЦ-ПВС ПАО "КМЗ" приведена только на выработку электрической и тепловой энергии, без учёта расхода топлива на технологические процессы.
В базовом варианте на перспективный период сохранена существующая структура топливного баланса электростанций. Предполагается, что доля газа будет оставаться на уровне 69 - 71%, доля угля не будет превышать 20%.
В региональном варианте на рассматриваемую перспективу доля газа увеличивается до 71%, доля угольного топлива к 2027 году снижается до 17-18%.
3.17. Определение территорий перспективного развития
когенерации на базе новых ПГУ-ТЭЦ в Тульской области
Эффективность преобразования котельной в мини-ТЭЦ зависит от правильно выбранного типа электрогенерирующего оборудования в каждом конкретном случае. В настоящее время на рынке представлено большое количество агрегатов разных типов, пригодных для преобразования котельных любой мощности в мини-ТЭЦ: микротурбины, газопоршневые агрегаты, газотурбинные и небольшие парогазовые установки.
Разные типы оборудования существенно различаются по КПД и диапазонам единичной мощности. Соответственно, выполненные на их основе КГУ будут иметь разное соотношение электрической и тепловой мощности.
Одним из наиболее перспективных путей развития теплоэнергетики является внедрение ПГУ. Этот тип генерирующего оборудования имеет высокую экономичность и маневренность. Кроме того, существует большое разнообразие вариантов компоновки ПГУ, позволяющее добиться эффективного решения в каждом конкретном случае.
Анализ выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований Тульской области показал, что наиболее перспективными для реконструкции с точки зрения использования когенерационных установок являются Фрунзенская (далее - ФРК) и Зареченская (далее - ЗРК) районные котельные города Тулы. Сведения о выработке тепловой энергии котельными за 2021 год приведены в таблице 3.36. Данные о мощности и тепловых нагрузках котельных представлены в таблице 3.37.
Таблица 3.36. Выработка тепловой энергии
ФРК и ЗРК по месяцам 2021 года, тыс. Гкал.
|
Котельная |
январь |
февраль |
март |
апрель |
май |
июнь |
июль |
август |
сентябрь |
октябрь |
ноябрь |
декабрь |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
|
ФРК |
48194 |
46905 |
42596 |
30058 |
14452 |
4653 |
7458 |
7173 |
17702 |
34666 |
33746 |
45670 |
|
ЗРК |
60489 |
61834 |
51784 |
40042 |
14292 |
11363 |
10673 |
11519 |
23076 |
41318 |
43873 |
57920 |
Таблица 3.37. Мощности и тепловые нагрузки ФРК и ЗРК
|
Котельная |
Установленная мощность, Гкал/ч |
Располагаемая мощность, Гкал/ч |
Расчетная тепловая нагрузка, Гкал/ч |
Нагрузка, указанная в договорах, Гкал/ч |
||
|
Всего |
в т.ч. ГВС |
Всего |
в т.ч. ГВС |
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
|
ФРК |
150,00 |
98,17 |
93,14 |
11,00 |
137,88 |
16,28 |
|
ЗРК |
200,00 |
165,09 |
149,38 |
20,22 |
177,63 |
24,04 |
Для определения потенциальной нагрузки тепловых отборов генерирующего оборудования были построены графики продолжительности тепловой нагрузки для ФРК (рис. 3.15) и ЗРК (рис. 3.16).
Тепловая нагрузка пиковых водогрейных котлов ФРК была определена для температуры наружного воздуха -10°С и ниже. При таком условии тепловые отборы турбин должны будут покрывать нагрузку порядка 100 Гкал/ч, нагрузка ПВК будет составлять 40 Гкал/ч.
Рисунок 3.16. График продолжительности тепловой
нагрузки Зареченской районной котельной
Тепловая нагрузка пиковых водогрейных котлов ЗРК была определена для температуры наружного воздуха -10°С и ниже. Максимальная нагрузка, покрываемая из тепловых отборов турбин, в таком случае составит порядка 130 Гкал/ч, нагрузка пиковых водогрейных котлов будет составлять 55 Гкал/ч.
При формировании тепловых схем мини-ТЭЦ предполагается, что в отопительный период турбины будут работать либо на отопительную нагрузку, либо на нагрузку горячего водоснабжения, а в межотопительный период - только на нагрузку горячего водоснабжения. Как видно из представленных графиков нагрузка горячего водоснабжения значительно ниже отопительной, следует иметь в виду, что КГУ с более высокой тепловой мощностью с большой вероятностью придется останавливать в межотопительный период.
С точки зрения использования топлива более эффективным является регулирование мощности КГУ по графику тепловой нагрузки потребителя. Однако необходимо провести анализ суточных, недельных, сезонных и годовых графиков изменения не только тепловой, но и электрической нагрузки в целях обеспечения режима работы генерирующего оборудования близкого к номинальному. Выбор наиболее подходящего варианта ПГУ-ТЭЦ будет зависеть от принятого значения коэффициента теплофикации.
Выбор состава генерирующего оборудования включает в себя ряд ключевых аспектов, таких как: оценка территории размещения объекта генерации, оценка спроса на тепловую и электрическую энергию (прогнозирование графиков нагрузки), оценка доступности ресурсов, необходимых для работы станции, выбор режима работы энергоисточника, оценка технического обслуживания оборудования, меры по энергосбережению и т. п. Решение о целесообразности преобразования котельной в мини-ТЭЦ должно приниматься по результатам оценки экономической эффективности инвестиционного проекта. Технические решения выбранного по экономическим параметрам варианта должны быть дополнены и уточнены в рамках схемы выдачи мощности.
Перспективы перевода существующих источников теплоснабжения на когенерационный цикл также рассмотрены по результатам анализа схем теплоснабжения:
города Ефремова на период до 2044 года, утвержденной постановлением администрации муниципального образования города Ефремов от 30.06.2021 N 776;
города Алексина на период 2021 - 2034 годы, утвержденной постановлением администрации муниципального образования города Алексин от 03.09.2021 N 1426.
По данным указанных схем теплоснабжения на рассматриваемый период:
строительство новых энергоисточников с комбинированной выработкой тепловой и электрической энергии, предназначенных для обеспечения перспективных тепловых нагрузок потребителей, не предусматривается.
реконструкция котельных по переоборудованию в источники комбинированной выработки электрической и тепловой энергии не предусматривается.
3.18. Анализ включения генерирующего объекта,
функционирующего на основе использования возобновляемых
источников энергии, в отношении которого продажа
электрической энергии (мощности) планируется на
розничных рынках, в схему и программу
На текущий момент в Тульской области не был объявлен отбор проектов строительства генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, в порядке, установленном пунктом 28(2) Правил разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823.
3.19. Переход к интеллектуальным цифровым электрическим сетям
Во исполнение Указа Президента Российской Федерации от 9 мая 2017 года N 203 "О Стратегии развития информационного общества в Российской Федерации на 2017 - 2030 годы", Указа Президента Российской Федерации от 7 мая 2018 года N 204 "О национальных целях и стратегических задачах развития Российской Федерации на период до 2024 года", в которых определены национальные цели и стратегические задачи развития Российской Федерации на период до 2030 года в ПАО "Россети" принята концепция "Цифровая трансформация 2030".
Цель цифровой трансформации заключается в изменении логики процессов и переходу компании на риск-ориентированное управление на основе внедрения цифровых технологий и анализа массивов данных.
Задачи цифровой трансформации в электросетевом комплексе:
1) адаптивность компании к новым задачам и вызовам;
2) улучшение характеристик надежности электроснабжения потребителей;
3) повышение эффективности компании;
4) повышение доступности электросетевой инфраструктуры;
5) развитие кадрового потенциала и новых компетенций;
6) диверсификация бизнеса компании за счет дополнительных сервисов.
В основе цифровой трансформации лежит совершенствование единой технической политики компании с учетом необходимых изменений технологических и корпоративных процессов и разработки новых стандартов организации. Вышеуказанные изменения должны базироваться на онтологической модели деятельности, формирование которой позволит создать и реализовать вышеуказанные задачи с учетом требований сетецентрического подхода. Основными вызовами для перехода к цифровой трансформации являются:
1) сокращение темпов роста тарифов для конечного потребителя;
2) нарастающий износ сетевой инфраструктуры;
3) наличие избыточного сетевого строительства.
Мероприятия по цифровизации на территории Тульской области предполагают прежде всего развитие электросетевого комплекса филиала ПАО "Россети Центр и Приволжье" - "Тулэнерго", включающего в себя:
1) цифровизацию распределительных электрических сетей 6-0,4 кВ;
2) цифровизацию объектов 110-35 кВ;
3) формирование современных средств управления сетью, цифровых каналов телемеханики и связи.
Цифровизация сетей энергосистемы Тульской области
До 2027 года в филиале "Тулэнерго" ПАО "Россети Центр и Приволжье" предполагается сформировать три цифровых РЭС, а также пять цифровые ПС 35 кВ. Условная карта цифровизации филиала ПАО "Россети Центр и Приволжье" - "Тулэнерго" представлена в таблице 3.38.
Таблица 3.38. Карта цифровизации филиала
ПАО "Россети Центр и Приволжье" - "Тулэнерго"
|
Описание мероприятия ** |
Срок реализации проекта |
Срок завершения проекта |
Затраты, млн руб. |
Ежегодный эффект, млн руб. |
Общие затраты, млн руб., (без НДС) |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
|
1. |
Цифровизация Ясногорского РЭС (1, 2, 3, 4) |
2018-2021 |
2021 |
368,164 |
87,832 |
368,164 |
|
2. |
Реконструкция ЦУС (1, 2, 5, 6) |
2019-2021 |
2021 |
118,513 |
103,9 |
118,513 |
|
3. |
Создание точки трансформации 35 кВ ПС Лесновка |
2022 |
2022 |
35,018 |
2,8 |
35,018 |
|
4. |
Создание точки трансформации 35 кВ ПС Александровка |
2022 |
2022 |
62,224 |
4,97 |
62,224 |
|
5. |
Создание точки трансформации 35 кВ ПС Быковка |
2022 |
2022 |
38,909 |
2,7 |
38,909 |
|
6. |
Создание точки трансформации 35 кВ ПС Белугино |
2022 |
2022 |
45,093 |
3,6 |
45,093 |
|
7. |
Создание точки трансформации 35 кВ ПС Климовское |
2022 |
2022 |
40,404 |
2,5 |
40,404 |
|
8. |
Организация цифровой радиосвязи филиала "ПАО "Россети Центр и Приволжье" - "Тулэнерго" |
2019-2025 |
2025 |
120,926 |
16,73 |
120,926 |
|
9. |
Цифровизация Ленинского РЭС (1, 2, 3, 4) |
2021-2023 |
2023 |
234,62 |
17,2 |
234,62 |
|
10. |
Цифровизация Щекинского РЭС (1, 2, 3, 4) |
2021-2023 |
2023 |
85,05 |
9,1 |
85,05 |
* Направления цифровизации в соответствии с концепцией "Цифровая трансформация 2030", принятой ПАО "Россети":
1) обеспечение готовности электросетевого комплекса к новым технологическим вызовам и потребностям потребителей;
2) улучшение характеристик надежности и эффективности электроснабжения потребителей;
3) повышение доступности электросетевой инфраструктуры;
4) адаптивность электросетевого комплекса к новым задачам и вызовам;
5) адаптивность людей и развитие кадрового потенциала и новых компетенций;
6) внедрение системы поддержки принятия решений на всех уровнях управления компании на базе аналитики, том числе с обработкой больших данных.
** Указанные мероприятия являются предварительными и требуют дополнительной проработки в составе отдельной проектной работы, включающей в себя технико-экономические обоснования данных мероприятий.
4. Схема развития электроэнергетики Тульской области
Схема развития электроэнергетики Тульской области включает в себя:
существующие и планируемые к строительству и выводу из эксплуатации электрические станции, установленная мощность которых превышает 5 МВт (приложение N 1 к Схеме и Программе развития электроэнергетики Тульской области на 2023 - 2027 годы);
существующие и планируемые к строительству и выводу из эксплуатации линии электропередачи и подстанции, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ (приложения N 2-4 к Схеме и Программе развития электроэнергетики Тульской области на 2023 - 2027 годы;
сводные данные по развитию электрической сети, класс напряжения которой ниже 110 кВ (приложение N 5 к Схеме и Программе развития электроэнергетики Тульской области на 2023 - 2027 годы);
карту-схему размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 110 кВ и выше и электростанций Тульской области в соответствии с базовым прогнозом потребления электрической энергии и мощности (приложение N 6 к Схеме и Программе развития электроэнергетики Тульской области на 2023 - 2027 годы);
карту-схему размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 110 кВ и выше и электростанций Тульской области в соответствии с региональным прогнозом потребления электрической энергии и мощности (приложение N 7 к Схеме и Программе развития электроэнергетики Тульской области на 2023 - 2027 годы);
нормальную схему электрических соединений 35 кВ и выше на 01.01.2021 и на период до 2027 года в соответствии с базовым прогнозом потребления электрической энергии и мощности (приложение N 8 к Схеме и Программе развития электроэнергетики Тульской области на 2023 - 2027 годы);
нормальную схему электрических соединений 35 кВ и выше на 01.01.2021 и на период до 2027 года в соответствии с региональным прогнозом потребления электрической энергии и мощности (приложение N 9 к Схеме и Программе развития электроэнергетики Тульской области на 2023 - 2027 годы).
-
Приложение N 1. Перечень существующих, планируемых к строительству и выводу из эксплуатации электрических станций, установленная мощность которых превышает 5 МВт, на период до 2027 года в соответствии с базовым и региональным прогнозами потребления электрической энергии и мощности по энергосистеме Тульской области
-
Приложение N 2. Основные характеристики линий электропередачи классом напряжения 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области
-
Приложение N 3. Основные характеристики электрических подстанций напряжением 220 кВ энергосистемы Тульской области (по филиалу ПАО "ФСК ЕЭС" - Приокское ПМЭС)
-
Приложение N 4. Основные характеристики электрических подстанций напряжением 110 кВ энергосистемы Тульской области (по филиалу ПАО "Россети Центр и Приволжье" - "Тулэнерго")
-
Приложение N 5. Вводы электросетевых объектов напряжением 500 кВ и ниже энергосистемы Тульской области на 2022 - 2027 годы
-
Приложение N 6. Схема развития электроэнергетики Тульской области на 2023 - 2027 годы
-
Приложение N 7. Схема развития электроэнергетики Тульской области на 2023 - 2027 годы
-
Приложение N 8. Схема развития электроэнергетики Тульской области на 2023 - 2027 годы
-
Приложение N 9. Схема развития электроэнергетики Тульской области на 2023 - 2027 годы