ПРАВИТЕЛЬСТВО ТУЛЬСКОЙ ОБЛАСТИ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

от 30 апреля 2021 года N 233


Об утверждении Схемы и Программы развития электроэнергетики Тульской области на 2022 - 2026 годы

     В соответствии с Постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики", на основании статьи 48 Устава (Основного Закона) Тульской области правительство Тульской области постановляет:

     1. Утвердить Схему и Программу развития электроэнергетики Тульской области на 2022 - 2026 годы (приложение).
     
     2. Признать утратившим силу пункт 1 Постановления правительства Тульской области от 29.04.2020 N 199 "Об утверждении Схемы и Программы развития электроэнергетики Тульской области на 2021 - 2025 годы".

     3. Постановление вступает в силу со дня официального опубликования, за исключением пункта 2 Постановления, вступающего в силу с 1 января 2022 года.

Первый заместитель Губернатора
Тульской области - председатель
правительства Тульской области
В.В.ШЕРИН

Приложение
к Постановлению правительства
Тульской области
от 30.04.2021 N 233

СХЕМА И ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ТУЛЬСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2022 - 2026 ГОДЫ

Введение

     Схема и Программа развития электроэнергетики Тульской области на 2022 - 2026 годы (далее - схема и программа) разработаны в соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденными Постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года 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 09.02.2021 на выполнение научно-исследовательской работы по теме "Схема и программа развития электроэнергетики Тульской области на 2022 - 2026 годы", заключенного между министерством жилищно-коммунального хозяйства Тульской области и АО "Институт "ЭНЕРГОСЕТЬПРОЕКТ".

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

     Задачами формирования схемы и программы являются:

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

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

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

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

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

     Основными принципами формирования схемы и программы являются:

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

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

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

     4) скоординированное развитие магистральной и распределительной сетевой инфраструктуры;

     5) скоординированное развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;

     6) публичность и открытость государственных инвестиционных стратегий и решений.

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

1. Общая характеристика Тульской области

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

     Эксплуатационная длина железнодорожных путей общего пользования составляет 960 км. Основные железнодорожные магистрали: Москва - Тула - Орел, Ряжск - Тула - Калуга, Москва - Ефремов - Донецк. На территории 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 77 пригородных поездов по 28 маршрутам. Наиболее интенсивные перевозки на железнодорожном транспорте наблюдаются в агломерациях г. Новомосковска и г. Тулы.

     По состоянию на 01.01.2021 общая протяженность автомобильных дорог составляет 14338,55 км, в том числе регионального или межмуниципального значения - 4323,39 км, федерального значения - 729,30 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

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

     В таблице 1.2 указаны населенные пункты с количеством жителей свыше 10 тысяч человек по состоянию на 1 января 2021 года.

     Таблица 1.2. Наиболее крупные населенные пункты Тульской области

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

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

     Индекс промышленного производства Тульской области по итогам 2020 года составил 112,4%, это второе место в ЦФО и пятое место в России. Рост промышленного производства региона обеспечен обрабатывающими отраслями, доля которых в объеме отгруженных товаров составляет 69,4%.

     Отличительной особенностью региона является высокая концентрация предприятий оборонно-промышленного комплекса, которыми осуществляется разработка и производство продукции военного назначения по различным направлениям. На территории Тульской области расположены 22 действующих предприятия оборонной промышленности, на которых заняты около 30 000 человек.

     Одним из базовых направлений производственной деятельности предприятий оборонно-промышленного комплекса является выпуск продукции по контрактам с государственными заказчиками в рамках государственного оборонного заказа. Поддержка оборонно-промышленного комплекса со стороны руководства области - приоритет в развитии промышленного комплекса.

     В химической промышленности региона в 2020 году индекс производства составил 101,9% по сравнению с 2019 годом.

     В 2020 году продолжена реализация крупных инвестиционных проектов в одном из ведущих предприятий химической отрасли ОАО "Щекиноазот" - проекты "Комплекс производств азотной кислоты мощностью 270 тысяч тонн в год и аммиачной селитры мощностью 340 тысяч тонн в год" и "Производство метанола мощностью 500 тысяч тонн в год".

     В металлургической промышленности индекс производства за 2020 год составил 112,8% по отношению к 2019 году.

     В 2020 году АО "Тулачермет" установило собственный рекорд по выплавке чугуна при работе двумя доменными печами. За год предприятие произвело 2,607 млн т чугуна, что на 244 тыс. т превышает результат 2019 года.

     В структуре регионального промышленного выпуска значимую долю составляет целлюлозно-бумажное производство, представленное такими предприятиями, как филиалы ООО "ЭсСиТи" в г. Веневе и г. Советске, ООО "Алексинская бумажно-картонная фабрика", ЗАО "ГОТЭК Центр". Индекс производства за 2020 год составил 99,3%.

     В легкой промышленности наблюдается разнонаправленная динамика по индексам производства текстильных изделий (97,2%), производства одежды (113,3%), производства кожи и изделий из кожи, производства обуви (93,2%).

     В соответствии с Указом Президента Российской Федерации от 21 декабря 2020 года N 800 "Вопросы Государственного Совета Российской Федерации" созданы комиссии по направлениям социально-экономического развития страны. Комиссию Государственного Совета Российской Федерации по направлению "Промышленность" возглавил Губернатор Тульской области А.Г. Дюмин.

     В рамках работы соответствующих структур Государственного Совета Российской Федерации в 2020 году проведены 3 заседания и порядка 20 мероприятий, на которых обсуждались проблемные вопросы, сдерживающие развитие промышленности, и вырабатывались соответствующие управленческие решения.

     Одним из важнейших решений стало квотирование государственных закупок продукции у производителей российских товаров для обеспечения нужд национальных проектов, принятое 31 июля 2020 года Государственной Думой Российской Федерации в виде поправок к Федеральному закону от 5 апреля 2013 года N 44-ФЗ "О контрактной системе в сфере закупок товаров, работ, услуг для обеспечения государственных и муниципальных нужд" и Федеральному закону от 18 июля 2011 года N 223-ФЗ "О закупках товаров, работ, услуг отдельными видами юридических лиц".

     Эти поправки могут стать эффективной мерой поддержки по сбыту предприятиями оборонно-промышленного комплекса своей гражданской продукции, произведенной в рамках диверсификации.

     Многие инициативы нашли отражение в разработанном Правительством Российской Федерации Едином плане по достижению национальных целей развития Российской Федерации на период до 2024 года и на плановый период до 2030 года.

     По другим инициативам также велись активные дискуссии с привлечением экспертного сообщества и деловых объединений.

     В рамках реализации национального проекта "Производительность труда" на базе творческого индустриального кластера "Октава" официально открыта региональная учебно-тренировочная площадка "Фабрика процессов" и доступна на бесплатной основе для рабочих групп предприятий-участников проекта. На учебно-тренировочной площадке осваивают практические навыки оптимизации производственных процессов. За время деятельности Фабрики обучено около 240 сотрудников предприятий-участников.

     В рамках национального проекта "Производительность труда" проведено обучение 364 руководителей и сотрудников предприятий инструментам бережливого производства. Кроме того, с июля 2020 года в регионе разработана и действует адресная поддержка повышения производительности труда.

     Главным результатом 2020 года в сфере научной и инновационной деятельности стало создание научно-образовательного центра (далее - НОЦ) мирового уровня "ТулаТЕХ", который был поддержан по итогам конкурса, проводимого Министерством науки и высшего образования Российской Федерации.

     НОЦ сформирован на основе кооперации ведущих научно-образовательных организаций и промышленных предприятий Тульской области и ключевых партнеров из других субъектов Российской Федерации.

     Основные задачи Тульского НОЦ:

     улучшение кооперации университетов и научных школ с реальным сектором экономики;

     создание привлекательных условий для работы в стране российским и зарубежным ведущим ученым, а также молодым перспективным исследователям;

     увеличение внутренних затрат на научные исследования и разработки, в том числе за счет привлечения внебюджетных источников.

     Ключевое направление НОЦ - оборонные технологии с применением комплексных передовых разработок в сферах управляемого высокоточного оружия и ракетного вооружения.

     Для обеспечения полного цикла работы НОЦ созданы три базовых направления, в которых имеется значительный научно-технический задел:

     МАШтех - комплексные передовые разработки в сферах горного, транспортного и точного машиностроения;

     ХИМтех - мономеры и полимеры, композитные материалы и функциональные покрытия;

     ЭКОБИОтех - разработки в области технологий и продуктов биоорганического синтеза, технологий снижения эмиссии и ликвидации накопленного экологического ущерба, экологического мониторинга.

     В рамках деятельности НОЦ запланировано создание сети научно-исследовательских лабораторий, центров развития компетенций и инжиниринговых центров.

     Непосредственными участниками НОЦ "ТулаТЕХ" стали 11 предприятий и 6 ведущих университетов, имеющих компетенции в упомянутых научных и технологических направлениях.

     В 2021 году будет продолжена реализация региональных проектов "Производительность труда" и "Промышленный экспорт", предусмотренных государственной программой Тульской области "Развитие промышленности в Тульской области", утвержденной Постановлением правительства Тульской области от 23.07.2015 N 343.

     Также будет продолжена реализация мер поддержки промышленных предприятий.

     В строительном комплексе Тульской области функционируют 2269 строительных организаций.

     Объем работ и услуг, выполненных собственными силами организаций по виду деятельности "строительство", за 2020 год на территории области составил 91,620 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 2020 году ввод жилья в регионе составил 679,4 тыс. м2, что превышает на 13% установленный целевой показатель по вводу жилья на 2020 год - 600 тыс. м2, из них физическими лицами построено 318 тыс. м2, многоквартирных домов - 361,4 тыс. м2. Прослеживается рост ввода многоквартирных домов по сравнению с прошлым годом почти в 1,5 раза.

     Другим важным направлением жилищной политики Тульской области является урегулирование обязательств застройщиков, признанных банкротами, перед обманутыми гражданами-участниками долевого строительства.

     В целях обеспечения прав указанной категории граждан по решению Правительственной комиссии по экономическому развитию и интеграции, созданной Постановлением Правительства Российской Федерации от 30 декабря 2009 г. N 1166, при участии ПАО АКБ "Российский капитал" была произведена достройка незавершенных объектов строительства ГК "СУ-155", признанной банкротом, в объеме более 1600 жилых помещений, из которых порядка 830 приобретены гражданами. В 2020 году при поддержке АО "ДОМ.РФ" начато строительство 5 проблемных объектов, возводимых застройщиком-банкротом ООО "СК Фаворит". Плановый срок завершения работ 2021 - 2022 годы.

     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" 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. Заявка одобрена Фондом содействия реформированию жилищно-коммунального хозяйства. В срок до 31.12.2023 планируется расселить 105,5 тыс. м2 аварийного жилья, переселить 5,3 тыс. человек.

     По состоянию на 01.01.2021 накопительным итогом с 2019 года расселено 45,6 тыс. м2, из них:

     28,2 тыс. м2 расселено в рамках программных мероприятий, в том числе в 2020 году расселено 24,11 тыс. м2 аварийного жилья, 1,21 тыс. человек;

     21,4 тыс. м2 расселено за счет средств региона.

     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. Общий объем бюджетных средств, направленный на строительство объектов социальной сферы, в 2020 году составил более 7 млрд рублей.

     В 2020 году продолжались строительно-монтажные работы по проекту "Строительство Тульского областного перинатального центра", стоимость объекта 4 млрд рублей, срок завершения работ в 2021 году.

     Министерство строительства Тульской области выступает как главный распорядитель средств бюджета Тульской области по наиболее крупным объектам, а также как координатор при строительстве социальных объектов в различных сферах. В 2020 году введены в эксплуатацию семь детских садов. Для занятий физической культурой и спортом на территории области в рамках программы "Газпром-детям" в 2020 году в г. Туле построен объект "Ледовый дворец", начато строительство трех физкультурно-оздоровительных комплексов с игровыми залами (г. Одоев, г. Тула), продолжается строительство спортивного сооружения "Тула-Арена".

     В 2021 году планируется строительство 32 объектов в различных социальных сферах за счет средств бюджетов различных уровней и внебюджетных источников.

     В рамках реализации национального проекта "Здравоохранение" в 2021 году начато строительство объекта "Онкологический центр в г. Туле", в рамках реализации национальных проектов "Образование" и "Демография" в 2021 году планируется строительство одного детского сада (г. Тула) и трех школ (г. Донской, г. Тула).

     На территории Тульской области в 2021 - 2025 годах планируется строительство 56 новых фельдшерско-акушерских пунктов, 89 - взамен существующих, строительство двух новых амбулаторий, двух кабинетов врача общей практики, строительство трех поликлиник взамен уже существующих.

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

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

     системная застройка, комплексное развитие территорий жилой застройкой;

     инфраструктурное обустройство территорий.

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

     С целью развития и популяризации малого и среднего предпринимательства в Тульской области реализуется комплекс мер поддержки регионального бизнеса в рамках государственной программы Тульской области "Развитие малого и среднего предпринимательства в Тульской области", утвержденной Постановлением правительства Тульской области от 30.10.2013 N 602.

     По состоянию на 01.01.2021 в реестр получателей государственной поддержки внесены сведения о 16922 субъектах малого и среднего предпринимательства (финансовая поддержка оказана 515 субъектам, консультационная поддержка оказана 11201 субъекту, поддержку в сфере образования получили 4769 субъектов, информационная поддержка оказана 112 субъектам, поддержка в области инноваций и промышленного производства оказана 112 субъектам, поддержка субъектов малого и среднего предпринимательства, осуществляющих внешнеэкономическую деятельность, оказана 184 субъектам, имущественную поддержку получили 29 субъектов).

     Общий объем средств, выделенных на программу в 2020 году, составил 465,0907 млн рублей, в том числе 306,5092 млн рублей за счет средств, поступивших из федерального бюджета, 127,9415 млн рублей за счет средств бюджета Тульской области, 30,640 млн рублей за счет средств внебюджетных источников.

     Микрокредитной компанией Тульский областной фонд поддержки малого предпринимательства в 2020 году было выдано 424 микрозайма субъектам малого и среднего предпринимательства (в 2019 году выдано 327 микрозаймов, темп роста составил 129,7%) на общую сумму 619,308 млн рублей (в 2019 году микрозаймов выдано на сумму 396,196 млн рублей, темп роста - 156,3%).

     Тульским областным гарантийным фондом оказана поддержка в виде предоставления 37 поручительств (в 2019 году выдано 16 поручительств, темп роста составил 231,3%) по кредитным обязательствам предпринимателей на общую сумму 294,7 млн рублей (в 2019 году поручительств выдано на сумму 171,67 млн рублей, темп роста - 171,7%). Это позволило привлечь в сферу малого и среднего предпринимательства 1980,9 млн рублей кредитных ресурсов (в 2019 году привлечено 578,54 млн рублей кредитных ресурсов, темп роста - 342,4%).

     Также в рамках программы 54 субъектам малого и среднего предпринимательства просубсидированы затраты на приобретение оборудования в целях создания и (или) развития либо модернизации производства товаров (работ, услуг), а также на финансовое обеспечение затрат, связанных с уплатой первого взноса при заключении договора лизина в общем объеме 40,0 млн рублей.

     Кроме того, в рамках реализации Плана мероприятий по обеспечению устойчивости экономики и поддержке предприятий Тульской области в условиях предупреждения распространения коронавирусной инфекции, утвержденного распоряжением правительства Тульской области от 29.04.2020 N 311-р "О мерах по обеспечению устойчивого развития экономики Тульской области в условиях предупреждения распространения коронавирусной инфекции (COVID-19)", оказана следующая финансовая поддержка в виде предоставления субсидий:

     424 субъектам малого и среднего предпринимательства, пострадавшим от распространения новой коронавирусной инфекции (COVID-19), в 2020 году предоставлены субсидии в размере 11,2 млн рублей;

     42 субъектам малого и среднего предпринимательства, имеющим статус социального предприятия, предоставлены субсидии на общую сумму 4,1 млн рублей.

     В целях оказания имущественной поддержки субъектам малого предпринимательства осуществляет деятельность государственное учреждение Тульской области "Тульский областной бизнес-инкубатор".

     По состоянию на 31.12.2020 наполняемость корпуса "Мой бизнес" (г. Тула, ул. Кирова, д. 135/1) составляла 100% (размещено 39 резидентов и создано 66 рабочих мест), на базе данного корпуса создан IT-кластер для начинающих предпринимателей.

     Наполняемость корпуса "Социальный бизнес-инкубатор" (г. Тула, ул. Кирова, 135) составила 70% (размещено 19 резидентов и создано 31 рабочее место).

     С целью увеличения спектра услуг для предпринимателей и количества получателей государственной поддержки большое внимание уделяется развитию инфраструктуры поддержки малого и среднего предпринимательства, 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", Центр поддержки экспорта, Центр инжиниринга, Тульский областной гарантийный фонд, Микрокредитная компания Тульский областной фонд поддержки малого предпринимательства, ГУ ТО "Тульский областной бизнес-инкубатор".

     В целях создания доступной и удобной инфраструктуры поддержки предпринимательства в муниципальных образованиях в 2020 году в городах Новомосковск и Ефремов открыты представительства центра "Мой Бизнес". Местные предприниматели, а также хозяйствующие субъекты из близлежащих районов в режиме "одного окна" могут узнать обо всех государственных мерах поддержки малого и среднего бизнеса, оформить заявку на их получение.

     Внедрение новых инструментов поддержки и развития малого и среднего бизнеса будет продолжено в 2021 году.

Индустриальный парк "Узловая" и особая экономическая зона промышленно-производственного типа "Узловая"

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

     Конкурентными преимуществами индустриального парка "Узловая" являются:

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

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

     развитая инженерная инфраструктура.

     В 2016 году АО "Корпорация развития Тульской области" завершило строительство ПС 110/10 кВ Индустриальная (2 x 125 МВА) и двух ВЛ 110 кВ (2 x 7,6 км) по договору об осуществлении технологического присоединения к ПС 220 кВ Северная ПАО "ФСК ЕЭС" с выделенным 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 2021 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" (ОЭЗ ППТ "Узловая"), созданная Постановлением Правительства Российской Федерации от 14 апреля 2016 г. N 302. Общая площадь особой экономической зоны составляет 471,5 гектара. Земельные участки категории "земли промышленности" принадлежат на праве собственности АО "Корпорация развития Тульской области".

     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 настоящее время на территории ОЭЗ ППТ "Узловая" размещены 18 резидентов, пять из которых уже начали промышленное производство продукции, еще один находится в стадии активного строительства, остальные - в стадии проектирования предприятий. В 2020 году завершено строительство производств ООО "Тензограф".

Проект комплексного развития территории "Новая Тула"

     Проект комплексного развития территории "Новая Тула" предполагает строительство комплекса микрорайонов жилого и общественно-делового назначения вблизи Калужского шоссе в городе Туле. Первый этап проекта предусматривает строительство более 800 тыс. м2 социального и коммерческого жилья с необходимой для комфортного проживания инфраструктурой. Микрорайон рассчитан на 25 тысяч жителей. Транспортная доступность территории будет обеспечена за счет строительства магистрали общегородского значения. Площадь земельного участка для реализации первого этапа высокоэтажной застройки - 105 га.

     Выполнено строительство сетей газоснабжения.

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

     Построено примыкание к автомобильной дороге Р-132 "Калуга - Тула - Михайлов - Рязань" (140 м) и участок N 1 автомобильной дороги протяженностью 180 м. Выполнен проект строительства автодороги-дублера Калужского шоссе со светофорным объектом и участка N 1 внутриквартальной дороги к ранее сданным домам. Заключен договор с инвестором на продолжение строительства данного района.

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:

     ООО "Ефремов-Фарма" - полный цикл разработки и крупнотоннажного производства активных фармацевтических субстанций, получаемых методом биотехнологического синтеза;

     ООО "ПромБиоТехнологии" - строительство завода по глубокой переработке фуражных зерновых культур;

     ООО "Листер" - строительство производства профессиональных инновационных дезинфицирующих средств;

     ООО "Мясная компания АСТРА" - строительство производства мясной продукции;

     ООО "Тульский завод растительных масел" - строительство маслоэкстракционного завода;

     ООО "БВК Техно Групп" - производство животного белка на основе технологии микробиологического синтеза;

     ООО "БиоКор" - создание современного биотехнологического комбината по производству концентрированных белковых кормопродуктов и молочной кислоты;

     ООО "Биоинтех" - изготовление сложного технологического оборудования из нержавеющей стали;

     ООО "ТауФарм" - создание инновационного рыбоводческого хозяйства по выращиванию рыбы;

     ООО "Компас Фудс" - реконструкция завода по производству замороженных полуфабрикатов из мяса птицы;

     ООО "Куриное царство" - строительство завода по убою и переработке бройлеров;

     ООО "Черкизово-МП" - строительство завода по убою и переработке свиней.

     В мае 2018 года на Петербургском международном экономическом форуме правительством Тульской области и ООО "Каргилл" подписано соглашение о сотрудничестве по созданию в городе Ефремове биотехнологического кластера. В рамках создания биокластера уже реализуются семь инвестиционных проектов:

     ООО "ПромБиоТехнологии" - строительство завода по глубокой переработке фуражных зерновых культур;

     ООО "Ефремов-Фарма" - полный цикл разработки и крупнотоннажного производства активных фармацевтических субстанций, получаемых методом биотехнологического синтеза;

     ООО "Тульский завод растительных масел" - строительство маслоэкстракционного завода;

     ООО "БиоКор" - создание современного биотехнологического комбината по производству концентрированных белковых кормопродуктов и молочной кислоты;

     ООО "Биоинтех" - изготовление сложного технологического оборудования из нержавеющей стали;

     ООО "ТауФарм" - создание инновационного рыбоводческого хозяйства по выращиванию рыбы;

     ООО "Компас Фудс" - реконструкция завода по производству замороженных полуфабрикатов из мяса птицы.

     Для эффективного функционирования биотехнологического кластера, а также снятия инфраструктурных ограничений правительством региона направлена заявка в НО "Фонд развития моногородов" на софинансирование строительства автомобильной дороги. Стоимость строительства - 202 млн рублей, участие Фонда составит 163 млн рублей.

     Планируется построить двухполосную дорогу 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" (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 территории ТОСЭР "Алексин" свою деятельность осуществляют семь резидентов.

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 "МРСК Центра и Приволжья" (0,4 - 6(10) - 35 - 110 кВ);

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

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

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

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

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

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

     На территории Тульской области располагаются электростанции промышленных предприятий:

     1) ТЭЦ-ПВС АО "Тулачермет" (101,5 МВт);

     2) ТЭЦ-ПВС ПАО "Косогорский металлургический завод" (24 МВт);

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

     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 01.01.2021.

     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 01.01.2021

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

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 Суворов.

     Основное оборудование Черепетской ГРЭС включает два энергоблока мощностью по 225 МВт в составе турбоагрегатов К-225-12,8-4Р и котлов Еп-630-13,8-565/570 (КТ) номинальной паропроизводительностью 630 т/ч. Установленная тепловая мощность энергоблока составляет 65 Гкал/ч, суммарно по двум энергоблокам мощностью по 225 МВт - 130 Гкал/ч. Дополнительно тепловая мощность может отпускаться от оборудования 1 и 2 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 01.01.2021 представлены в таблице 2.2.

     Таблица 2.2. Основные характеристики генерирующего оборудования

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 01.01.2021 представлены в таблице 2.3.

     Таблица 2.3. Основные характеристики генерирующего оборудования

     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 01.01.2021 представлены в таблице 2.4.

     Таблица 2.4. Основные характеристики генерирующего оборудования

2.1.4. Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Приокское предприятие магистральных электрических сетей

     Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - Приокское предприятие магистральных электрических сетей (Приокское ПМЭС) - одно из восьми предприятий Магистральных электрических сетей Центра, входящих в состав ПАО "ФСК ЕЭС". Осуществляет эксплуатационно-ремонтное обслуживание линий электропередачи и подстанций сверхвысокого напряжения Центрального региона. Будучи неотъемлемой частью Единой энергосистемы России, находясь на пересечении главных перетоков мощности и электроэнергии внутри ЕЭС, Приокское ПМЭС трансформирует и передает электроэнергию, выработанную электростанциями, являясь связующим звеном трех 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 линия электропередачи классом напряжения 220 кВ общей протяженностью 990,18 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 "Тулэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья", а также напрямую одному из крупнейших промышленных потребителей Тульской области - АО "Новомосковская акционерная компания "Азот" с шин ПС 220 кВ Северная и ПС 220 кВ Химическая.

2.1.5. Филиал "Тулэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья"

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

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

     1) Ленинский РЭС;

     2) Щекинский РЭС;

     3) Кимовский РЭС;

     4) Новомосковский РЭС;

     5) Белевский РЭС;

     6) Плавский РЭС;

     7) Суворовский РЭС;

     8) Воловский РЭС;

     9) Ефремовский РЭС;

     10) Алексинский РЭС;

     11) Киреевский ГРЭС;

     12) Ясногорский РЭС;

     13) Богородицкий РЭС;

     14) Веневский РЭС.

     Структура Филиала "Тулэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья" представлена на рисунке 2.1*.

Рисунок 2.1. Структура Филиала "Тулэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья"

     * Рисунок 2.1 не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.
     
     
     Общая протяженность ЛЭП 0,4 - 110 кВ в одноцепном исполнении составляет 34740,2 км, из них ВЛ 110 кВ 2710,58 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 "Тулэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья" в 2019 - 2020 годах представлена в таблице 2.5.

     Таблица 2.5. Информация о составе основных средств филиала "Тулэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья"

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

     Оценка технического уровня электросетевых объектов филиала "Тулэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья" представлена в таблице 2.6.

     Таблица 2.6. Технический уровень электросетевых объектов филиала "Тулэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья"

     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 Черемушки.

     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 Черемушки.

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

2.1.6. Территориальные сетевые организации Тульской области

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

     1) АО "Тульские городские электрические сети" (АО "ТГЭС") - в границах города Тулы;

     2) ООО "ПромЭнергоСбыт" - на территории города Новомосковска Тульской области, а также поселков Малиновский, Ширинский, Клин, Гипсовый, Шамотный, Заречье, Энергетиков, Депо, МОГЭС, Западный, 25 лет Химкомбината, Химиков, Энергетиков-2, Новозасецкий, Аварийный, Шпальный; деревень Маклец, Ильинка, Мошок, Урванка, Большое Колодезное, Придонье; поселков шахт NN 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 01.01.2020 приведены в таблице 2.7.

     Таблица 2.7. Основные характеристики объектов электросетевого хозяйства ТСО Тульской области на 01.01.2021

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 01.04.2021 в Тульской области действует 21 энергосбытовая организация, являющаяся субъектами ОРЭМ.

2.2. Динамика изменения уровней электропотребления и максимума/минимума зимних и летних нагрузок энергосистемы Тульской области за 2016 - 2020 годы

     Объем потребления электрической энергии в энергосистеме Тульской области составил в 2020 году 10,269 млрд кВт.ч, превысив уровень 2016 года на 0,304 млрд кВт.ч (на 3,05%). Среднегодовой темп прироста за период 2016 - 2020 годы составил по энергосистеме Тульской области 0,8%.

     Удельный вес энергосистемы Тульской области в потреблении электрической энергии по ОЭС Центра за рассматриваемый период изменился незначительно и составил в 2020 году 4,3%.

     Отчетная динамика потребления электрической энергии за период 2016 - 2020 годов приведена в таблице 2.8.

     Таблица 2.8. Динамика потребления электроэнергии по энергосистеме Тульской области за 2016 - 2020 годы

     Собственный максимум нагрузки в 2020 году составил 1577 МВт. За период 2016 - 2020 годов наибольшее значение зафиксировано в 2020 году (1577 МВт), наименьшее - в 2016 году (1537 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 2016 - 2020 годы

     Таблица 2.10. Динамика изменения максимума/минимума летних нагрузок энергосистемы Тульской области за 2016 - 2020 годы

2.3. Структура электропотребления за 2016 - 2020 годы

     Данные по электропотреблению Тульской области с разделением по группам потребителей в 2016 - 2020 годах представлены в таблице 2.11.

     Таблица 2.11. Структура электропотребления Тульской области в 2016 - 2020 годах

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

     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 75% общего потребления электрической энергии региона. Объем электропотребления промышленного производства увеличился с 2016 по 2020 годы на 234 млн кВт.ч (на 4,5%). Доля промышленного производства в структуре электропотребления увеличилась за рассматриваемый период на 0,7 процентных пункта.

     Прирост потребления электрической энергии в жилищно-коммунальном хозяйстве, населением и бюджетными потребителями составил за рассматриваемый период 84,8 млн кВт.ч (на 4,0%), 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 25,75 млн кВт.ч (на 15,2%), что связано с развитием агропромышленного комплекса Тульской области.

     Структура электропотребления Тульской области за 2020 год представлена на рисунке 2.2*.

Рисунок 2.2. Структура электропотребления Тульской области за 2020 г., %*

     * Рисунок 2.2 не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.

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; ОАО "Щекиноазот" - крупное предприятие по производству промышленной химии. Объемы их электропотребления в совокупном объеме электропотребления Тульской области в 2020 году составляли 14,5% и 7,0% 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 2020 году около 27%.

     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

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

     Таблица 2.13. Объем потребления мощности крупными потребителями в Тульской области

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

2.4. Анализ балансов мощности и электроэнергии энергосистемы Тульской области за 2016 - 2020 годы

     Согласно фактическим замерам собственный максимум потребления мощности энергосистемы Тульской области за 2016 - 2020 годы зафиксирован 10.12.2020 в 10.00 и составил 1577 МВт при частоте электрического тока 50,00 Гц и среднесуточной температуре наружного воздуха минус 9,1 град. C. Максимальная нагрузка электростанций на час прохождения максимума составила 727,03 МВт.

     Фактический баланс мощности энергосистемы Тульской области на час прохождения совмещенного с ЕЭС России максимума потребления электрической мощности за период 2016 - 2020 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 2016 - 2020 годов, МВт

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

     Согласно фактическим замерам максимум потребления мощности за указанный 5-летний период на час прохождения совмещенного с ЕЭС России максимума потребления мощности зафиксирован в 10.00 24.01.2019 и составил 1534,51 МВт, величина генерации составила 766,07 МВт. В момент зафиксированного максимума потребления мощности в 2019 году сальдо перетоков мощности от соседних энергосистем составляло 768,44 МВт.

     Согласно фактическим замерам режимного дня в 2019 году (в 18.00 18.12.2019) потребление энергосистемы Тульской области составило 1422 МВт при нагрузке электростанций 658,2 МВт.

     Баланс электрической энергии по территории энергосистемы Тульской области за 2016 - 2020 годы приведен в таблице 2.15.

     Таблица 2.15. Баланс электрической энергии по территории энергосистемы Тульской области за 2016 - 2020 годы, млн кВт.ч

     Максимальное потребление электрической энергии энергосистемы Тульской области за период 2016 - 2020 годов отмечено в 2019 году и составило 10289,9 млн кВт.ч при выработке электрической энергии в объеме 5296,1 млн кВт.ч. В 2020 году имело место снижение потребления электрической энергии энергосистемы Тульской области по сравнению с 2019 годом на 0,2%.

2.4.1. Структура выработки электроэнергии по видам собственности и видам генерирующего оборудования за 2020 год

     Выработка электрической энергии электростанциями энергосистемы Тульской области, включая производство электрической энергии электростанциями промышленных предприятий, в 2020 году составила 5105,0 млн кВт.ч (96,4% от факта 2019 года):

     1) электростанция АО "Интер РАО - Электрогенерация" - 1485,7 млн кВт.ч;

     2) электростанция ООО "Щекинская ГРЭС" - 98,7 млн кВт.ч;

     3) электростанции ПАО "Квадра" - 2247,3 млн кВт.ч;

     4) электростанции промышленных предприятий - 1273,2 млн кВт.ч.

     Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности за 2020 год приведена в таблице 2.16.

     Таблица 2.16. Структура выработки электроэнергии в энергосистеме Тульской области по типам электростанций и видам собственности за 2020

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

     Доля выработки электроэнергии электростанций по видам собственности от общей выработки энергосистемы Тульской области за 2020 год приведена на рисунке 2.3*.

Рисунок 2.3. Доля выработки электроэнергии за 2020 год, %*

     * Рисунок 2.3 не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.
     
     
     Структура выработки электроэнергии электростанций энергосистемы Тульской области за 2020 год по видам генерирующего оборудования (млн кВт.ч) приведена на рисунке 2.4*.

Рисунок 2.4. Структура выработки электроэнергии за 2020 год, млн кВт.ч*

     * Рисунок 2.4 не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.
     
     
     Сведения о коэффициенте использования установленной мощности электростанций энергосистемы Тульской области за 2020 год приведены в таблице 2.17.

     Таблица 2.17. Коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) электростанций энергосистемы Тульской области за 2020 год

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

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 2.5* и 2.6* 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.

Рисунок 2.5. Возрастная структура линий электропередачи 110 кВ энергосистемы Тульской области*

     * Рисунок 2.5 не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.

Рисунок 2.6. Возрастная структура линий электропередачи 220 кВ энергосистемы Тульской области*

     * Рисунок 2.6 не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.
     

     Таблица 2.18 Возрастная структура линий электропередачи 110 и 220 кВ на 01.01.2021

     С учетом данных по состоянию электросетевого хозяйства филиалом "Тулэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья" планируется реконструкция электросетевых объектов в связи со значительным физическим износом (таблица 2.19).

     Таблица 2.19. Перечень электросетевых объектов, по которым планируется реконструкция в связи со значительным физическим износом

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

2.6. Анализ произведенных в 2020 году вводов, реконструкций электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше на территории Тульской области

     Информация по выполненным в 2020 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 2020 году

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

     * Новых вводов и капитальной реконструкции объектов 110 кВ филиала "Тулэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья" в 2020 году не было.

     В 2021 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 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 Новоселки;

     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 - Шепелево с отпайками;

     9) ВЛ 110 кВ Ушатово - Шепелево с отпайками;

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

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

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

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

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

     С энергосистемой Рязанской области:

     1) ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Михайловская;

     2) ВЛ 110 кВ Виленки - Гремячее;

     3) ВЛ 110 кВ Зубово - Горлово.

     С энергосистемой Орловской области:

     1) ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Мценск;

     2) ВЛ 110 кВ 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 2020 год

     В настоящий момент энергосистема Тульской области связана:

     1) с энергосистемой г. Москвы и Московской области по ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Каширская ГРЭС, ВЛ 110 кВ Каширская ГРЭС - Мордвес с отпайкой на ПС Новоселки, 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) с 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 - Шепелево с отпайками, ВЛ 110 кВ Суворов - Шепелево с отпайками, ВЛ 110 кВ Шипово - Ферзиково с отпайкой на ПС Средняя, ВЛ 110 кВ Шепелево - Белев 1 с отпайками, ВЛ 110 кВ Шепелево - Белев 2 с отпайками, ВЛ 110 кВ Космос - Заокская с отпайкой на ПС Яковлево, ВЛ 110 кВ Суворов - Агеево с отпайкой на ПС Безово;

     5) с 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 2020 году в зимний период, МВт

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

     Таблица 2.22. Структура баланса мощности и сальдо перетоков мощности энергосистемы Тульской области в 2020 году в летний период, МВт

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

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

     В день зимних контрольных замеров 18.12.2019 в 18.00 суммарное потребление мощности энергосистемы Тульской области составило 1422 МВт, при этом генерация составляла 658,2 МВт. В день летних контрольных замеров 17.06.2020 в 10.00 суммарное потребление мощности энергосистемы Тульской области составило 1110 МВт, при этом генерация составляла 447,7 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

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

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 2025 году срок службы всех автотрансформаторов, указанных в таблице 2.23, 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

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

     * 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 (2 x 250 МВА), ПС 220 кВ Ленинская (2 x 200 МВА), ПС 220 кВ Металлургическая (2 x 125 МВА).

     В день контрольного замера 16.12.2020 18.00 наибольшая загрузка автотрансформаторов была на ПС 220 кВ Ленинская и составляла 42% от суммарной номинальной мощности АТ 220/110 кВ. Средняя загрузка АТ-1 и АТ-2 на ПС 220 кВ Тула составляла 34,5%, на ПС 220 кВ Металлургическая - 18,4% от суммарной номинальной мощности АТ соответственно.

     В день контрольного замера 17.06.2020 10.00 средняя загрузка автотрансформаторов на ПС 220 кВ Ленинская составляла 31,7%, на ПС 220 кВ Тула - 24,6%, на ПС 220 кВ Металлургическая - 17% от суммарной номинальной мощности АТ 220/110 кВ соответственно

Новомосковский энергорайон

     Центром питания Новомосковского энергорайона являются ПС 220 кВ Северная (2 x 200 МВА и 1 x 180 МВА) и ПС 220 кВ Химическая (2 x 200 МВА).

     В день контрольного замера 16.12.2020 18.00 максимальная загрузка автотрансформатора была зафиксирована на АТ-1 на ПС 220 кВ Химическая и составляла 132 МВА (66 %) от номинальной мощности. Средняя загрузка АТ-1 и АТ-2 на ПС 220 кВ Химическая составляла 41% 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 17.06.2020 10.00 средняя загрузка автотрансформаторов на ПС 220 кВ Химическая составляла 24%, на ПС 220 кВ Северная - 22,7% от суммарной номинальной мощности АТ соответственно.

Энергорайон Бегичево - Люторичи

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

     В день контрольного замера 16.12.2020 18.00 средняя загрузка автотрансформаторов на ПС 220 кВ Бегичево и ПС 220 кВ Люторичи составляла 30,6% от суммарной номинальной мощности АТ.

     В день контрольного замера 17.06.2020 10.00 средняя загрузка автотрансформаторов на ПС 220 кВ Бегичево и ПС 220 кВ Люторичи составляла 26,7% от суммарной номинальной мощности АТ.

Щекинский энергорайон

     Центром питания Щекинского энергорайона является Щекинская ГРЭС и ПС 220 кВ Яснополянская (2 x 125 МВА).

     Средняя загрузка автотрансформаторов ПС 220 кВ Яснополянская в режимный день контрольного замера зимних максимальных нагрузок 16.12.2020 18.00 составила 18,6% от суммарной номинальной мощности АТ 220/110 кВ, в режимный день контрольного замера летних максимальных нагрузок 17.06.2020 10.00 - 9,4% от суммарной номинальной мощности АТ 220/110 кВ.

Ефремовский энергорайон

     Основными питающими центрами Ефремовского энергорайона являются Ефремовская ТЭЦ и ПС 220 кВ Звезда (1 x 125 МВА).

     В режимный день за 16.12.2020 18.00 на ПС 220 кВ Звезда загрузка АТ-1 составляла 23% от номинальной мощности.

     В режимный день за 17.06.2020 10.00 на ПС 220 кВ Звезда загрузка АТ-1 составляла 16% от номинальной мощности.

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

Заокский энергорайон

     Основными центрами питания Заокского энергорайона со стороны энергосистемы Тульской области является Алексинская ТЭЦ, ПС 220 кВ Шипово (1 x 125 МВА), со стороны энергосистемы Калужской области ПС 220 кВ Протон (2 x 125 МВА) (собственник - ФГБУ "Государственный научный центр Российской Федерации - Институт физики высоких энергий").

     В день контрольного замера 16.12.2020 18.00 и загрузка АТ-2 на ПС 220 кВ Шипово составляла 44 МВА или 35% от номинальной мощности.

     В день контрольного замера 17.06.2020 10.00 АТ-2 на ПС 220 кВ Шипово был отключен.

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 "Тулэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья", 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 "Тулэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья" приведены в приложении N 4.

     Таблица 2.25. Сведения о загрузке центров питания 110 кВ филиала "Тулэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья", характеризующихся недостаточной пропускной способностью в послеаварийных и ремонтных схемах

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

     * Величина длительно допустимой мощности трансформаторов определена в соответствии с Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 28.03.2019 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. N 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 последние три года (2018 - 2020).

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 отчетный 2020 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 2016 - 2020 годы

     Существующая установленная электрическая и тепловая мощность электростанций энергосистемы Тульской области по состоянию на 01.01.2021 представлена в таблице 2.26.

     Таблица 2.26. Установленная мощность электростанций энергосистемы Тульской области по состоянию на 01.01.2021

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

     В таблице 2.27 приведены данные о динамике изменения установленной мощности электростанций Тульской области за прошедший пятилетний период. По отношению к 2017 году суммарная установленная мощность в 2020 году уменьшилась на 11,85 МВт.

     Таблица 2.27. Установленная мощность электростанций энергосистемы Тульской области, МВт

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

     За период 2016 - 2020 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. NN 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.

     За период 2016 - 2020 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 2016 - 2020 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 2016 - 2020 годов составила 980 МВт.

     Суммарная мощность введенного в эксплуатацию генерирующего оборудования ТЭС в энергосистеме Тульской области за период 2016 - 2020 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 2021 - 2026 годы, МВт

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

     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

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

2.13. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения в Тульской области за 2016 - 2020 годы

     Динамика производства, потребления и структура отпуска тепловой энергии по энергосистеме Тульской области с 2016 года представлена в таблице 2.30.

     Таблица 2.30. Динамика производства, потребления тепловой энергии по энергосистеме Тульской области за 2016 - 2020 годы, тыс. Гкал

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

     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

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

2.14. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за 2016 - 2020 годы

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

     Основные показатели энерго- и электроэффективности Тульской области за 2016 - 2020 годы в соответствии с данными Туластата представлены в таблице 2.32.

Таблица 2.32. Основные показатели энерго- и электроэффективности Тульской области за 2016 - 2020 годы

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

     * 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 электростанций филиала ПАО "Квадра" - "Центральная Генерация", а также ООО "Щекинская ГРЭС" является природный газ. Уголь Интинского месторождения и (или) мазут используются в качестве резервного топлива.

     Основным и резервным видами топлива филиала "Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина" АО "Интер РАО - Электрогенерация" является уголь Кузнецкого бассейна марки ДГ ("Г" или "Д" - резервное). Для растопки и подсветки факела используется мазут марки М-100.

     Информация об обеспеченности резервными видами топлива предприятий генерации электрической и тепловой энергии Тульской области представлена в таблице 2.33.

     Таблица 2.33. Обеспеченность резервными видами топлива предприятий генерации электрической и тепловой энергии Тульской области

     Объем и структура топливного баланса энергоисточников Тульской области за 2020 год указаны в таблице 2.34.

     Таблица 2.34. Объем и структура топливного баланса энергоисточников Тульской области за 2020 год, тыс. тут

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

2.16. Единый топливно-энергетический баланс Тульской области за 2016 - 2020 годы

     Топливно-энергетический баланс Тульской области подготовлен в соответствии с Порядком составления топливно-энергетических балансов субъектов Российской Федерации, муниципальных образований, утвержденным Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 14 декабря 2011 г. N 600, с использованием официальной статистической информации, представленной Территориальным органом Федеральной службы государственной статистики по Тульской области. Баланс сформирован в единых энергетических единицах - тысячах тонн условного топлива.

     Конечное потребление топливно-энергетических ресурсов Тульской области за 2015 - 2019 годы приведено в таблице 2.35.

     Таблица 2.35. Топливно-энергетический баланс Тульской области за период 2015 - 2019 годов, тыс. тут

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

3. Основные направления развития электроэнергетики Тульской области на 2021 - 2026 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 2021 - 2027 годы.

     "Региональный" - прогноз потребления электроэнергии и мощности, соответствующий прогнозу электропотребления в рамках проекта Схемы и программы развития ЕЭС России на 2021 - 2027 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 2021 - 2027 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).

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

     проект схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2021 - 2027 годы;

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

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

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

     Итоги участия генерирующих объектов электростанций Тульской области в конкурентном отборе мощности (КОМ) на период 2021 - 2026 годов, данные о генерирующих объектах, мощность которых поставляется в вынужденном режиме (МВР), а также об объектах, в отношении которых заключены договоры о предоставлении мощности (ДПМ), приведены в таблице 3.2.

     Таблица 3.2. Текущий статус генерирующих объектов Тульской области на период 2021 - 2026 годов

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

     * Указанное в таблице оборудование отнесено к МВР на 2021 год в соответствии с распоряжением Правительства Российской Федерации от 31 июля 2017 г. N 1646-р.

     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

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

     Таблица 3.4. Перечень перспективных потребителей в рамках регионального прогноза потребления электрической энергии и мощности энергосистемы Тульской области

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

3.2. Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность по Тульской области на 2021 - 2026 годы

     Базовый вариант прогноза спроса на электроэнергию и мощность соответствует прогнозу электропотребления в рамках проекта Схемы и программы развития ЕЭС России на 2021 - 2027 годы.

     По базовому варианту прогнозного спроса потребление электроэнергии по энергосистеме Тульской области к 2026 году оценивается на уровне 12,197 млрд кВт.ч при среднегодовых темпах прироста за прогнозный период 2,91%. Прирост электропотребления в 2026 году относительно 2020 года может составить 18,8%.

     Базовый прогноз спроса на электрическую энергию по энергосистеме Тульской области на 2021 - 2026 годы представлен в таблице 3.5.

     Таблица 3.5. Базовый прогноз спроса на электрическую энергию по энергосистеме Тульской области на 2021 - 2026 годы

     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 2021 - 2026 годы с распределением по энергорайонам представлен в таблице 3.6.

     Таблица 3.6. Базовый прогноз спроса на электрическую мощность по энергосистеме Тульской области на 2021 - 2026 годы

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

     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 2026 году относительно 2020 года составит 356 МВт из них:

     1) ООО "Тепличный комплекс "Тульский" - 150 МВт;

     2) АО "Тулачермет" - 30 МВт;

     3) ОАО "Щекиноазот" - 40 МВт и 15 МВт;

     4) ОАО "РЖД" - 20,7 МВт.

     По региональному варианту прогноза потребление электрической энергии оценивается в 2026 году на уровне 16,248 млрд кВт.ч. при среднегодовых темпах прироста за прогнозный период 7,95% (таблица 3.7). Прирост электропотребления к 2026 году относительно 2020 года составит 58,224 млрд кВт.ч (58,2%).

     Региональный прогноз спроса на электрическую энергию по энергосистеме Тульской области на 2021 - 2026 годы представлен в таблице 3.7.

     Таблица 3.7. Региональный прогноз спроса на электрическую энергию по энергосистеме Тульской области на 2021 - 2026 годы

     Региональный прогноз спроса на электрическую мощность по энергосистеме Тульской области на 2021 - 2026 годы с распределением по энергорайонам представлен в таблице 3.8.

     Таблица 3.8. Региональный прогноз спроса на электрическую мощность по энергосистеме Тульской области на 2021 - 2026 годы

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

     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 2026 году относительно 2020 года составит около 848 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

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

     Перспективный объем потребления электроэнергии крупными потребителями в энергосистеме Тульской области приведен в таблице 3.10.

     Таблица 3.10. Объем потребления электроэнергии крупными потребителями в энергосистеме Тульской области

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

     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 2021 - 2026 годы

     Перспективный баланс мощности энергосистемы Тульской области на период до 2026 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 2021 - 2026 годы

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

     Сведения о производстве электрической энергии по данным генерирующих компаний Тульской области на период до 2026 года, учтенные в рамках регионального прогнозного баланса мощности энергосистемы Тульской области на период до 2026 года, представлены в таблице 3.12.

     Таблица 3.12. Производство электрической энергии на 2021 - 2026 годы по данным генерирующих компаний Тульской области, млн кВт.ч

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

3.4. Расчеты электрических режимов сети напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области на 2021 - 2026 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 2021 - 2026 годов проведен анализ параметров послеаварийных режимов, и сделана оценка их допустимости.

     Расчеты электрических режимов сети 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области для нормальной и ремонтных схем, а также послеаварийных режимов в указанных схемах проводились с учетом нормативных возмущений в соответствии с требованиями Методических указаний по устойчивости энергосистем, утвержденных Приказом Минэнерго России от 03.08.2018 N 630, для режима зимних максимальных и зимних минимальных нагрузок рабочего дня, режима летних максимальных нагрузок рабочего дня и летних минимальных нагрузок выходного дня на пятилетний период для каждого года и сценариев развития региональной электроэнергетики, соответствующих базовому и региональному прогнозам потребления электроэнергии и мощности.

     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" (далее - ГОСТ Р 58670-2019) необходимо учитывать следующие расчетные температурные условия:

     зимний режим максимальных и минимальных нагрузок при температуре наружного воздуха плюс 5 град. 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 26 град. 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 град. 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 град. C согласно СНиП 23-01-99 "Строительная климатология" и составляет плюс 30 град. C.

     На основании расчетов электроэнергетических режимов на период 2021 - 2026 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 2021 - 2026 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 2021 - 2026 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 2021 - 2026 годов

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

     Таблица 3.14. Прогнозные величины потребления мощности для регионального варианта прогноза потребления электроэнергии и мощности по энергосистеме Тульской области для характерных периодов 2021 - 2026 годов

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

     В расчетных схемах на этапе 2021 - 2026 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

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

     При выполнении расчетов электроэнергетических режимов на этапе 2021 - 2026 годов для регионального прогноза потребления электроэнергии и мощности принимались среднестатистические значения величин генерируемой активной мощности электростанций энергосистемы Тульской области как для базового прогноза потребления электроэнергии и мощности, так и 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

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

     С учетом запланированного роста нагрузок по базовому прогнозу потребления электрической энергии и мощности в режимах зимних максимальных нагрузок при температуре наружного воздуха минус 26 град. C в период 2021 - 2026 годов при среднестатистических значениях величин генерирующей мощности электростанций энергосистемы Тульской области 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 2021 - 2023 годы) (токовая загрузка составляет 108% от длительно допустимого тока (1000 А);

     2) МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Химическая - Арсенал на ПС 220 кВ Химическая (в период 2024 - 2026 годы) (токовая загрузка составляет 111% от длительно допустимого тока (1000 А)).

     В режимах зимних максимальных нагрузок при температуре наружного воздуха минус 26 град. C в период 2021 - 2026 годов при среднестатистических значениях величин генерирующей мощности электростанций энергосистемы Тульской области в нормальной схеме при нормативном возмущении выявлены максимальные токовые перегрузки следующего электросетевого оборудования:

     1) МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая на ПС 220 кВ Химическая (в период 2021 - 2023 годы) (токовая загрузка составляет 127% от длительно допустимого тока (1000 А));

     МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Химическая - Арсенал на ПС 220 кВ Химическая (в период 2024 - 2026 годы) (токовая загрузка составляет 131% от длительно допустимого тока (1000 А));

     2) ВЛ 220 кВ Северная - Химическая (токовая загрузка составляет 116% от длительно допустимого тока (1000 А);

     3) МВ ВЛ 220 кВ Северная - Химическая на ПС 220 кВ Химическая (токовая загрузка составляет 116% от длительно допустимого тока (1000 А);

     4) ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Михайловская (токовая загрузка составляет 111% от длительно допустимого тока (1000 А).

     В режимах зимних максимальных/минимальных нагрузок при температуре наружного воздуха минус 26 град. C в период 2021 - 2026 годов при среднестатистических значениях величин генерирующей мощности электростанций энергосистемы Тульской области в ремонтной схеме при нормативном возмущении выявлены максимальные токовые перегрузки следующего электросетевого оборудования:

     1) МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая на ПС 220 кВ Химическая (в период 2021 - 2023 годы) (токовая загрузка составляет 141% от длительно допустимого тока (1000 А);

     2) МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Химическая - Арсенал на ПС 220 кВ Химическая (в период 2024 - 2026 годы) (токовая загрузка составляет 147% от длительно допустимого тока (1000 А);

     3) МВ ВЛ 220 кВ Северная - Химическая на ПС 220 кВ Химическая (токовая загрузка составляет 132% от длительно допустимого тока (1000 А);

     4) ВЛ 220 кВ Северная - Химическая (токовая загрузка составляет 132% от длительно допустимого тока (1000 А);

     5) МВ ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Химическая на ПС 220 кВ Химическая (токовая загрузка составляет 123% от длительно допустимого тока (1000 А);

     6) ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Химическая (токовая загрузка составляет 123% от длительно допустимого тока (1000 А);

     7) ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Михайловская (токовая загрузка составляет 119% от длительно допустимого тока (1000 А);

     8) ВЛ 110 кВ Ушаково - Люторичи (токовая загрузка составляет 178% от длительно допустимого тока (490 А);

     9) ВЛ 110 кВ Ушаково - Бегичево (токовая загрузка составляет 173% от длительно допустимого тока (490 А).

     В режимах зимних минимальных нагрузок при температуре наружного воздуха минус 26 град. C в период 2021 - 2026 годов при среднестатистических значениях величин генерирующей мощности электростанций энергосистемы Тульской области в ремонтной схеме при нормативном возмущении выявлены максимальные токовые перегрузки следующего электросетевого оборудования:

     1) ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС - Плавск с отпайкой на ПС Смычка. Максимальная токовая загрузка составляет 482 А (161% от длительно допустимого тока (300 А));

     2) ВЛ 110 кВ Плавск - Лазарево с отпайкой на ПС Смычка. Максимальная токовая загрузка составляет 407 А (136% от длительно допустимого тока (300 А));

     3) ВЛ 110 кВ Чернь - Плавск с отпайкой на ПС Скуратово. Максимальная токовая загрузка составляет 482 А (161% от длительно допустимого тока (300 А));

     4) ВЛ 110 кВ Мценск - Плавск с отпайками. Максимальная токовая загрузка составляет 419 А (139% от длительно допустимого тока (300 А));

     5) ВЛ 110 кВ Мценск - Чернь с отпайкой на ПС Коммаш. Максимальная токовая загрузка составляет 566 А (113% от длительно допустимого тока (503 А)).

     Для ликвидации выявленных токовых перегрузок в сети 110 кВ и выше рекомендуется:

     1) одностороннее отключение ВЛ 110 кВ Чернь - Плавск с отпайкой на ПС Скуратово со стороны ПС 110 кВ Плавск;

     2) одностороннее отключение ВЛ 110 кВ Мценск - Плавск с отпайками со стороны ПС 110 кВ Плавск.

     С учетом запланированного роста нагрузок по базовому прогнозу электропотребления и мощности в режимах зимних максимальных нагрузок при температуре наружного воздуха плюс 5 град. C в период 2021 - 2026 годов при среднестатистических значениях величин генерирующей мощности электростанций энергосистемы Тульской области при нормативных возмущениях в ремонтной схеме выявлены максимальные токовые перегрузки следующего электросетевого оборудования:

     1) МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Химическая - Арсенал на ПС 220 кВ Химическая (токовая загрузка составляет 125% от длительно допустимого тока (1000 А)) (в период 2024 - 2026 годы);

     2) МВ ВЛ 220 кВ Северная - Химическая на ПС 220 кВ Химическая (токовая загрузка составляет 111% от длительно допустимого тока (1000 А);

     3) МВ ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Химическая на ПС 220 кВ Химическая (токовая загрузка составляет 105% от длительно допустимого тока (1000 А);

     4) ВЛ 220 кВ Северная - Химическая (токовая загрузка составляет 111% от длительно допустимого тока (1000 А);

     5) ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Химическая (токовая загрузка составляет 106% от длительно допустимого тока (990 А);

     6) ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Михайловская (токовая загрузка составляет 102% от длительно допустимого тока (1000 А);

     7) ВЛ 110 кВ Ушаково - Люторичи (токовая загрузка составляет 160% от длительно допустимого тока (456 А);

     8) ВЛ 110 кВ Ушаково - Бегичево (токовая загрузка составляет 156% от длительно допустимого тока (456 А).

     В режимах зимних минимальных нагрузок при температуре наружного воздуха плюс 5 град. C в период 2021 - 2026 годов при среднестатистических значениях величин генерирующей мощности электростанций энергосистемы Тульской области в ремонтной схеме при нормативном возмущении выявлены максимальные токовые перегрузки следующего электросетевого оборудования:

     1) ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС - Плавск с отпайкой на ПС Смычка. Максимальная токовая загрузка составляет 435 А (145% от длительно допустимого тока (300 А);

     2) ВЛ 110 кВ Плавск - Лазарево с отпайкой на ПС Смычка. Максимальная токовая загрузка составляет 368 А (123% от длительно допустимого тока (300 А);

     3) ВЛ 110 кВ Чернь - Плавск с отпайкой на ПС Скуратово. Максимальная токовая загрузка составляет 435 А (145% от длительно допустимого тока (300 А);

     4) ВЛ 110 кВ Мценск - Плавск с отпайками. Максимальная токовая загрузка составляет 377 А (126% от длительно допустимого тока (300 А);

     5) ВЛ 110 кВ Мценск - Чернь с отпайкой на ПС Коммаш. Максимальная токовая загрузка составляет 508 А (109% от длительно допустимого тока (468 А).

     Для ликвидации выявленных токовых перегрузок в сети 110 кВ и выше рекомендуется:

     1) одностороннее отключение ВЛ 110 кВ Чернь - Плавск с отпайкой на ПС Скуратово;

     2) одностороннее отключение ВЛ 110 кВ Мценск - Плавск с отпайками со стороны ПС 110 кВ Плавск.

     С учетом запланированного роста нагрузок по базовому прогнозу электропотребления и мощности в режимах летних максимальных нагрузок при температуре наружного воздуха плюс 19 град. C в период 2021 - 2026 годов при среднестатистических значениях величин генерирующей мощности электростанций энергосистемы Тульской области и в ремонтных схемах при нормативном возмущении выявлены максимальные токовые перегрузки следующего электросетевого оборудования:

     1) ВЛ 110 кВ Ушаково - Люторичи (токовая загрузка составляет 141% от длительно допустимого тока (404 А);

     2) ВЛ 110 кВ Ушаково - Бегичево (токовая загрузка составляет 136% от длительно допустимого тока (404 А).

     С учетом запланированного роста нагрузок по базовому прогнозу электропотребления и мощности в режимах летних минимальных нагрузок при температуре наружного воздуха плюс 19 град. C в период 2021 - 2024 годов при среднестатистических значениях величин генерирующей мощности электростанций энергосистемы Тульской области и в ремонтных схемах при нормативном возмущении выявлены максимальные токовые перегрузки следующего электросетевого оборудования:

     1) ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС - Плавск с отпайкой на ПС Смычка. Максимальная токовая загрузка составляет 341 А (114% от длительно допустимого тока (300 А);

     2) ВЛ 110 кВ Чернь - Плавск с отпайкой на ПС Скуратово. Максимальная токовая загрузка составляет 341 А (114% от длительно допустимого тока (300 А)).

     Для ликвидации выявленных токовых перегрузок в сети 110 кВ и выше рекомендуется:

     1) одностороннее отключение ВЛ 110 кВ Чернь - Плавск с отпайкой на ПС Скуратово;

     2) одностороннее отключение ВЛ 110 кВ Мценск - Плавск с отпайками со стороны ПС 110 кВ Плавск.

     С учетом запланированного роста нагрузок по базовому прогнозу электропотребления и мощности в режимах летних максимальных нагрузок при температуре наружного воздуха плюс 30 град. C в период 2021 - 2026 годов при среднестатистических значениях величин генерирующей мощности электростанций энергосистемы Тульской области в ремонтных схемах при нормативном возмущении выявлены максимальные токовые перегрузки следующего электросетевого оборудования:

     1) ВЛ 110 кВ Ушаково - Люторичи (токовая загрузка составляет 141% от длительно допустимого тока (357 А);

     2) ВЛ 110 кВ Ушаково - Бегичево (токовая загрузка составляет 139% от длительно допустимого тока (357 А).

     Результаты анализа токовых загрузок электрической сети энергосистемы Тульской области в рамках базового прогноза потребления электроэнергии и мощности в период 2021 - 2026 годов при среднестатистических значениях величин генерирующей мощности электростанций энергосистемы Тульской области приведены в приложении 6 (таблицы 6.1 - 6.6).

     Для ликвидации токовых перегрузок рекомендуется увеличить загрузку генерирующего оборудования (Алексинской ТЭЦ, Черепетской ГРЭС, Ефремовской ТЭЦ, Щекинской ГРЭС), в том числе отключенного в исходной схеме, до располагаемой мощности. 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 2021 - 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.

     Необходимо отметить, что по базовому прогнозу потребления электроэнергии и мощности на период 2021 - 2026 годов для поддержания параметров электроэнергетических режимов в области допустимых значений, необходимо обеспечить готовность к несению нагрузки Щекинской ГРЭС в требуемом по схемно-режимной ситуации объеме.

     Для предотвращения появления токовых перегрузок электросетевого оборудования рекомендуется увеличить загрузку генерирующего оборудования (Алексинской ТЭЦ, Черепетской ГРЭС, Ефремовской ТЭЦ, Щекинской ГРЭС), в том числе отключенного в исходной схеме, до располагаемой мощности, а также снижение генерируемой активной мощности ПГУ-190 Новомосковской ГРЭС до технологического минимума.

     1. При температуре наружного воздуха минус 26 град. C:

     в нормальных схемах в период 2021 - 2026 годов генерация Черепетской ГРЭС должна составлять - 450 МВт, Щекинской ГРЭС - 200 МВт;

     в ремонтных схемах в период 2021 - 2026 годов генерация Черепетской ГРЭС должна составлять - 450 МВт, Щекинской ГРЭС - 400 МВт.

     2. При температуре наружного воздуха плюс 5 град. C:

     в нормальных схемах в период 2021 - 2022 годов генерация Черепетской ГРЭС должна составлять - 225 МВт, Щекинской ГРЭС - 0 МВт, в 2023 году генерация Черепетской ГРЭС должна составлять - 450 МВт, Щекинской ГРЭС - 0 МВт, в период 2024 - 2026 годы генерация Черепетской ГРЭС должна составлять - 450 МВт, Щекинской ГРЭС - 200 МВт;

     в ремонтных схемах в период 2021 - 2023 годов генерация Черепетской ГРЭС - 450 МВт, Щекинской ГРЭС - 200 МВт, в период 2024 - 2026 годы генерация Черепетской ГРЭС должна составлять - 450 МВт, Щекинской ГРЭС - 200 МВт.

     3. При температуре наружного воздуха плюс 19 град. C:

     в нормальных схемах в период 2021 - 2026 годов генерация Черепетской ГРЭС должна составлять - 225 МВт, Щекинской ГРЭС - 0 МВт;

     в единичных ремонтных схемах в период 2021 - 2026 годов генерация Черепетской ГРЭС - 225 МВт, Щекинской ГРЭС - 200 МВт;

     в двойных ремонтных схемах в период 2021 - 2026 годов генерация Черепетской ГРЭС - 450 МВт, Щекинской ГРЭС - 400 МВт.

     4. При температуре наружного воздуха плюс 30 град. C:

     в нормальных схемах в период 2021 - 2026 годов генерация Черепетской ГРЭС должна составлять - 225 МВт, Щекинской ГРЭС - 0 МВт;

     в единичных ремонтных схемах в период 2021 - 2026 годов генерация Черепетской ГРЭС - 225 МВт, Щекинской ГРЭС - 400 МВт.

     Для регионального прогноза электропотребления и мощности с учетом запланированного роста нагрузок и мероприятий по усилению сети 110 кВ и выше, связанных с подключением энергопринимающих устройств новых потребителей, были выполнены расчеты электроэнергетических режимов при рекомендуемых значениях величин генерируемой активной мощности электростанций энергосистемы Тульской области.

     С учетом запланированного роста нагрузок и мероприятий по усилению сети 110 кВ и выше, связанных с подключением энергопринимающих устройств новых потребителей, по региональному прогнозу электропотребления и мощности в режимах зимних максимальных/минимальных нагрузок при температуре наружного воздуха минус 26 град. C в нормальной схеме и после нормативных возмущений в сети 110 - 220 кВ в нормальной схеме сети на период 2021 - 2022 годов токовых перегрузок электросетевого оборудования в энергосистеме Тульской области не выявлено.

     Уровни напряжения в узлах сети 110 - 220 кВ находятся в диапазоне допустимых значений.

     В режимах зимних максимальных нагрузок при температуре наружного воздуха минус 26 град. C в период 2023 - 2024 годов в ремонтных схемах после нормативных возмущений в сети 110 - 220 кВ по региональному прогнозу электропотребления и мощности выявлены максимальные токовые перегрузки следующего электросетевого оборудования:

     1) МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая на ПС 220 кВ Химическая (в период 2024 - 2026 годы) (токовая загрузка составляет 107% от длительно допустимого тока (1000 А);

     2) МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Химическая - Арсенал на ПС 220 кВ Химическая (в период 2024 - 2026 годы) (токовая загрузка составляет 111% от длительно допустимого тока (1000 А);

     3) ВЛ 110 кВ Ушаково - Люторичи (токовая загрузка составляет 113% от длительно допустимого тока (490 А);

     4) ВЛ 110 кВ Ушаково - Бегичево (токовая загрузка составляет 108% от длительно допустимого тока (490 А);

     5) ВЛ 110 кВ ТЭЦ Тулачермет - Металлургическая (токовая загрузка составляет 111% от длительно допустимого тока (545 А);

     6) ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС - Плавск с отпайкой на ПС Смычка. Максимальная токовая загрузка составляет 429 А (143% от длительно допустимого тока (300 А);

     7) ВЛ 110 кВ Плавск - Лазарево с отпайкой на ПС Смычка. Максимальная токовая загрузка составляет 364 А (121% от длительно допустимого тока (300 А);

     8) ВЛ 110 кВ Чернь - Плавск с отпайкой на ПС Скуратово. Максимальная токовая загрузка составляет 429 А (143% от длительно допустимого тока (300 А);

     9) ВЛ 110 кВ Мценск - Плавск с отпайками. Максимальная токовая загрузка составляет 372 А (124% от длительно допустимого тока (300 А);

     10) ВЛ 110 кВ Мценск - Чернь с отпайкой на ПС Коммаш. Максимальная токовая загрузка составляет 506 А (101% от длительно допустимого тока (503 А).

     Анализ токовых загрузок электрической сети энергосистемы Тульской области в рамках регионального прогноза потребления электроэнергии и мощности приведен в таблице 3.17.

     Для ликвидации выявленных токовых перегрузок в сети 110 кВ и выше рекомендуется:

     1) превентивное отключение на время ремонтов МВ 1 СШ ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая на ПС 220 кВ Химическая;

     2) превентивное отключение на время ремонтов МВ 1 СШ ВЛ 220 кВ Химическая - Арсенал на ПС 220 кВ Химическая;

     3) установка АОПО ВЛ 110 кВ Ушаково - Люторичи с запретом АПВ и действием на отключение ВЛ 110 кВ Ушаково - Люторичи со стороны ПС 220 кВ Люторичи;

     4) замена ошиновки на ТЭЦ-ПВС АО "Тулачермет", которая является ограничивающим элементом ВЛ 110 кВ Тулачермет - Металлургическая Ошиновка выполнена проводом М-95, предлагается замена на провод сечением АС-240;

     5) в ремонтных схемах, исходя из складывающейся схемно-режимной ситуации одностороннее отключение ВЛ 110 кВ Чернь - Плавск с отпайкой на ПС Скуратово со стороны ПС 110 кВ Плавск;

     6) в ремонтных схемах, исходя из складывающейся схемно-режимной ситуации одностороннее отключение ВЛ 110 кВ Мценск - Плавск с отпайками со стороны ПС 110 кВ Плавск.

     Таблица 3.17. Анализ перегрузок электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области по региональному прогнозу потребления электроэнергии и мощности при температуре наружного воздуха минус 26 град. C

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

     С учетом запланированного роста нагрузок по региональному прогнозу электропотребления и мощности в режимах зимних максимальных нагрузок при температуре наружного воздуха плюс 5 град. C в нормальной и ремонтных схемах, и после нормативных возмущений в сети 110 - 220 кВ в указанных схемах на период 2021 - 2026 годов токовых перегрузок электросетевого оборудования в энергосистеме Тульской области не выявлено.

     Уровни напряжения в узлах сети 110 - 220 кВ находятся в диапазоне допустимых значений.

     С учетом запланированного роста нагрузок по региональному прогнозу электропотребления и мощности в режимах зимних минимальных нагрузок при температуре наружного воздуха плюс 5 град. C в период 2021 - 2024 годов при среднестатистических значениях величин генерирующей мощности электростанций энергосистемы Тульской области в ремонтных схемах при нормативном возмущении выявлены максимальные токовые перегрузки следующего электросетевого оборудования:

     1) ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС - Плавск с отпайкой на ПС Смычка. Максимальная токовая загрузка составляет 394 А (131% от длительно допустимого тока (300 А);

     2) ВЛ 110 кВ Плавск - Лазарево с отпайкой на ПС Смычка. Максимальная токовая загрузка составляет 335 А (111% от длительно допустимого тока (300 А);

     3) ВЛ 110 кВ Чернь - Плавск с отпайкой на ПС Скуратово. Максимальная токовая загрузка составляет 394 А (131% от длительно допустимого тока (300 А);

     4) ВЛ 110 кВ Мценск - Плавск с отпайками. Максимальная токовая загрузка составляет 322 А (107% от длительно допустимого тока (300 А).

     Анализ токовых загрузок электрической сети энергосистемы Тульской области в рамках регионального прогноза потребления электроэнергии и мощности приведен в таблице 3.18.

     Для ликвидации выявленных токовых перегрузок в сети 110 кВ и выше рекомендуется в ремонтных схемах, исходя из складывающейся схемно-режимной ситуации:

     1) одностороннее отключение ВЛ 110 кВ Чернь - Плавск с отпайкой на ПС Скуратово со стороны ПС 110 кВ Плавск;

     2) одностороннее отключение ВЛ 110 кВ Мценск - Плавск с отпайками со стороны ПС 110 кВ Плавск.

     Таблица 3.18. Анализ перегрузок электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области по региональному прогнозу потребления электроэнергии и мощности при температуре наружного воздуха плюс 5 град. C

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

     С учетом запланированного роста нагрузок по региональному прогнозу электропотребления и мощности в режимах летних максимальных нагрузок при температуре наружного воздуха плюс 19 град. C в нормальной и ремонтных схемах, и после нормативных возмущений в сети 110 - 220 кВ в указанных схемах на период 2021 - 2026 годов токовых перегрузок электросетевого оборудования в энергосистеме Тульской области не выявлено.

     Уровни напряжения в узлах сети 110 - 220 кВ находятся в диапазоне допустимых значений.

     С учетом запланированного роста нагрузок по региональному прогнозу электропотребления и мощности в режимах летних минимальных нагрузок при температуре наружного воздуха плюс 19 град. C в 2024 году при среднестатистических значениях величин генерирующей мощности электростанций энергосистемы Тульской области в ремонтных схемах при нормативном возмущении выявлены максимальные токовые перегрузки следующего электросетевого оборудования:

     1) ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС - Плавск с отпайкой на ПС Смычка. Максимальная токовая загрузка составляет 316 А (105% от длительно допустимого тока (300 А));

     2) ВЛ 110 кВ Чернь - Плавск с отпайкой на ПС Скуратово. Максимальная токовая загрузка составляет 316 А (105% от длительно допустимого тока (300 А).

     Анализ токовых загрузок электрической сети энергосистемы Тульской области в рамках регионального прогноза потребления электроэнергии и мощности приведен в таблице 3.19.

     Для ликвидации выявленных токовых перегрузок в сети 110 кВ и выше рекомендуется в ремонтных схемах, исходя из складывающейся схемно-режимной ситуации:

     1) одностороннее отключение ВЛ 110 кВ Чернь - Плавск с отпайкой на ПС Скуратово со стороны ПС 110 кВ Плавск;

     2) одностороннее отключение ВЛ 110 кВ Мценск - Плавск с отпайками со стороны ПС 110 кВ Плавск.

     Таблица 3.19. Анализ перегрузок электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области по региональному прогнозу потребления электроэнергии и мощности при температуре наружного воздуха плюс 19 град. C

     С учетом запланированного роста нагрузок по региональному прогнозу электропотребления и мощности в режимах максимальных/минимальных летних нагрузок при температуре наружного воздуха плюс 30 град. C в нормальной и ремонтных схемах и после нормативных возмущений в сети 110 - 220 кВ в указанных схемах на период 2021 - 2026 годов токовых перегрузок электросетевого оборудования в энергосистеме Тульской области не выявлено.

     Уровни напряжения в узлах сети 110 - 220 кВ находятся в диапазоне допустимых значений

     Для регионального прогноза электропотребления и мощности с учетом запланированного роста нагрузок и мероприятий по усилению сети 110 кВ и выше, связанных с подключением энергопринимающих устройств новых потребителей, были выполнены расчеты электроэнергетических режимов при среднестатистических значениях величин генерируемой активной мощности электростанций энергосистемы Тульской области.

     С учетом запланированного роста нагрузок по региональному прогнозу электропотребления и мощности в режимах зимних максимальных/минимальных нагрузок при температуре наружного воздуха минус 26 град. C в период 2021 - 2026 годов при среднестатистических значениях величин генерирующей мощности электростанций энергосистемы Тульской области в нормальной и ремонтной схеме при нормативном возмущении выявлены максимальные токовые перегрузки следующего электросетевого оборудования:

     1) МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая на ПС 220 кВ Химическая (в период 2021 - 2023 годы) (токовая загрузка составляет 134% от длительно допустимого тока (1000 А);

     2) МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Химическая - Арсенал на ПС 220 кВ Химическая (в период 2024 - 2026 годы) (токовая загрузка составляет 152% от длительно допустимого тока (1000 А);

     3) МВ 1 СШ ВЛ 220 кВ Химическая - Арсенал на ПС 220 кВ Химическая (токовая загрузка составляет 152% от длительно допустимого тока (1000 А);

     4) МВ ВЛ 220 кВ Северная - Химическая на ПС 220 кВ Химическая (токовая загрузка составляет 137% от длительно допустимого тока (1000 А);

     5) ВЛ 220 кВ Северная - Химическая (токовая загрузка составляет 137% от длительно допустимого тока (1000 А);

     6) МВ ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Химическая на ПС 220 кВ Химическая (токовая загрузка составляет 127% от длительно допустимого тока (1000 А);

     7) ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Химическая (токовая загрузка составляет 126% от длительно допустимого тока (1000 А);

     8) ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Михайловская (токовая загрузка составляет 108% от длительно допустимого тока (1000 А);

     9) ВЛ 110 кВ Ушаково - Люторичи (токовая загрузка составляет 189% от длительно допустимого тока (490 А);

     10) ВЛ 110 кВ Ушаково - Бегичево (токовая загрузка составляет 184% от длительно допустимого тока (490 А);

     11) ВЛ 110 кВ Пятницкая - Ясногорск (токовая загрузка составляет 112% от длительно допустимого тока (435 А);

     12) ВЛ 110 кВ Протон - Заокская с отпайкой на ПС Яковлево (токовая загрузка составляет 125% от длительно допустимого тока (490 А);

     13) ВЛ 110 кВ ТЭЦ Тулачермет - Металлургическая (токовая загрузка составляет 103% от длительно допустимого тока (544 А);

     14) ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС - Плавск с отпайкой на ПС Смычка токовая загрузка составляет 157% от длительно допустимого тока (300 А);

     15) ВЛ 110 кВ Плавск - Лазарево с отпайкой на ПС Смычка (токовая загрузка составляет 131% от длительно допустимого тока (300 А);

     16) ВЛ 110 кВ Чернь - Плавск с отпайкой на ПС Скуратово (токовая загрузка составляет 157% от длительно допустимого тока (300 А);

     17) ВЛ 110 кВ Мценск - Плавск с отпайками (токовая загрузка составляет 136% от длительно допустимого тока (300 А);

     18) ВЛ 110 кВ Мценск - Чернь с отпайкой на ПС Коммаш (токовая загрузка составляет 109% от длительно допустимого тока (600 А).

     В режимах зимних максимальных/минимальных нагрузок при температуре наружного воздуха плюс 5 град. C в период 2021 - 2026 годов при среднестатистических значениях величин генерирующей мощности электростанций энергосистемы Тульской области в ремонтной схеме при нормативном возмущении выявлены максимальные токовые перегрузки следующего электросетевого оборудования:

     1) МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая на ПС 220 кВ Химическая (в период 2021 - 2023 годы) (токовая загрузка составляет 124% от длительно допустимого тока (1000 А);

     2) МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Химическая - Арсенал на ПС 220 кВ Химическая (в период 2024 - 2026 годы) (токовая загрузка составляет 129% от длительно допустимого тока (1000 А).

     3) МВ ВЛ 220 кВ Северная - Химическая на ПС 220 кВ Химическая (токовая загрузка составляет 115% от длительно допустимого тока (1000 А);

     4) ВЛ 220 кВ Северная - Химическая (токовая загрузка составляет 115% от длительно допустимого тока (1000 А);

     5) МВ ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Химическая на ПС 220 кВ Химическая (токовая загрузка составляет 107% от длительно допустимого тока (1000 А);

     6) ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Химическая (токовая загрузка составляет 108% от длительно допустимого тока (990 А);

     7) ВЛ 110 кВ Ушаково - Люторичи (токовая загрузка составляет 168% от длительно допустимого тока (456 А);

     8) ВЛ 110 кВ Ушаково - Бегичево (токовая загрузка составляет 164% от длительно допустимого тока (456 А);

     9) ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС - Плавск с отпайкой на ПС Смычка (токовая загрузка составляет 131% от длительно допустимого тока (300 А);

     10) ВЛ 110 кВ Плавск - Лазарево с отпайкой на ПС Смычка (токовая загрузка составляет 111% от длительно допустимого тока (300 А);

     11) ВЛ 110 кВ Чернь - Плавск с отпайкой на ПС Скуратово (токовая загрузка составляет 131% от длительно допустимого тока (300 А));

     12) ВЛ 110 кВ Мценск - Плавск с отпайками (токовая загрузка составляет 114% от длительно допустимого тока (300 А).

     В режимах летних максимальных/минимальных нагрузок при температуре наружного воздуха плюс 19 град. C в период 2021 - 2024 годов при среднестатистических значениях величин генерирующей мощности электростанций энергосистемы Тульской области в ремонтной схеме при нормативном возмущении выявлены максимальные токовые перегрузки следующего электросетевого оборудования:

     1) ВЛ 110 кВ Ушаково - Люторичи (токовая загрузка составляет 131% от длительно допустимого тока (404 А);

     2) ВЛ 110 кВ Ушаково - Бегичево (токовая загрузка составляет 130% от длительно допустимого тока (404 А);

     3) ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС - Плавск с отпайкой на ПС Смычка (токовая загрузка составляет 105% от длительно допустимого тока (300 А);

     4) ВЛ 110 кВ Чернь - Плавск с отпайкой на ПС Скуратово (токовая загрузка составляет 105% от длительно допустимого тока (300 А).

     В режимах летних максимальных нагрузок при температуре наружного воздуха плюс 30 град. C в период 2021 - 2024 годов при среднестатистических значениях величин генерирующей мощности электростанций энергосистемы Тульской области в ремонтной схеме при нормативном возмущении выявлены максимальные токовые перегрузки следующего электросетевого оборудования:

     1) ВЛ 110 кВ Ушаково - Люторичи (токовая загрузка составляет 153% от длительно допустимого тока (357 А);

     2) ВЛ 110 кВ Ушаково - Бегичево (токовая загрузка составляет 144% от длительно допустимого тока (357 А);

     Результаты анализа токовых загрузок электрической сети энергосистемы Тульской области в рамках регионального прогноза потребления электроэнергии и мощности в период 2021 - 2026 годов при среднестатистических значениях величин генерирующей мощности электростанций энергосистемы Тульской области приведены в приложении N 6 (таблицы 6.7 - 6.10).

     Для ликвидации выявленных токовых перегрузок в сети 110 кВ и выше в региональном варианте прогноза электропотребления и мощности при среднестатистических значениях величин генерируемой активной мощности электростанций энергосистемы Тульской области рекомендуется:

     1) увеличить загрузку генерирующего оборудования (Алексинской ТЭЦ, Черепетской ГРЭС, Ефремовской ТЭЦ, Щекинской ГРЭС), в том числе отключенного в исходной схеме, до располагаемой мощности, а также снижение генерируемой активной мощности ПГУ-190 Новомосковской ГРЭС до технологического минимума;

     2) превентивное отключение на время ремонтов МВ 1 СШ ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая на ПС 220 кВ Химическая (в период 2021 - 2023 годов);

     3) превентивное отключение на время ремонтов МВ 1 СШ ВЛ 220 кВ Химическая - Арсенал на ПС 220 кВ Химическая (в период 2024 - 2026 годов);

     4) установка АОПО ВЛ 110 кВ Ушаково - Люторичи с запретом АПВ и действием на отключение ВЛ 110 кВ Ушаково - Люторичи со стороны ПС 220 кВ Люторичи;

     5) замена ошиновки на ТЭЦ-ПВС АО "Тулачермет", которая является ограничивающим элементом ВЛ 110 кВ Тулачермет - Металлургическая. Ошиновка выполнена проводом М-95, предлагается замена на провод на большее сечение;

     6) замена провода ВЛ 110 кВ Протон - Заокская с отпайкой на ПС Яковлево сечение АС-120 на АС-150 протяженностью 25,5 км;

     7) 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 ПС Скуратово и ВЛ 110 кВ Мценск - Плавск с отпайками со стороны ПС 110 кВ Плавск.

3.5. Развитие электрических сетей напряжением 110 кВ и выше на территории Тульской области на период до 2026 года

     В данном разделе проведен 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 2026 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 01.01.2021 составляет 135 МВт.

     Расчеты электроэнергетических режимов были выполнены в соответствии с требованиями ГОСТ Р 58670-2019.

     При анализе установившихся электроэнергетических режимов Ефремовского энергорайона энергосистемы Тульской области, соответствующих базовому прогнозу потребления на этапах 2021 - 2026 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 (2 x 250 МВА), ПС 220 кВ Ленинская (2 x 200 МВА), ПС 220 кВ Металлургическая (2 x 125 МВА).

     Рост нагрузки обусловлен реализацией инвестиционных проектов крупных предприятий, которые планируются на перспективу до 2025 года, а также увеличением электропотребления в соответствии с заявками потребителей на технологическое присоединение энергопринимающих устройств к электрическим сетям.

     В соответствии с утвержденными техническими условиями помимо жилищного строительства планируется увеличение нагрузки крупного промышленного потребителя ООО "Тулачермет-Сталь" (70 МВт).

     ПС 220 кВ Металлургическая расположена в Ленинском районе (д. Большая Еловая). Автотрансформаторы: АТ-1 и АТ-2 типа АТДЦТН 125000/220/110/10 введены в эксплуатацию в 1981 году и в 1982 году соответственно. В настоящее время схема РУ 220 кВ ПС 220 кВ Металлургическая не соответствует типовым решениям, поскольку ВЛ 220 кВ подключены к шинам через выключатели, а автотрансформаторы через отделители. 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. ПАО "ФСК ЕЭС" в соответствии с инвестиционной программой планирует до 2022 года выполнить техперевооружение ПС 220 кВ Металлургическая.

     При анализе установившихся режимов Тульского энергорайона энергосистемы Тульской области, соответствующих базовому прогнозу потребления на этапах 2021 - 2026 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 - ОАО "Щекиноазот", 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.

     С целью выявления возможного возникновения токовых перегрузок элементов электрической сети и отклонений от допустимого уровня напряжений на шинах подстанций в Щекинском энергорайоне были выполнены серии электроэнергетических расчетов установившихся режимов в соответствии с требованиями ГОСТ Р 58670-2019. 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.

     При анализе установившихся режимов Щекинского энергорайона энергосистемы Тульской области, соответствующих базовому прогнозу потребления на этапах 2021 - 2026 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" специализирующихся на производстве продуктов основной промышленной химии.

     По данным ОАО "РЖД" на территории Новомосковского энергорайона с 2024 года предполагается сооружение тяговой ПС 220 кВ Арсенал (2 x 40 МВА) максимальной мощностью нагрузки 20,7 МВт, присоединяемой к энергосистеме заходами 220 кВ от ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая.

     С целью выявления возможного возникновения токовых перегрузок элементов электрической сети и отклонений от допустимого уровня напряжений на шинах подстанций в Новомосковском энергорайоне были выполнены серии электроэнергетических расчетов установившихся режимов в соответствии с требованиями ГОСТ Р 58670-2019. 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.

     Анализ результатов выполненных расчетов электроэнергетических режимов сети 110 кВ и выше для зимних максимальных/минимальных нагрузок при среднестатистических значениях величин генерирующей мощности электростанций энергосистемы Тульской области и температуре наружного воздуха минус 26 град. C в нормальной схеме при нормативном возмущении в период 2021 - 2026 годов по базовому прогнозу потребления электроэнергии и мощности выявил максимальные токовые перегрузки следующего электросетевого оборудования:

     1) МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая на ПС 220 кВ Химическая (127% от Iадтн (1000 А) в период 2021 - 2023 годов;

     2) МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Химическая - Арсенал на ПС 220 кВ Химическая (131% от Iадтн (1000 А) в период 2024 - 2026 годов;

     3) МВ ВЛ 220 кВ Северная - Химическая на ПС 220 кВ Химическая (116% от Iадтн (1000 А);

     4) ВЛ 220 кВ Северная - Химическая (116% от Iадтн (1000 А);

     5) ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Михайловская (111% от Iадтн (1000 А).

     В период 2021 - 2026 годов по базовому прогнозу потребления электроэнергии и мощности при среднестатистических значениях величин генерирующей мощности электростанций энергосистемы Тульской области при температуре наружного воздуха минус 26 град. C ремонтной схеме при нормативном возмущении выявлены максимальные токовые перегрузки следующего электросетевого оборудования:

     1) МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая на ПС 220 кВ Химическая (141% от Iадтн (1000 А)) в период 2021 - 2023 годов;

     2) МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Химическая - Арсенал на ПС 220 кВ Химическая (147% от Iадтн (1000 А)) в период 2024 - 2026 годов;

     3) МВ ВЛ 220 кВ Северная - Химическая на ПС 220 кВ Химическая (132% от Iадтн (1000 А));

     4) ВЛ 220 кВ Северная - Химическая (132% от Iадтн (1000 А));

     5) ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Михайловская (119% от Iадтн (1000 А));

     6) МВ ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Химическая на ПС 220 кВ Химическая (123% от Iадтн (1000 А));

     7) ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Химическая (123% от Iадтн (1000 А)).

     Анализ результатов выполненных расчетов электроэнергетических режимов сети 110 кВ и выше для зимних максимальных/минимальных нагрузок при среднестатистических значениях величин генерирующей мощности электростанций энергосистемы Тульской области и температуре наружного воздуха плюс 5 град. C в нормальной схеме при нормативном возмущении в период 2023 - 2026 годов по базовому прогнозу потребления электроэнергии и мощности выявил максимальные токовые перегрузки следующего электросетевого оборудования:

     1) МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая на ПС 220 кВ Химическая (106% от Iадтн (1000 А)) в 2023 году;

     2) МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Химическая - Арсенал на ПС 220 кВ Химическая (109% от Iадтн (1000 А)) в период 2024 - 2026 годов.

     В период 2023 - 2026 годов по базовому прогнозу потребления электроэнергии и мощности при среднестатистических значениях величин генерирующей мощности электростанций энергосистемы Тульской области при температуре наружного воздуха минус 26 град. C в ремонтной схеме при нормативном возмущении выявлены максимальные токовые перегрузки следующего электросетевого оборудования:

     1) МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая на ПС 220 кВ Химическая (119% от Iадтн (1000 А) в 2023 году;

     2) МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Химическая - Арсенал на ПС 220 кВ Химическая (125% от Iадтн (1000 А) в период 2024 - 2026 годов;

     3) МВ ВЛ 220 кВ Северная - Химическая на ПС 220 кВ Химическая (111% от Iадтн (1000 А);

     4) ВЛ 220 кВ Северная - Химическая (111% от Iадтн (1000 А);

     5) ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Михайловская (102% от Iадтн (1000 А);

     6) ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Химическая (106% от Iадтн (1000 А);

     7) МВ ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Химическая на ПС 220 кВ Химическая (105% от Iадтн (1000 А).

     Для ликвидации токовых перегрузок рекомендуется увеличить загрузку генерирующего оборудования (Алексинской ТЭЦ, Черепетской ГРЭС, Ефремовской ТЭЦ, Щекинской ГРЭС), в том числе отключенного в исходной схеме, до располагаемой мощности. В ремонтных схемах исходя из складывающейся схемно-режимной ситуации рекомендуется отключать на время ремонтов МВ 1 СШ ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая на ПС 220 кВ Химическая в период 2021 - 2023 годов и МВ 1 СШ ВЛ 220 кВ Химическая - Арсенал на ПС 220 кВ Химическая в период 2024 - 2026 годов.

     Анализ результатов выполненных расчетов электроэнергетических режимов сети 110 кВ и выше для зимних максимальных/минимальных нагрузок при среднестатистических значениях величин генерирующей мощности электростанций энергосистемы Тульской области и температуре наружного воздуха плюс 19 град. C, плюс 30 град. C в нормальной, ремонтной схеме и при нормативном возмущении в нормальной и ремонтной схемах в период 2021 - 2026 годов по базовому прогнозу электропотребления и мощности не выявил токовых перегрузок электросетевого оборудования.

     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 01.01.2021 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 16.12.2020 (18.00) составляла 44 МВА, в режимный день 17.06.2020 АТ-2 был отключен.

     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 3.20 приведена загрузка АТ-1 и АТ-2 на ПС 220 кВ Протон в дни контрольного замера за 2015 - 2019 годы.

     Таблица 3.20. Загрузка АТ-1 и АТ-2 на ПС 220 кВ Протон в дни контрольного замера за 2015 - 2019 годы

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

     Анализ данных таблицы 3.20 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.

     Сценарий прогнозного электропотребления Тульской области с выделением нагрузки по Заокскому энергорайону на 2021 - 2026 годы для базового варианта прогноза потребления электроэнергии и мощности в соответствии с проектом "Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2021 - 2027 годы" представлен в таблице 3.21.

     Таблица 3.21. Прогноз спроса на электрическую энергию и потребления мощности по Тульской области с выделением Заокского энергорайона. Базовый прогноз

     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. 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.

     В расчетах принята загрузка Алексинской ТЭЦ в соответствии с данными таблицы 3.22.

     Таблица 3.22. Нагрузка Алексинской ТЭЦ, МВт

     Суммарные сведения об объемах технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей в соответствии с действующими договорами на технологическое присоединение (ДТП) максимальной мощностью 5 МВт и менее в Заокском энергорайоне представлены в таблице 3.23.

     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 41 год, индекс состояния функциональных узлов 91,49, длительно допустимая нагрузка зимой составляет 17,84 МВА, летом - 14,56 МВА. Трансформатор Т-2 мощностью 16 МВА введен в эксплуатацию в 1978 году, срок службы 43 года, индекс состояния функциональных узлов 75,73, длительно допустимая нагрузка зимой составляет 17,84 МВА, летом - 14,56 МВА. Максимальная загрузка подстанции, зафиксированная в режимный день в период 2018 - 2020 годов, составляла в зимний период 25,5 МВА, в летний - 12,9 МВА. Суммарный объем нагрузки по договорам на ТП на 01.01.2021 составляет 12,4 МВт. Возможность осуществить перераспределение нагрузки по сети 6-35 кВ отсутствует.

     При коэффициенте реализации объема мощности по договорам на ТП на 01.01.2021 суммарная перспективная нагрузка ПС 110 кВ Заокская составит летом 15,13 МВА и зимой 27,73 МВА. В связи с этим на ПС 110 кВ Заокская рекомендуется установка трансформаторов мощностью не менее 2 x 25 МВА (нормативная нагрузочная способность нового трансформатора мощностью 25 МВА в зимний период равна 31,25 МВА, в летний период - 28,75 МВА).

     Целесообразность мероприятий по установке трансформаторов мощностью 2 x 40 МВА на ПС 110 кВ Заокская требует уточнения в рамках процедуры утверждения инвестиционной программы субъекта электроэнергетики, поскольку к настоящему моменту необходимо учитывать высокую степень реализации мероприятий по установке на ПС 110 кВ Заокская трансформаторов мощностью 2 x 40 МВА.

     На ПС 110 кВ Средняя установлены трансформаторы мощностью 10 и 16 МВА. Трансформатор Т-2 мощностью 10 МВА введен в эксплуатацию в 1994 году, срок службы 27 лет, индекс состояния функциональных узлов 87,34, длительно допустимая нагрузка зимой составляет 12,5 МВА, летом - 11,5 МВА. Максимальная нагрузка, зафиксированная в режимный день в период 2018 - 2020 годов, составляла в зимний период 13,5 МВА, в летний - 12,6 МВА. Суммарный объем нагрузки по договорам на ТП на 01.01.2021 составляет 0,7 МВт. Возможность осуществить перераспределение нагрузки по сети 6 - 35 кВ отсутствует.

     При коэффициенте реализации объема мощности по договорам на ТП на 01.01.2021 суммарная перспективная нагрузка ПС 110 кВ Средняя составит летом 12,74 МВА и зимой 13,65 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).

     Таблица 3.23. Объем нагрузки на технологическое присоединение в Заокском энергорайоне, МВт

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

     * Максимальная нагрузка ПС за последние три зимних замерных дня (2018 - 2020).

     В рамках процедуры технологического присоединения ООО "ГРАНД-ПАРК" предусмотрены следующие мероприятия по реконструкции сети 35 - 110 кВ Заокского энергорайона:

     1) строительство ПС 110 кВ ГРАНД-ПАРК (2 x 16 МВА) и отпаек от ВЛ 110 кВ Космос - Заокская с отпайкой на ПС Яковлево и ВЛ 110 кВ Протон - Заокская с отпайкой на ПС Яковлево (2 x 0,23 км);

     2) реконструкция ПС 35 кВ Ненашево с переводом питания на 110 кВ;

     3) строительство заходов от ВЛ 110 кВ Ленинская - Ясногорск на ПС 110 кВ Ненашево (2 x 10,5 км) с образованием ВЛ 110 кВ Ясногорск - Ненашево и ВЛ 110 кВ Ленинская - Ненашево;

     4) реконструкция ПС 35 кВ Хрипково с переводом питания на 110 кВ;

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

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

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

     Сроки реализации вышеуказанных мероприятий могут корректироваться с учетом исполнения мероприятий, определенных в технических условиях на технологическое присоединение, условий договора об осуществлении технологического присоединения, а также с учетом результатов разработки проектной документации и динамики реального прироста нагрузки потребителей в Заокском энергорайоне.

     Участок схемы электрической сети 35 - 110 кВ Заокского энергорайона после реализации ТП ООО "ГРАНД-ПАРК" представлен на рисунке 3.1*.

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

     * Рисунок 3.1 не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.
     
     
     При анализе установившихся режимов Заокского энергорайона энергосистемы Тульской области, соответствующих базовому прогнозу потребления на этапах 2021 - 2026 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.

     В энергорайоне выявлено фактическое превышение допустимых значений загрузки центров питания 110 кВ, а именно ПС 110 кВ Заокская и ПС 110 кВ Средняя. Рекомендуется реконструкция ПС 110 кВ Заокская и ПС 110 кВ Средняя с увеличением трансформаторной мощности.

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.

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

     При анализе установившихся режимов Суворовского энергорайона энергосистемы Тульской области, соответствующих базовому прогнозу потребления на этапах 2021 - 2026 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 (1 x 125 МВА) и ПС 220 кВ Бегичево (2 x 120 МВА).

     В 2026 году планируется техническое перевооружение ПС 220 кВ Бегичево в части замены автотрансформатора мощностью 120 МВА на автотрансформатор мощностью 125 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:

     В режимах зимних максимальных нагрузок при температуре наружного воздуха минус 26 град. C и плюс 5 град. C в период 2021 - 2026 годов.

     В режимах зимних минимальных нагрузок при температуре наружного воздуха минус 26 град. C в период 2025 - 2026 годов.

     В режимах летних максимальных нагрузок при температуре наружного воздуха плюс 30 град. C и плюс 19 град. C в период 2021 - 2026 годов.

     Режимы работы, которые приводят к недопустимой загрузке ВЛ 110 кВ Ушаково - Люторичи и ВЛ 110 кВ Ушаково - Бегичево:

     1) отключение ВЛ 220 кВ Северная - Химическая и ВЛ 220 кВ Бегичево - Люторичи;

     2) отключение ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Химическая и ВЛ 220 кВ Бегичево - Люторичи;

     3) отключение ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС - Бегичево с отпайкой на блок 1, ВЛ 220 кВ Бегичево - Люторичи и ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Химическая;

     4) ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Тула, ВЛ 220 кВ Бегичево - Люторичи, ВЛ 220 кВ Северная - Химическая;

     5) ВЛ 220 кВ Алексинская ТЭЦ - Ленинская, ВЛ 220 кВ Бегичево - Люторичи, ВЛ 220 кВ Северная - Химическая.

     Выявленные токовые перегрузки ликвидируются размыканием транзита 110 кВ между ПС 220 кВ Бегичево и ПС 220 кВ Люторичи (одностороннее отключение ВЛ 110 кВ Ушаково - Люторичи).

     В режимах зимних минимальных нагрузок при температуре наружного воздуха плюс 5 град. C и летних минимальных нагрузок недопустимой токовой загрузки электрооборудования не выявлено. Уровни напряжения в узлах сети 110 - 220 кВ находятся в диапазоне допустимых значений.

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

     По состоянию на 01.01.2021 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 "МРСК Центра и Приволжья" как объекты первой очереди.

     На ПС 110 кВ Заокская установлены два трансформатора мощностью 16 МВА каждый. Максимальная загрузка подстанции, зафиксированная в режимный день в период 2018 - 2020 годов, составляет 25,5 МВА. Суммарный объем нагрузки по договорам на ТП на 01.01.2021 составляет 12,4 МВт. Выявлена недостаточная пропускная способность трансформаторов в послеаварийных и ремонтных схемах. На ПС 110 кВ Заокская рекомендуется установка трансформаторов мощностью 2 x 25 МВА. Целесообразность мероприятий по установке трансформаторов мощностью 2 x 40 МВА на ПС 110 кВ Заокская требует уточнения в рамках процедуры утверждения инвестиционной программы субъекта электроэнергетики, поскольку к настоящему моменту необходимо учитывать высокую степень реализации мероприятий по установке на ПС 110 кВ Заокская трансформаторов мощностью 2 x 40 МВА.

     На ПС 110 кВ Средняя установлены трансформаторы мощностью 10 и 16 МВА. Максимальная нагрузка, зафиксированная в режимный день в период 2018 - 2020 годов, составила 13,51 МВА. Суммарный объем нагрузки по договорам на ТП на 01.01.2021 составляет 0,7 МВт. Выявлена недостаточная пропускная способность трансформаторов в послеаварийных и ремонтных схемах. Возможность осуществить перераспределение нагрузки по сети 6 - 35 кВ отсутствует. Рекомендуется реконструкция ПС 110 кВ Средняя с увеличением трансформаторной мощности - заменой Т-2 с 10 МВА на 16 МВА.

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. КДО составляет 35%, 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 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 01.01.2021 составляет 36,88% и ВЛ 110 кВ Плавск - Лазарево с отпайкой на ПС Смычка на 01.01.2021 составляет 40,18%. Согласно последнему акту обследования данные линии находятся в неудовлетворительном состоянии и не соответствуют требованиям РД 34.20.504-94. Необходима реконструкция ЛЭП с заменой опор и провода (без увеличения сечения).

     3) 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 железобетонные 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 46,05%. Для данных ВЛ КДО составляет 60%, КДП - 65%. Согласно последнему акту обследования данные линии находятся в неудовлетворительном состоянии, не соответствуют требованиям РД34.20.504-94, чем определена необходимость замены опор и провода (без увеличения сечения);

     4) 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 01.01.2021 составляет 100%. Техническое состояние ВЛ 110 кВ не соответствуют требованиям 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);

     5) 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 01.01.2021 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%.

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

     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)".

Заключение по разделу 3.5.1

     На основании проведенного в схеме и программе анализа работы энергосистемы Тульской области по базовому прогнозу потребления электроэнергии и мощности на период 2021 - 2026 годов сделаны следующие выводы:

     1) прогнозный прирост максимума нагрузки в энергосистеме Тульской области к 2026 году составляет 356 МВт по отношению к факту 2020 года, при этом основная его часть приходится на Щекинский энергорайон;

     2) за последние 5 лет (2016 - 2020 гг.) выведено из эксплуатации 980 МВт генерирующих мощностей (установленная мощность электростанций сократилась практически вдвое). Установленная мощность электростанций энергосистемы Тульской области на конец 2026 года составит 1620,3 МВт;

     3) с целью поддержания параметров электроэнергетических режимов в области допустимых значений с учетом ввода новых крупных потребителей по имеющимся ТУ на ТП необходимо обеспечить готовность к несению нагрузки Щекинской ГРЭС в требуемом по схемно-режимной ситуации объеме;

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

     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) разработан перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию электросетевого комплекса 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области на 2021 - 2026 годы, выполнение которых необходимо для обеспечения прогнозного спроса на электрическую энергию (мощность), исключения неудовлетворительного технического состояния объектов, а также для обеспечения надежного энергоснабжения и качества электрической энергии на территории Тульской области на 2021 - 2026 годы в рамках базового прогноза потребления электроэнергии и мощности (таблица 3.25).

3.5.2. Анализ развития электрических сетей напряжением 110 кВ и выше на период до 2025 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.

     Исследования режима работы сети 110 кВ и выше для энергорайонов при региональном прогнозе электропотребления и мощности с учетом запланированного роста нагрузок и мероприятий по усилению сети 110 кВ и выше, связанных с подключением энергопринимающих устройств новых потребителей, расчеты электроэнергетических режимов выполнялись при рекомендуемых значениях величин генерируемой активной мощности электростанций энергосистемы Тульской области.

Ефремовский энергорайон

     В настоящее время Ефремовский район относится к территориям опережающего социально-экономического развития (ТОСЭР "Ефремов"). Одним из участников ТОСЭР "Ефремов" предполагается ПАО "Группа Черкизово" с размещением производства мясных продуктов и ориентировочной максимальной потребляемой мощностью 40 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.

     Также на территории Ефремовского энергорайона ОАО "Щекиноазот" планирует строительство крупного газохимического комплекса на производственной площадке в г. Ефремов.

     Стратегия развития площадки ОАО "Щекиноазот" предусматривает поэтапное строительство:

     этап 1 строительства к 2025 году с необходимой ориентировочной мощностью 100 МВт (в т.ч. минимум 80 МВт по 1 категории надежности электроснабжения, 20 МВт по 2 категории надежности электроснабжения);

     этап 2 строительства к 2030 году с необходимой ориентировочной мощностью 90 МВт по 1 категории надежности электроснабжения.

     Суммарно потребление мощности составит 190 МВт, в т.ч. 170 МВт по 1 категории надежности электроснабжения.

     Расчеты электроэнергетических режимов были выполнены в соответствии с требованиями ГОСТ Р 58670-2019.

     При подключении потребителей ТОСЭР "Ефремов" анализ результатов расчетов электроэнергетических режимов сети 110 кВ и выше в Ефремовском энергорайоне энергосистемы Тульской области на этапе 2023 года в нормальной схеме и при аварийных отключениях в нормальной схеме сети токовых перегрузок электросетевого оборудования выше длительно допустимых значений не выявил. Уровни напряжения в узлах сети 110 - 220 кВ находятся в диапазоне допустимых значений.

     Анализ результатов расчетов электроэнергетических режимов сети 110 кВ и выше в Ефремовском энергорайоне энергосистемы Тульской области на этапе 2023 года при аварийных отключениях в ремонтных схемах сети в режимах зимних максимальных нагрузок выявил токовых перегрузки следующего электросетевого оборудования:

     1) при температуре наружного воздуха минус 26 град. C:

     ВЛ 110 кВ Волово - Бегичево с отпайкой на Богородицк (547 А или 112% от Iадтн) при ремонте ВЛ 220 кВ Бегичево - Звезда (или АТ-1 ПС 220 кВ Звезда) и аварийном отключении ВЛ 110 кВ Звезда - Бегичево с отпайками без учета реконструкции данной ВЛ. С учетом реконструкции ВЛ 110 кВ Волово - Бегичево с отпайкой на Богородицк загрузка данной ВЛ составит 107% от Iадтн;

     2) при температуре наружного воздуха плюс 5 град. C:

     ВЛ 110 кВ Волово - Бегичево с отпайкой на Богородицк (461 А или 101% от Iадтн) при ремонте ВЛ 220 кВ Бегичево - Звезда (или АТ-1 ПС 220 кВ Звезда) и аварийном отключении ВЛ 110 кВ Звезда - Бегичево с отпайками без учета реконструкции данной ВЛ. С учетом реконструкции ВЛ 110 кВ Волово - Бегичево с отпайкой на Богородицк загрузка данной ВЛ составит 90% от Iадтн.

     В режимах зимних минимальных, летних максимальных и минимальных нагрузок указанные токовые перегрузки отсутствуют.

     Для ликвидации выявленных токовых перегрузок, учитывая невозможность перевода нагрузки потребителей и для обеспечения подключения новых перспективных потребителей в Ефремовском энергорайоне, рекомендуется сооружение дополнительной связи, питающей Ефремовский энергорайон.

     В качестве усиления сети предлагается сооружение ВЛ 110 кВ Бегичево - Звезда (проводом АС-120, длиной 77 км). Данный вариант позволит обеспечить подключение новых перспективных потребителей на территории ТОСЭР "Ефремов".

     Сооружение ВЛ 110 кВ Бегичево - Звезда позволяет ликвидировать вышеуказанные токовые перегрузки ВЛ 110 кВ Волово - Бегичево с отпайкой на Богородицк при нормативных возмущениях в ремонтных схемах сети.

     Анализ результатов расчетов электроэнергетических режимов сети 110 кВ и выше в Ефремовском энергорайоне энергосистемы Тульской области на этапе 2025 года в нормальной схеме в режимах зимних минимальных нагрузок при минус 26 град. C и плюс 5 град. C выявил токовую перегрузку электросетевого оборудования выше аварийно допустимых значений на ВЛ 220 кВ Бегичево - Звезда (431 А или 107,8% от Iадтн и 408 А или 102% от Iадтн). Ограничивающим элементом является трансформатор тока на ПС 220 кВ Звезда номинальной мощностью 400 А. Для снятия перегрузки рекомендуется замена трансформатора тока на большее номинальное значение.

     Присоединение газохимического комплекса ОАО "Щекиноазот" к ПС 220 кВ Звезда по 1 категории надежности электроснабжения невозможно, т.к. подстанция имеет одну линию связи 220 кВ (ВЛ 220 кВ Бегичево - Звезда) с энергосистемой и один АТ 220/110 кВ (для 1 категории надежности электроснабжения требуется два взаимно резервируемых ввода).

     Учитывая требования ГОСТ Р 58670-2019, при выполнении расчетов электроэнергетических режимов для подключения газохимического комплекса ОАО "Щекиноазот" рекомендуется сооружение новой ПС 220 кВ Щекиноазот Ефремов с сооружением двух ВЛ 220 кВ Звезда - Щекиноазот Ефремов протяженностью 2 x 6 км и двух ВЛ 220 кВ Елецкая - Щекиноазот Ефремов ориентировочной протяженностью 2 x 80 км. На ПС 500 кВ Елецкая выдается мощность Нововоронежской АЭС-2. На ПС 500 кВ Елецкая установлены два АТ 500/220 кВ мощностью по 501 МВА каждый.

     Анализ результатов расчетов электроэнергетических режимов сети 110 кВ и выше в Ефремовском энергорайоне энергосистемы Тульской области на этапе 2025 года при аварийных отключениях в ремонтных схемах сети в режимах зимних минимальных нагрузок при температуре наружного воздуха минус 26 град. C и плюс 5 град. C выявил токовые перегрузки следующего электросетевого оборудования:

     1) при температуре наружного воздуха минус 26 град. C:

     АТ-1 ПС 220 кВ Звезда 439 А или 117% от Iддтн и 100% от Iадтн при ремонте ВЛ 220 кВ Бегичево - Звезда и аварийном отключении ВЛ 110 кВ Звезда - Бегичево с отпайками;

     АТ-1 ПС 220 кВ Звезда 432 А или 115% от Iддтн и 99% от Iадтн при ремонте ВЛ 220 кВ Бегичево - Звезда и аварийном отключении ВЛ 110 кВ Звезда - Волово с отпайкой на ПС Турдей;

     АТ-1 ПС 220 кВ Звезда 446 А или 119% от Iддтн и 102% от Iадтн при ремонте ВЛ 220 кВ Бегичево - Звезда и аварийном отключении ВЛ 110 кВ Волово - Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк;

     2) при температуре наружного воздуха плюс 5 град. C:

     АТ-1 ПС 220 кВ Звезда 400 А или 117% от Iддтн и 91% от Iадтн при ремонте ВЛ 220 кВ Бегичево - Звезда и аварийном отключении ВЛ 110 кВ Звезда - Бегичево с отпайками;

     АТ-1 ПС 220 кВ Звезда 395 А или 113% от Iддтн и 90% от Iадтн при ремонте ВЛ 220 кВ Бегичево - Звезда и аварийном отключении ВЛ 110 кВ Звезда - Волово с отпайкой на ПС Турдей;

     АТ-1 ПС 220 кВ Звезда 406 А или 116% от Iддтн и 93% от Iадтн при ремонте ВЛ 220 кВ Бегичево - Звезда и аварийном отключении ВЛ 110 кВ Волово - Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк.

     В режимах зимних максимальных, летних максимальных и минимальных нагрузок указанные токовые перегрузки отсутствуют.

     Сооружение второго АТ позволяет ликвидировать вышеуказанные токовые перегрузки АТ-1 ПС 220 кВ Звезда при нормативных возмущениях в ремонтных схемах сети.

     Участок схемы электрической сети 110 - 220 кВ Ефремовского энергорайона после подключения новых потребителей с учетом реконструкции сети представлен на рисунке 3.2*.

     Мероприятия по подключению к сети указанных объектов являются предварительными и должны быть уточнены в рамках процедуры технологического присоединения.

Рисунок 3.2. Участок сети 110 - 220 кВ Ефремовского энергорайона после подключения новых потребителей с учетом реконструкции сети*

     * Рисунок 3.2 не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.

     Итоговый перечень мероприятий по развитию сети Ефремовского энергорайона, учитывающий перспективный прирост потребления мощности в полном объеме, должен быть скорректирован, и при необходимости дополнен после уточнения параметров вновь подключаемых перспективных потребителей (предполагаемая схема подключения, режимы работы нагрузки, состав подключаемой нагрузки и др.).

     Анализ установившихся режимов Ефремовского энергорайона энергосистемы Тульской области, соответствующих региональному прогнозу потребления, на этапах 2021 - 2026 годов (при учете новых потребителей в полном объеме) и возникающих после аварийных возмущений в сети 110 - 220 кВ в нормальной схеме сети в режимах зимних максимальных/минимальных и летних максимальных/минимальных нагрузок, выявил токовые перегрузки электросетевого оборудования, для ликвидации которых рекомендуется реализация следующих мероприятий:

     1) реконструкция ПС 220 кВ Звезда, включающая в себя установку дополнительных ячеек выключателей 110 кВ, замену трансформатора тока на ВЛ 220 кВ Бегичево - Звезда на большее номинальное значение, установку второго АТ;

     2) реконструкция ПС 220 кВ Бегичево, включающая в себя установку дополнительной ячейки выключателя 110 кВ;

     3) сооружение ВЛ 110 кВ Бегичево - Звезда длиной 77 км.

Тульский энергорайон

     В настоящее время Тульский энергорайон включает три центра питания 220 кВ: ПС 220 кВ Тула (2 x 250 МВА), ПС 220 кВ Ленинская (2 x 200 МВА), ПС 220 кВ Металлургическая (2 x 125 МВА).

     Рост нагрузки обусловлен реализацией инвестиционных проектов крупных предприятий, которые планируются на перспективу до 2025 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 с продлением срока службы до 2025 года. ПАО "ФСК ЕЭС" в соответствии с инвестиционной программой планирует до 2022 года выполнить техперевооружение ПС 220 кВ Металлургическая.

Мероприятия по организации электроснабжения объектов ООО УК "Промышленно-металлургический холдинг"

     На территории Тульского энергорайона ООО УК "Промышленно-металлургический холдинг" предполагает осуществить следующие проекты:

     1) сооружение литейно-прокатного комплекса с максимальной мощностью 473,56 МВт на производственной площадке АО "Тулачермет" в г. Туле. В 2025 - 2026 годах нагрузка литейно-прокатного комплекса составит 272,7 МВт;

     2) развитие метизного производства с максимальной мощностью 83,6 МВт, Киреевский район.

     Учитывая перспективный рост нагрузки литейно-прокатного комплекса до 473,56 МВт рекомендуется сооружение ПС 500 кВ Тула Новая.

     На ПС 500 кВ Тула Новая предполагается:

     1) сооружение РУ 500 кВ и 220 кВ с установкой двух АТ 500/220 кВ мощностью 3 x 167 МВА;

     2) строительство на РУ 500 кВ заходов, проходящей по территории Тульской области, ВЛ 500 кВ Смоленская АЭС - Михайловская протяженностью по 32 км. При этом образуются ВЛ 500 кВ Смоленская АЭС - Тула Новая и ВЛ 500 кВ Михайловская - Тула Новая;

     3) строительство на РУ 220 кВ ПС 500 кВ Тула Новая заходов ВЛ 220 кВ Тула - Металлургическая протяженностью по 2 км. При этом образуются ВЛ 220 кВ Тула Новая - Тула N 1 и ВЛ 220 кВ Тула Новая - Металлургическая;

     4) строительство на РУ 220 кВ ПС 500 кВ Тула Новая заходов ВЛ 220 кВ Тула - Тепличная с отпайкой на ПС Яснополянская протяженностью по 10 км). При этом образуются ВЛ 220 кВ Тула Новая - Тула N 2 и ВЛ 220 кВ Тула Новая - Тепличная с отпайкой на ПС Яснополянская.

     Для присоединения объектов ООО УК "Промышленно-металлургический холдинг" к ПС 500 кВ Тула Новая потребуется:

     1) для электроснабжения литейно-прокатного комплекса строительство двух двухцепных ВЛ 220 кВ от ПС 500 кВ Тула Новая до ПС 220 кВ ПМХ протяженностью по 6 км;

     2) для электроснабжения метизного производства строительство двух ВЛ 220 кВ от ПС 500 кВ Тула Новая до ПС 220 кВ Метиз протяженностью по 2 км.

     Сооружение ПС 500 кВ Тула Новая позволит не только обеспечить электроснабжение новых крупных потребителей, но и повысить надежность электроснабжения существующих потребителей.

     Схема присоединения ПС 500 кВ Тула Новая, ПС 220 кВ ПМХ и ПС 220 кВ Метиз к сетям энергосистемы Тульской области представлена на рисунке 3.3*.

Рисунок 3.3. Схема присоединения ПС 500 кВ Новая, ПС 220 кВ ПМХ и ПС 220 кВ Метиз к сетям энергосистемы Тульской области*

     * Рисунок 3.3 не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.

Мероприятия по организации электроснабжения объектов нового жилищного строительства

     Суммарная мощность предполагаемых заявителей на подключение новых объектов жилищного строительства составляет порядка 100 МВт. Планируется создание следующих крупных микрорайонов жилой застройки:

     1) территория комплексного развития "Новая Тула", д. Нижняя Китаевка мощностью 43,0 МВт. Для обеспечения потребителей такой мощностью необходимо сооружение нового центра питания 110 кВ, питающегося от ВЛ 110 кВ Тула - Мясново N 1 с отпайками и ВЛ 110 кВ Тула - Мясново N 2 с отпайкой на ПС Южная;

     2) микрорайон "Красные ворота" (застройщик АО "Внешстрой"), г. Тула, Зареченский район, пересечение Московского шоссе и ул. Ключевая. Максимальная мощность - 12,4 МВт. Электроснабжение предлагается осуществлять от ПС 110 кВ Медвенка (2 x 16 МВА) и ПС 110 кВ Рожденственская (2 x 16 МВА). Величина предполагаемой нагрузки составляет 17,3% от Sддтн от суммарной трансформаторной мощности двух подстанций. Фактическая загрузка в зимний период трансформаторного оборудования ПС 110 кВ Медвенка и ПС 110 кВ Рожденственская составляет 12,8 МВА (64% от Sддтн одного трансформатора) и 4,6 МВА (24,5% от Sддтн одного трансформатора) соответственно. Максимальная перспективная загрузка трансформаторного оборудования ПС 110 кВ Медвенка и ПС 110 кВ Рожденственская составляет 14,2 МВА (71% от Sддтн одного трансформатора) и 5,6 МВА (29,8% от Sддтн одного трансформатора) соответственно или суммарно 19,8 МВА (25,5% от Sддтн от суммарной трансформаторной мощности двух подстанций в нормальной схеме или 34,4% от Sддтн в схеме ремонта трансформатора ПС 110 кВ Медвенка). Представленный анализ подтверждает возможность использования ПС 110 кВ Медвенка и ПС 110 кВ Рождественская в качестве центров питания для подключения указанной мощности;

     3) жилая застройка "Времена года", Тульская область, Ленинский район, сельское поселение Ильинское. Максимальная мощность - 9,9 МВт, с присоединением от ПС 110 кВ Одоев;

     4) микрорайон "Северня Мыза", Тульская область, Ленинский район, Иншинское сельское поселение, д. Мыза. Максимальная мощность - 9,6 МВт с присоединением от ПС 110 кВ Мясново;

     5) 1-й Юго-Восточный микрорайон, г. Тула, Центральный район, 1-й Юго-Восточный микрорайон. Максимальная мощность - 8,9 МВт с присоединением от ПС 110 кВ Перекоп;

     6) жилой микрорайон "Петровский квартал", Тульская область, Ленинский район, поселок Петровский. Максимальная мощность - 5,3 МВт с присоединением от ПС 110 кВ Привокзальная;

     7) многоквартирные жилые дома в районе поселка Молодежный, Тульская область, Ленинский район, сельское поселение Медвенское, пос. Молодежный. Максимальная мощность - 4 МВт, с присоединением от ПС 110 кВ Медвенка;

     8) жилой комплекс "Пряничная слобода", г. Тула, Зареченский район, пос. Горелки, ул. Большая. Максимальная мощность - 3,9 МВт с присоединением от ПС 110 кВ Рождественская;

     9) застройка жилого квартала в Привокзальном районе г. Тулы, ограниченного улицами Сурикова, Оружейная и Нижняя Волоховская. Максимальная мощность - 3,1 МВт с присоединением от ПС 110 кВ Южная.

     Центры питания вышеуказанных потребителей должны быть уточнены в рамках процедуры технологического присоединения к сетям.

     Для подключения вышеуказанных жилищных комплексов, за исключением территории комплексного развития "Новая Тула", на существующих центрах питания 110 кВ Тульского энергорайона трансформаторных мощностей достаточно.

     С целью подключения микрорайона комплексного развития "Новая Тула" к сетям 110 кВ рекомендуется сооружение ПС 110/10 кВ Новая Тула трансформаторной мощностью 2 x 63 МВА и строительство двух ВЛ 110 кВ отпайками от ВЛ 110 кВ Тула - Мясново N 1 с отпайками и ВЛ 110 кВ Тула - Мясново N 2 с отпайкой на ПС Южная.

     Расчеты электроэнергетических режимов были выполнены в соответствии с требованиями ГОСТ Р 58670-2019.

     При анализе установившихся режимов Тульского энергорайона энергосистемы Тульской области, соответствующих региональному прогнозу потребления электрической энергии и мощности на этапах 2021 - 2024 годов, токовых перегрузок электросетевого оборудования, возникающих после аварийных возмущений в сети 110 - 220 кВ в нормальной и ремонтных схемах сети в режимах зимних максимальных/минимальных и летних максимальных/минимальных нагрузок, не выявлено. Уровни напряжения в узлах сети 110 - 220 кВ находятся в диапазоне допустимых значений.

     В период 2025 - 2026 годов имеет место перегрузка ВЛ 110 кВ Тулачермет - Металлургическая при отключении двух АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Тула при температуре наружного воздуха минус 26 град. C. Рекомендуется замена ошиновки на ТЭЦ-ПВС АО "Тулачермет", которая является ограничивающим элементом ВЛ 110 кВ Тулачермет - Металлургическая Ошиновка выполнена проводом М-95, предлагается замена на провод сечением АС-240.

Заокский энергорайон

     В рассматриваемый период 2021 - 2026 годов в Заокском районе Тульской области планируется реализация мероприятия по технологическому присоединению энергопринимающих устройств ТОСЭР "Алексин" максимальной мощностью 53,72 МВт и ООО "ЛетоГрупп" максимальной мощностью 36 МВт.

     В качестве основных центров питания ТОСЭР "Алексин" Заокского энергорайона рассматривались ПС 220 кВ Шипово и шины 110 кВ Алексинской ТЭЦ.

     Для технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "ЛетоГрупп" максимальной мощностью 36 МВт предлагается выполнить следующие мероприятия:

     сооружение новой ПС 110 кВ ЛетоГрупп;

     сооружение двух новых ВЛ 110 кВ Заокская - ЛетоГрупп.

     Анализ результатов расчетов электроэнергетических режимов сети 110 кВ и выше в Заокском энергорайоне энергосистемы Тульской области на этапе до 2026 года выявил токовую перегрузку электросетевого оборудования:

     в период зимних максимальных нагрузок при температуре наружного воздуха минус 26 град. C в единичной ремонтной схеме после нормативного возмущения при отключении ВЛ 110 кВ Протон - Космос и ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ - Космос с отпайками наибольшая токовая загрузка ВЛ 110 кВ Протон - Заокская с отпайкой на Яковлево составит 118% (580 А) от Iддтн 490 А. Для ликвидации выявленных токовых перегрузок рекомендуется увеличение пропускной способности ВЛ 110 кВ Протон - Заокская с отпайкой на Яковлево за счет замены провода с АС-120 на АС-150 протяженностью 25,5 км (стоимость мероприятия составит 227,32 млн рублей в ценах 2021 года, без НДС) или ограничение нагрузки потребителей;

     в период летних максимальных нагрузок при температуре наружного воздуха плюс 19 град. C в двойной ремонтной схеме после нормативного возмущения при отключении ВЛ 110 кВ Протон - Заокская с отпайкой на ПС Яковлево, ВЛ 110 кВ Протон - Космос и ВЛ 110 кВ Заокская - Хрипково, наибольшая токовая загрузка ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ - Космос с отпайками составит 110% (445 А) от Iддтн 403 А. Для ликвидации выявленных токовых перегрузок рекомендуется увеличение пропускной способности ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ - Космос с отпайками за счет замены провода с АС-120 на АС-150 протяженностью 30,6 км или ограничение нагрузки потребителей.

     Рассмотренные выше варианты присоединения новых потребителей к сети 110 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.

     Участок схемы электрической сети 110 кВ и выше Заокского энергорайона после реконструкции представлен на рисунке 3.4*.

Рисунок 3.4. Участок сети 110 кВ и выше Заокского энергорайона после реконструкции*

     * Рисунок 3.4 не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.

Щекинский энергорайон

     Согласно утвержденным техническим условиям на технологическое присоединение планируется прирост нагрузки ОАО "Щекиноазот" на 40 МВт. В связи с растущей нагрузкой ОАО "Щекиноазот" реализуется ввод новой ПС 110 кВ Карбамид с сооружением двух КЛ 110 кВ от ПС 220 кВ Яснополянская в 2021 году.

     С 2018 года на территории Щекинского района сооружается ООО Тепличный комплекс "Тульский", который увеличивает потребление Щекинского района на 150 МВт.

     Для обеспечения надежного электроснабжения ООО Тепличный комплекс "Тульский" введена в эксплуатацию ПС 220 кВ Тепличная (установлен один трансформатора мощностью 80 МВА и сооружены заходы от ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС - Тула N 2 с отпайкой на ПС 220 кВ Яснополянская на ПС 220 кВ Тепличная длиной 2 x 1 км, выполненные проводом АС-400). В 2021 году планируется ввод в эксплуатацию второго трансформатора мощностью 80 МВА.

     С целью выявления возможного возникновения токовых перегрузок элементов электрической сети и отклонений от допустимого уровня напряжений на шинах подстанций в Щекинском энергорайоне были выполнены серии электроэнергетических расчетов установившихся режимов в соответствии с требованиями ГОСТ Р 58670-2019. 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.

     При анализе установившихся режимов Щекинского энергорайона энергосистемы Тульской области, соответствующих региональному прогнозу потребления электрической энергии и мощности на этапах 2021 - 2026 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", второй по объемам выпуска российский производитель азотных удобрений и аммиака.

     В соответствии с техническими условиями от 07.05.2019 на технологическое присоединение электроустановок ОАО "РЖД" на территории Новомосковского энергорайона в 2024 году предполагается сооружение тяговой ПС 220 кВ Арсенал (2 x 40 МВА) максимальной мощностью нагрузки 20,7 МВт, присоединяемой к энергосистеме заходами 220 кВ от ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая.

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

     Расчеты электроэнергетических режимов были выполнены в соответствии с требованиями ГОСТ Р 58670-2019.

     Анализ результатов расчетов электроэнергетических режимов сети 110 кВ и выше в Новомосковском энергорайоне энергосистемы Тульской области при аварийных отключениях в ремонтных схемах сети в режимах зимних максимальных нагрузок при температуре наружного воздуха минус 26 град. C показал:

     на этапе 2021 - 2022 годов перегрузок не выявлено;

     на этапе 2023 года выявлена перегрузка МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая на ПС 220 кВ Химическая (токовая загрузка составляет 107% от длительно допустимого тока (1000 А);

     на этапе 2024 года выявлена перегрузка МВ 2 СШ ВЛ 220 кВ Химическая - Арсенал на ПС 220 кВ Химическая) (токовая загрузка составляет 111% от длительно допустимого тока (1000 А);

     на этапе 2025 - 2026 годов перегрузок не выявлено.

     Анализ результатов установившихся электроэнергетических режимов для максимальных/минимальных нагрузок в нормальном режиме и после аварийных возмущений в сети 110 - 220 кВ в нормальной схеме сети по региональному прогнозу потребления электрической энергии и мощности на период 2021 - 2026 годов при температуре наружного воздуха плюс 5 град. C токовых перегрузок электросетевого оборудования в энергосистеме Тульской области не выявил.

     Анализ результатов установившихся электроэнергетических режимов для максимальных/минимальных нагрузок в нормальном режиме и после аварийных возмущений в сети 110 - 220 кВ в нормальной схеме сети по региональному прогнозу потребления электрической энергии и мощности на период 2021 - 2026 годов при температуре наружного воздуха плюс 19 град. C, плюс 30 град. C токовых перегрузок электросетевого оборудования в энергосистеме Тульской области не выявил.

     Уровни напряжения в узлах сети 110 - 220 кВ находятся в диапазоне допустимых значений.

     Для ввода параметров электроэнергетических режимов в область допустимых значений рекомендуется:

     на этапе 2023 года, исходя из схемо-режимной ситуации, превентивное отключение на время ремонтов МВ 1 СШ ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая на ПС 220 кВ Химическая на время ремонта;

     на этапе 2024 года, исходя из схемо-режимной ситуации, превентивное отключение на время ремонтов МВ 1 СШ ВЛ 220 кВ Химическая - Арсенал на ПС 220 кВ Химическая.

Суворовский энергорайон

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

Энергорайон Люторичи и Бегичево

     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 единичных ремонтных схемах в зимний максимум нагрузок при температуре наружного воздуха минус 26 град. C рекомендуется установка АОПО ВЛ 110 кВ Ушаково - Люторичи с запретом АПВ и действием на отключение ВЛ 110 кВ Ушаково - Люторичи со стороны ПС 220 кВ Люторичи.

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

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

     Планируется увеличение нагрузки введенного индустриального парка "Узловая" и ОЭЗ ППТ "Узловая" (138 МВт к 2026 году), ТОСЭР "Алексин" (53,72 МВт к 2026 году), ООО УК "ПМХ" ЛПК-2 (272,3 МВт к 2026 году с последующим набором мощности к 2030 году до 473 МВт), ООО УК "ПМХ" метизное производство (83,6 МВт к 2026 году), ООО "ЛетоГрупп" (36 МВт к 2026 году), ТОСЭР "Ефремов" (77,1 МВт к 2026 году, в том числе ПАО "Группа Черкизово" 40 МВт), ООО "Тепличный комплекс "Тульский" (150 МВт), ОАО "Щекиноазот" (40 МВт в Щекинском энергорайоне 15 МВт в Ефремовском энергорайоне), ОАО "РЖД" - 20,7 МВт, ОАО "Щекиноазот" (190 МВт в Ефремовском энергорайоне).

     Для обеспечения электроэнергией электроприемников индустриального парка "Узловая" и ОЭЗ ППТ "Узловая" (МО Каменецкое, Узловский район, возможный рост нагрузки к 2026 году до 138 МВт) в настоящее время введены в эксплуатацию ПС 110 кВ Индустриальная трансформаторной мощностью 2 x 125 МВА и две КВЛ 110 кВ Северная - Индустриальная N 1 и КВЛ 110 кВ Северная - Индустриальная N 2 длиной по 7,2 км.

     Для обеспечения электроэнергией электроприемников ТОСЭР "Алексин" (возможный рост нагрузки к 2026 году до 53,72 МВт) и ООО "ЛетоГруп" (возможный рост нагрузки к 2026 году до 36 МВт) рекомендуется увеличение пропускной способности ВЛ 110 кВ Протон - Заокская с отпайкой на Яковлево за счет замены провода с АС-120 на АС-150 и ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ-Космос с отпайками за счет замены провода с АС-120 на АС-150.

     Для обеспечения электроэнергией электроприемников ООО УК "ПМХ" (ЛПК-2 и метизное производство суммарной нагрузкой 356,3 МВт к 2026 году) планируется сооружение ПС 500 кВ Тула Новая с установкой двух АТ 500/220 кВ мощностью 3 x 167 МВА, заходов ВЛ 500 кВ Смоленская АЭС - Михайловская, заходов ВЛ 220 кВ Тула - Металлургическая и заходов ВЛ 220 кВ Тула - Тепличная с отпайкой на ПС Яснополянская. Для электроснабжения ЛПК-2 строительство ПС 220 кВ ПМХ и двух двухцепных ВЛ 220 кВ Тула Новая - ПМХ. Для электроснабжения метизного производства строительство ПС 220 кВ Метиз и двух ВЛ 220 кВ Тула Новая - Метиз.

     Для обеспечения электроэнергией электроприемников ООО "Тепличный комплекс "Тульский" (Щекинский р-н, в районе пос. Рудный, 150 МВт) сооружена ПС 220 кВ ООО ТК "Тульский" с установкой трансформатора мощностью 80 МВА (установка второго трансформатора мощностью 80 МВА планируется в 2021 году) и заходы от ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС - Тула N 2 с отпайкой на ПС Яснополянская на ПС 220 кВ Тепличная длиной 2 x 0,5 км.

     Для обеспечения электроэнергией электроприемников ОАО "Щекиноазот" (40 МВт) планируется сооружение ПС 110 кВ Карбамид трансформаторной мощностью 2 x 60 МВА и сооружение двух КЛ 110 кВ Яснополянская - Карбамид длиной по 3 км.

     Для обеспечения электроэнергией электроприемников ОАО "РЖД" в Веневском районе (20,7 МВт) планируется сооружение ПС 220 кВ Арсенал трансформаторной мощностью 2 x 40 МВА и сооружение заходов к ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС - Химическая длиной по 3,5 км.

     Для обеспечения электроэнергией электроприемников кластера "Ефремов" (139 МВт) в Ефремовском энергорайоне рекомендуется сооружение ПС 110 кВ ТОСЭР Ефремов, двух ВЛ 110 кВ Звезда - ТОСЭР Ефремов и ВЛ 110 кВ Бегичево - Звезда длиной 77 км.

     Для обеспечения электроэнергией электроприемников ОАО "Щекиноазот" (нагрузка в 2026 году 100 МВт с последующим увеличением до 190 МВт) планируется сооружение ПС 220 кВ Щекиноазот Ефремов с сооружением двух ВЛ 220 кВ Звезда - Щекиноазот Ефремов протяженностью 2 x 6 км и двух ВЛ 220 кВ Елецкая - Щекиноазот Ефремов ориентировочной протяженностью 2 x 80 км.

Анализ влияния перевода выдачи мощности ПГУ Новомосковской ГРЭС в электрическую сеть АО "НАК "Азот"

     Новомосковская ГРЭС расположена в г. Новомосковске. На 01.01.2021 установленная мощность станции составляет 233,7 МВт. Новомосковская ГРЭС входит в состав филиала ПАО "Квадра" - "Центральная генерация".

     В настоящее время выдача мощности ПГУ-190/187,65 осуществляется на напряжении 15,75 кВ на шины ОРУ 110 кВ Новомосковской ГРЭС.

     Через шины 220 кВ Новомосковской ГРЭС осуществляется транзит мощности и электроэнергии между энергосистемой Тульской области и энергосистемой Рязанской области по ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Каширская ГРЭС и ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Михайловская.

     Сетевые ограничения в распределительных устройствах 110 - 220 кВ на выдачу мощности Новомосковской ГРЭС отсутствуют.

     Для определения влияния на режим работы сети 110 кВ и выше перевода выдачи мощности ПГУ-190 Новомосковской ГРЭС в электрическую сеть АО "НАК "Азот" были выполнены расчеты электроэнергетических режимов для нормальных схем на 2026 год.

     Анализ результатов выполненных расчетов электроэнергетических режимов сети 110 кВ и выше показал, что при переводе выдачи мощности ПГУ-190 Новомосковской ГРЭС в электрическую сеть АО "НАК "Азот" имеет место снижение загрузки по активной мощности следующих элементов сети 220 кВ:

     ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС - Химическая;

     ВЛ 220 кВ Северная - Химическая;

     ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС - Северная N 1 с отпайкой на ПС Металлургическая;

     ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС - Северная N 2 с отпайкой на блок 2;

     АТ-1(2)(3) на ПС 220 кВ Северная;

     АТ-1(2) на ПС 220 кВ Химическая.

Заключение по разделу 3.5.2

     На основании проведенного в схеме и программе анализа работы энергосистемы Тульской области по региональному прогнозу потребления электрической энергии и мощности на период 2021 - 2026 сделаны следующие выводы:

     1) прогнозный прирост максимума нагрузки в энергосистеме Тульской области к 2026 году составляет 848 МВт по отношению к факту 2020 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 2016 - 2020 годов составила 980 МВт. В региональном прогнозе суммарная установленная мощность электростанций в 2026 году составит 1620,3 МВт;

     3) для поддержания параметров электроэнергетических режимов в области допустимых значений с учетом ввода новых крупных потребителей по имеющимся ТУ на ТП необходимо обеспечить готовность к несению нагрузки Щекинской ГРЭС в требуемом по схемно-режимной ситуации объеме;

     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) разработан перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию электросетевого комплекса 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области на 2021 - 2026 годы, выполнение которых необходимо для обеспечения прогнозного спроса на электрическую энергию (мощность), исключения неудовлетворительного технического состояния объектов, а также для обеспечения надежного энергоснабжения и качества электрической энергии на территории Тульской области на 2021 - 2026 годы в рамках регионального прогноза потребления электроэнергии и мощности (таблица 3.26).

3.6. Анализ надежности схемы отдельных подстанций классом напряжения 110 кВ

     Анализ РУ 110 кВ ПС 110 кВ Гремячее, ПС 110 кВ Подземгаз, ПС 110 кВ Задонье, ПС 110 кВ Богородицк, ПС 110 кВ Октябрьская, ПС 110 кВ Мясново, ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Центральная, ПС 110 кВ Тулица, ПС 110 кВ Привокзальная показал, что только схемы ПС 110 кВ Мясново, ПС 110 кВ Южная, ПС 110 кВ Центральная, ПС 110 кВ Тулица и ПС 110 кВ Привокзальная соответствуют типовым решения. Для приведения в соответствие схем РУ 110 кВ к типовым на ПС 110 кВ Гремячее, ПС 110 кВ Подземгаз, ПС 110 кВ Задонье, ПС 110 кВ Богородицк и ПС 110 кВ Октябрьская целесообразно установить выключатели 110 кВ в цепях трансформаторов.

     С целью повышения надежности отдельных потребителей целесообразно осуществить резервирование по сети 6 - 10 кВ от смежных ПС путем сооружения дополнительных связей, что сократит время перерыва электроснабжения части потребителей при полном погашении питающих ПС:

     1) установку на ПС 110 кВ Гремячее силового трансформатора ТМ-4000/10-85 У1 и вводной ячейки КРУН-10 кВ с выключателем и линейным разъединителем для резервирования ПС 110 кВ Гремячее от ВЛ 10 кВ Савино-ТСН-3 ПС 110 кВ Гремячее с ПС 110 кВ Савино;

     2) установку на ПС 110 кВ Технологическая силового трансформатора ТМ-4000/10-85 У1 и вводной ячейки КРУН-6 кВ с выключателем, линейным разъединителем и строительством КЛ 6 кВ протяженностью 6 км между ПС 110 кВ Богородицк и ПС 110 кВ Технологическая для резервирования потребителей запитанных от ПС 110 кВ Богородицк;

     3) строительство резервной ЛЭП протяженностью около 6 км от РП Китаевка до ПС 110 кВ Мясново для резервирования с ПС 110 кВ Мясново электроснабжения АО "Особое конструкторское бюро "Октава".

     Аварийное электроснабжение ответственных потребителей можно осуществлять через РУ 6 - 10 кВ подстанций филиала "Тулэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья" по специально выделенным фидерам иных абонентов или "путем запетления выделенных фидеров", для чего необходимо заключение трехсторонних соглашений, устанавливающих порядок действия сторон и их обязанности.

3.7. Расчеты токов короткого замыкания в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше Тульской области на период до 2026 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.

     Расчетная модель энергосистемы Тульской области на этапе 2021 - 2026 годов учитывает перспективное сетевое строительство, включая реализацию рекомендованных мероприятий по реконструкции существующих и строительству новых подстанций, а также ввод и демонтаж генерирующих мощностей и рост потребления в энергосистеме.

     Была проведена проверка отключающей способности выключателей сети на этапе 2021 - 2026 годов для базового и регионального прогнозов потребления электроэнергии и мощности энергосистемы Тульской области.

     В базовом прогнозе потребления электроэнергии и мощности на период 2021 - 2026 годов расчетные токи КЗ не превышают отключающую способность установленных выключателей во всех узлах сети (при существующих точках деления сети.

     В региональном прогнозе потребления электроэнергии и мощности на период 2021 - 2026 годов расчетные токи КЗ не превышают отключающую способность установленных выключателей во всех узлах сети (при существующих точках деления сети), за исключением следующих выключателей:

     на ПС 220 кВ Тула в РУ 220 кВ токи трехфазного и однофазного КЗ достигнут значений 28,1 кА и 27,5 кА соответственно.

     Рекомендуется замена семи выключателей с отключающей способностью 25 кА на выключатель с отключающей способностью не менее 31,5 кА.

3.8. Анализ баланса реактивной мощности в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше Тульской области на период до 2026 года

     Анализ уровней напряжения показывает, что при использовании имеющихся средств регулирования напряжения (коэффициентов трансформации и установок по напряжению на генераторах электростанций) 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 тяжелых послеаварийных режимах, находятся в диапазоне допустимых значений и применение устройств СКРМ в энергосистеме Тульской области на перспективном этапе 2021 - 2026 не требуется.

     Необходимость, место установки, объем и мощность дополнительных устройств СКРМ должны уточняться и определяться на этапе подключения новых крупных потребителей к сети.

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

     Анализ возрастной структуры электросетевого оборудования электроэнергетического комплекса энергосистемы Тульской области показал следующее:

     1) ВЛ 220 кВ со сроком службы более 30 лет составляют около 98% от общей протяженности ВЛ 220 кВ;

     2) АТ 220/110 кВ со сроком службы более 25 лет составляют 83%;

     3) ВЛ 110 кВ со сроком службы более 30 лет составляют около 92%;

     4) трансформаторы филиала "Тулэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья" со сроком службы более 25 лет составляют около 79%.

     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 01.01.2021 по сетевым предприятиям Тульской области приведены в таблице 3.24.

     Таблица 3.24. Сведения об износе объектов электросетевого хозяйства по состоянию на 01.01.2021 по сетевым предприятиям Тульской области, %

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

     С целью снижения величины износа оборудования и поддержания электросетевого оборудования в технически исправном состоянии рекомендуется осуществление своевременного планового и текущего ремонта оборудования, организация капитального ремонта наиболее изношенных и наиболее загруженных элементов сети, реновация оборудования, имеющего большой моральный и физический износ.

     В настоящий момент все вышеуказанное оборудование является технически исправными и пригодными к эксплуатации. При этом необходимо отметить, что при значительном сроке службы электросетевого оборудования увеличивается вероятность его отказа и, как следствие, снижение надежности электроснабжения потребителей.

3.10. Анализ схемно-режимной ситуации в энергосистеме Тульской области при потере питания со стороны ПС 220 кВ Протон

     В рамках базового прогноза потребления электрической энергии и мощности с учетом реализации мероприятий по технологическому присоединению энергопринимающих устройств ООО "ГРАНД-ПАРК" и при отсутствии питания со стороны ПС 220 кВ Протон (отключены ВЛ 110 кВ Протон - Заокская с отпайкой на ПС Яковлево и ВЛ 110 кВ Протон - Космос со стороны ПС 220 кВ Протон) электроснабжение Заокского энергорайона будет осуществляться по ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ - Космос с отпайками и ВЛ 110 кВ Заокская - Хрипково. При аварийном отключении одной из указанных ВЛ 110 кВ в нормальной схеме или выводе в ремонт параметры электроэнергетического режима в рассматриваемый перспективный период 2021 - 2026 годов находятся в диапазоне допустимых значений. Проведение ремонтной кампании затрудняется ввиду того, что аварийное отключение одной из указанных ВЛ 110 кВ при ремонте другой приведет к прекращению электроснабжения части потребителей Заокского энергорайона, так как осуществлять полноценное электроснабжение по сети низкого напряжения нет возможности из-за меньшей пропускной способности электрической сети. При этом пропускной способности ВЛ 110 кВ Алексинская ТЭЦ - Космос с отпайками или ВЛ 110 кВ Заокская - Хрипково достаточно, чтобы обеспечить подключение новых потребителей в Заокском энергорайоне в объеме договоров, заключенных к 01.01.2021.

     В рамках регионального прогноза анализ результатов расчета установившихся электроэнергетических режимов Заокского энергорайона энергосистемы Тульской области с учетом реализации мероприятий по технологическому присоединению энергопринимающих устройств ООО "ГРАНД-ПАРК", ООО "ЛетоГрупп" и ТОСЭР "Алексин" и в соответствии требованиями ГОСТ Р 58670-2019 выявил, что отключение питания со стороны ПС 220 кВ Протон (отключены ВЛ 110 кВ Протон - Заокская с отпайкой на ПС Яковлево и ВЛ 110 кВ Протон - Космос со стороны ПС 220 кВ Протон) в ремонтных схемах при нормативном возмущении сети 110 кВ приводит к прекращению электроснабжения части потребителей Заокского энергорайона. Полноценное электроснабжение по сети низкого напряжения невозможно из-за меньшей пропускной способности сети. Для надежного электроснабжения потребителей рекомендуется реконструкция ПС 110 кВ Заокская с переводом питания на напряжение 220 кВ и сооружением заходов ВЛ 220 кВ Алексинская ТЭЦ - Ока и установкой двух АТ связи 220/110 кВ мощностью по 125 МВА каждый (стоимость мероприятия составит 1353,12 млн рублей в ценах 2021 года, без НДС).

     Рассмотренный вариант усиления сети при отключении питания со стороны ПС 220 кВ Протон с учетом присоединения новых потребителей к сети 110 кВ и предлагаемое техническое решение является предварительными и должно уточняться в отдельной работе в рамках процедур технологического присоединения к сети новых потребителей и последующего проектирования.

     В связи с этим рекомендуется урегулирование правовых отношений между филиалом "Тулэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья" и НИЦ "Курчатовский Институт" - ИФВЭ в рамках существующего законодательства.

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 3.25) и региональному (таблица 3.26) прогнозам потребления электрической энергии и мощности. Данные проекты (мероприятия) выполняются с целью ликвидации выявленных перегрузок элементов сети, создания дополнительной возможности технологического присоединения энергопринимающих устройств новых потребителей.

     Для каждого из рассматриваемых сценариев развития энергосистемы Тульской области выполнена оценка капитальных вложений в их реализацию по сборнику "Укрупненные стоимостные показатели линий электропередачи и подстанций напряжением 35 - 750 кВ", внесенного Приказом Минстроя России от 06.10.2014 N 5697/пр в Федеральный реестр сметных нормативов. Стоимость на реализацию мероприятий определена в ценах в ценах 2021 года без учета НДС.

     Анализ результатов расчетов электроэнергетических режимов на период 2021 - 2026 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 3.25. Перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию энергосистемы Тульской области на 2021 - 2026 годы в соответствии с базовым прогнозом потребления электроэнергии и мощности

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

     * Стоимость мероприятий указана в соответствии с проектом СиПР ЕЭС на 2021 - 2027 годы или с ИП ПАО "МРСК Центра и Приволжья" на 2021 - 2025 в прогнозных ценах соответствующих лет (с НДС).

     ** Реконструкция ВЛ 110 кВ без увеличения сечения провода.

     *** Целесообразность мероприятий по установке трансформаторов мощностью 2 x 40 МВА на ПС 110 кВ Заокская требует уточнения в рамках процедуры утверждения инвестиционной программы субъекта электроэнергетики, поскольку к настоящему моменту необходимо учитывать высокую степень реализации мероприятий по установке на ПС 110 кВ Заокская трансформаторов мощностью 2 x 40 МВА.

     Таблица 3.26. Перечень перспективных проектов по развитию энергосистемы Тульской области на 2021 - 2026 годы в соответствии с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

     * Стоимость мероприятий указана в соответствии с проектом СиПР ЕЭС на 2021 - 2027 годы или с ИП ПАО "МРСК Центра и Приволжья" на 2021 - 2025 в прогнозных ценах соответствующих лет (с НДС).

     ** Реконструкция ВЛ 110 кВ без увеличения сечения провода.

     *** Целесообразность мероприятий по установке трансформаторов мощностью 2 x 40 МВА на ПС 110 кВ Заокская требует уточнения в рамках процедуры утверждения инвестиционной программы субъекта электроэнергетики, поскольку к настоящему моменту необходимо учитывать высокую степень реализации мероприятий по установке на ПС 110 кВ Заокская трансформаторов мощностью 2 x 40 МВА.

     **** 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 показателя уровня надежности услуг по передаче электрической энергии, оказываемых территориальными сетевыми организациями региона, установлены Постановлением комитета Тульской области по тарифам от 27.10.2016 N 39/4.

     В отношении филиала "Тулэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья" значения показателя уровня надежности оказываемых услуг, определяемые средней продолжительностью прекращений передачи электрической энергии в отношении потребителей услуг электросетевой организации в течение расчетного периода, следующие:

     2018 год - 0,0358;

     2019 год - 0,0352;

     2020 год - 0,0347;

     2021 год - 0,0342;

     2022 год - 0,0337.

3.13. Развитие источников генерации Тульской области на 2021 - 2026 годы

     На период с 2021 года по 2026 год изменения установленной мощности в Тульской энергосистеме не планируются.

     В результате реализации намеченного развития генерирующих мощностей на электростанциях энергосистемы Тульской области в базовом и региональном вариантах потребления электрической энергии и мощности установленная мощность в 2026 году сохранится на уровне отчетного 2020 года и составит 1620,3 МВт.

     Перечень существующих и планируемых к строительству и выводу из эксплуатации электрических станций, установленная мощность которых превышает 5 МВт, на период до 2026 года в соответствии с базовым и региональным прогнозами потребления электроэнергии и мощности приведен в приложении N 1.

3.13.1. Анализ схемно-режимной ситуации в связи с возможным выводом из эксплуатации генерирующих объектов на период до 2026 года в соответствии с базовым прогнозом потребления электроэнергии и мощности

     На период с 2021 года по 2026 год изменения установленной мощности в Тульской энергосистеме не планируются.

     Анализ результатов расчета электроэнергетических режимов показал, что для поддержания параметров электроэнергетических режимов в области допустимых значений с учетом ввода новых крупных потребителей по имеющимся ТУ на ТП, необходимо обеспечить готовность к несению нагрузки Щекинской ГРЭС в требуемом по схемно-режимной ситуации объеме.

3.13.2. Анализ схемно-режимной ситуации в связи с возможным выводом из эксплуатации генерирующих объектов на период до 2026 года в соответствии с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности

     На период с 2021 года по 2026 год изменения установленной мощности в Тульской энергосистеме не планируются.

     Анализ результатов расчета электроэнергетических режимов показал, что для поддержания параметров электроэнергетических режимов в области допустимых значений с учетом ввода новых крупных потребителей по имеющимся ТУ на ТП, необходимо обеспечить готовность к несению нагрузки Щекинской ГРЭС в требуемом по схемно-режимной ситуации объеме.

3.13.3. Анализ угрозы возникновения дефицита теплоснабжения потребителей в связи с возможным выводом из эксплуатации источников тепловой энергии на период до 2026 года в соответствии с базовым прогнозом потребления электроэнергии и мощности

     По информации филиала ПАО "Квадра" - "Центральная генерация" планируется ввод в эксплуатацию:

     с 01.10.2023 пароводогрейной котельной на Новомосковской ГРЭС установленной тепловой мощностью 180 Гкал/ч;

     с 01.01.2023 пароводогрейной 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 2026 года в соответствии с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности

     В случае принятия решения по выводу из эксплуатации генерирующего оборудования старых частей Новомосковской ГРЭС и Алексинской ТЭЦ не приведет к снижению надежности или ограничению подачи тепла потребителям с учетом строительства замещающих котельных для покрытия пиковых тепловых нагрузок. Работа новых котельных полностью обеспечит покрытие тепловых нагрузок.

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

     Анализ результатов расчета 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), нецелесообразен.

     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 источников энергии в части установки ветряных и солнечных электростанций. Однако поскольку развитие данного вида электроэнергетики напрямую связано с климатическими особенностями региона размещения, то на территории нашей страны основными районами с использованием ВЭС и СЭС являются преимущественно южные регионы (Ростовская область, Краснодарский край, Ставропольский край, Алтайский край и др.).

     Развитие энергетики на основе использования солнечной энергии в энергосистеме Тульской области затруднительно и осложняется следующими факторами:

     1) погодозависимость установок. В облачную погоду выработка снижается до 5 - 20% по сравнению с безоблачной солнечной погодой. Сложность использования, связанная с большим количеством осадков, в частности снега (в среднем 187 мм в период ноябрь - март). Низкая среднесуточная выработка электроэнергии в зимнее время;

     2) среднее количество солнечных дней в году составляет 109, облачных дней - 78 дней;

     3) недостаточный гелиопотенциал, вызванный невысокими удельными мощностями солнечного излучения в средней полосе России. Значение суммарной солнечной радиации в кВт.ч/м2 (прямой и рассеянной) на горизонтальную поверхность при безоблачном небе приведено в таблице 3.27. При анализе геопотенциала взято значение широты 52 град. с.ш. (территория Тульской области расположена между 53 град. с.ш. и 54 град. с.ш.).

     Таблица 3.27. Значение суммарной солнечной радиации, кВт.ч/м2

     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 3.5* 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.

Рисунок 3.5. Среднегодовое количество солнечных часов и дней в городах России*

     * Рисунок 3.5 не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.

     Ввиду 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, как следствие - низкое число часов использования установленной мощности (515 - 1325 ч.), сооружение Тульской ВЭС в энергосистеме Тульской области нецелесообразно.

     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 3.28;

     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 3.28. Данные по скорости ветра Тульской области, м/с

     ООО "Энел Грин Пауэр Рус" планирует в 2026 году технологическое присоединение ветровой электростанции Тульская ВЭС установленной мощностью 200 МВт к электрическим сетям энергосистемы Тульской области (Тульская область, Богородицкий район, деревня Рогачи).

     Проектом схемы и программы развития ЕЭС России на 2021 - 2027 годы ввод генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, в энергосистеме Тульской области не предполагается.

Анализ влияния сооружения ветровой электростанции Тульская ВЭС максимальной располагаемой мощностью 200 МВт на режим работы сети 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области

     С учетом расположения площадки Тульской ВЭС рассмотрены два варианта схемы выдачи мощности:

     1) вариант N 1. Подключение Тульской ВЭС по схеме "заход - выход" к ВЛ 220 кВ Бегичево - Звезда;

     2) вариант N 2. Подключение Тульской ВЭС отпайками к ВЛ 110 кВ Звезда - Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Волово - Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк.

     При подключении Тульской ВЭС по схеме "заход - выход" к ВЛ 220 кВ Бегичево - Звезда (вариант N 1) анализ результатов расчетов установившихся электроэнергетических режимов сети 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области для нормальных схем с учетом регионального варианта развития на период 2026 года показал, что токовых перегрузок электросетевого оборудования не выявлено.

     При подключении Тульской ВЭС отпайками к ВЛ 110 кВ Звезда - Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Волово - Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк (вариант N 2) анализ результатов расчетов установившихся электроэнергетических режимов сети 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области для нормальных схем с учетом регионального варианта развития на 2026 год выявил токовые перегрузки участков линий ВЛ 110 кВ Звезда - Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Волово - Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк, необходима замена провода на провод большего сечения.

     Подключение Тульской ВЭС (200 МВт) к сети 110 кВ, учитывая реконструкцию линий в 2023 году (замена провода на АС 185 мм2), приведет к загрузкам до 80% - 99% в нормальном режиме работы прилегающей сети 110 кВ. Ожидаемая нагрузка ВЛ 110 кВ Звезда - Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Волово - Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк составит порядка 389 - 499А; допустимая нагрузка АС 185 мм2 - 510 А.

     Для предотвращения токовых перегрузок при нормативном возмущении в нормальных и ремонтных схемах рекомендуется установка автоматики на отключение/ограничение генерации ВЭС.

     Уровни напряжения в электрической сети 110 кВ и выше находятся в диапазоне допустимых значений.

     Учитывая недостаточный ветропотенциал, - среднегодовая скорость ветра по Богородицкому району составляет 2,4 м/с, как следствие - низкое число часов использования установленной мощности (515 - 1325 ч.), сооружение Тульской ВЭС в энергосистеме Тульской области нецелесообразно.

     Мероприятия по подключению ВЭС к сети являются предварительными и должны быть уточнены в рамках процедуры технологического присоединения.

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 2021 - 2026 годов ввод новых генерирующих мощностей, включая современные высокоэффективные ПГУ и ГТУ, не предполагается.

     В соответствии с информацией, полученной от ООО "Щекинская ГРЭС", собственником прорабатывается возможность замещения Блока 1 мощностью 200 МВт парогазовой установкой установленной мощностью 210 МВт. Предварительный анализ существующей схемы выдачи мощности электростанции показывает возможность увеличения установленной мощности электростанции на 10 МВт без дополнительного сетевого строительства.

3.15. Прогноз потребления тепловой энергии на 2021 - 2026 годы с выделением крупных потребителей

     Прогноз потребления тепловой энергии по Тульской области на период до 2026 года приведен в таблице 3.29.

     Таблица 3.29. Прогноз производства, потребления тепловой энергии по Тульской энергосистеме на 2021 - 2026 годы, тыс. Гкал

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

     Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в Тульской области и прогноз их теплопотребления представлен в таблице 3.30.

     Таблица 3.30. Прогноз потребления тепловой энергии крупными потребителями в Тульской области на 2021 - 2026 годы

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

3.16. Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе на 2021 - 2026 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 2021 - 2026 годы для базового варианта представлен в таблице 3.31, для регионального варианта - в таблице 3.32.

     Таблица 3.31. Прогноз потребности электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе на 2021 - 2026 годы для базового варианта, тут

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

     * Потребность в топливе для ТЭЦ-ПВС АО "Тулачермет" и ТЭЦ-ПВС ПАО "КМЗ" приведена только на выработку электрической и тепловой энергии, без учета расхода топлива на технологические процессы.

     Таблица 3.32. Прогноз потребности электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе на 2021 - 2026 годы для регионального варианта, тут

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

     * Потребность в топливе для ТЭЦ-ПВС АО "Тулачермет" и ТЭЦ-ПВС ПАО "КМЗ" приведена только на выработку электрической и тепловой энергии, без учета 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 67 - 68%, доля угля не будет превышать 20%.

     В региональном варианте структура топливного баланса электростанций на рассматриваемую перспективу принята согласно информации, предоставленной генерирующими компаниями. С 2022 года доля газа увеличивается до 71%, доля угольного топлива 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 когенерационные установки (КГУ) будут иметь разное соотношение электрической и тепловой мощности.

     Одним из наиболее перспективных путей развития теплоэнергетики является внедрение парогазовых установок (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 (ФРК) и Зареченская (ЗРК) районные котельные города Тулы. Сведения о выработке тепловой энергии котельными за 2020 год приведены в таблице 3.33. Данные о мощности и тепловых нагрузках котельных представлены в таблице 3.34.

     Таблица 3.33. Выработка тепловой энергии Фрунзенской и Зареченской районными котельными по месяцам 2020 года, тыс. Гкал.

     Таблица 3.34. Мощности и тепловые нагрузки Фрунзенской и Зареченской районных котельных на 2019 год

     Для определения потенциальной нагрузки тепловых отборов генерирующего оборудования были построены графики продолжительности тепловой нагрузки для Фрунзенской (рис. 3.6*) и Зареченской котельных (рис. 3.7*).

Рисунок 3.6. График продолжительности тепловой нагрузки Фрунзенской районной котельной*

     * Рисунок 3.6 не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.
      

     Тепловая нагрузка пиковых водогрейных котлов "Ф.Р.К." была определена для температуры наружного воздуха -10 град. C и ниже. При таком условии тепловые отборы турбин должны будут покрывать нагрузку порядка 100 Гкал/ч, нагрузка ПВК будет составлять 40 Гкал/ч.

Рисунок 3.7. График продолжительности тепловой нагрузки Зареченской районной котельной*

     * Рисунок 3.7 не приводится. - Примечание изготовителя базы данных.

     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 ПВК 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 ГВС. 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 рассмотрены по результатам анализа схем теплоснабжения:

     города Тулы на период до 2035 года, утвержденной Приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 17.07.2020 N 573;

     города Ефремов на период до 2044 года, утвержденной Постановлением Администрации муниципального образования города Ефремов от 20.08.2020 N 1022;

     города Алексин на период 2020 - 2034 годы, утвержденной Главой администрации муниципального образования города Алексин от 15.06.2020 N 818.

     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 органы исполнительной власти Тульской области заявки проектов на строительство генерирующих объектов, функционирующих на основе использования возобновляемых источников энергии, в отношении которых продажа электрической энергии (мощности) планируется на розничном рынке электрической энергии (мощности), не подавались и отбора заявок не проводилось.

4. 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) 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, в том числе с обработкой больших данных.

     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 "Тулэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья", 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.

Создание цифровой подстанции 110 кВ Заокская

     Создание цифровой подстанции 110 кВ выполняется в рамках модернизации подстанции ПС 110 кВ Заокская, расположенной в Заокском районе Тульской области, в части реконструкции существующей системы АСУТП (телемеханика, РЗА, учет электроэнергии, оборудование с применением протокола МЭК 61850), направленные на внедрение элементов цифровых электрических сетей, поддерживающих цифровой обмен данными, что является первым этапом на пути к активно-адаптивной сети.

     ПС 110 кВ Заокская находится в эксплуатации с 1986 г., состоит из ОРУ 110 кВ (схема 110-4Н), ОРУ 35 кВ (схема 35-4Н), КРУН 10 кВ. ПС питается по двум ВЛ 110 кВ со стороны энергосистемы Калужской области (ВЛ 110 кВ Космос - Заокская с отпайкой на ПС Яковлево, ВЛ 110 кВ Протон - Заокская с отпайкой на ПС Яковлево) и имеет стратегически важное значение для обеспечения электрической энергией потребителей Заокского района Тульской области, являясь основным центром питания. Данная ПС является закрытым центром питания, что не позволяет осуществить технологическое присоединение к сетям филиала "Тулэнерго" в Заокском районе. ПС находится в зоне активной застройки. Реконструкция ПС Заокская позволит увеличить надежность и устойчивость энергоснабжения существующих потребителей и создаст возможности для присоединения новых.

Цифровизация сетей энергосистемы Тульской области

     До 2026 года в филиале "Тулэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья" предполагается сформировать три цифровых РЭС, а также три цифровые ПС 35 - 110 кВ. Условная карта цифровизации филиала "Тулэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья" представлена в таблице 4.1.

     Таблица 4.1. Карта цифровизации филиала "Тулэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья"

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

     Указанные мероприятия являются предварительными и требуют дополнительной проработки в составе отдельной проектной работы, включающей в себя технико-экономические обоснования данных мероприятий.

5. Схема развития электроэнергетики Тульской области

     Схема развития электроэнергетики Тульской области включает в себя:

     1) карту-схему размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 110 кВ и выше и электростанций Тульской области в соответствии с базовым прогнозом потребления электрической энергии и мощности (приложение N 7);

     2) карту-схему размещения линий электропередачи, подстанций напряжением 110 кВ и выше и электростанций Тульской области в соответствии с региональным прогнозом потребления электрической энергии и мощности (приложение N 8);

     3) нормальную схему электрических соединений 35 кВ и выше на 01.01.2021 и на период до 2026 года в соответствии с базовым прогнозом потребления электрической энергии и мощности (приложение N 9);

     4) нормальную схему электрических соединений 35 кВ и выше на 01.01.2021 и на период до 2026 года в соответствии с региональным прогнозом потребления электрической энергии и мощности (приложение N 10).

6. Список сокращений, используемых в тексте

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

Приложение N 1
к Схеме и Программе развития
электроэнергетики Тульской области
на 2022 - 2026 годы

ПЕРЕЧЕНЬ существующих, планируемых к строительству и выводу из эксплуатации электрических станций, установленная мощность которых превышает 5 МВт, на период до 2026 года в соответствии с базовым и региональным прогнозами потребления электрической энергии и мощности по энергосистеме Тульской области

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

Приложение N 2
к Схеме и Программе развития
электроэнергетики Тульской области
на 2022 - 2026 годы

ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ линий электропередачи классом напряжения 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

Приложение N 3
к Схеме и Программе развития
электроэнергетики Тульской области
на 2022 - 2026 годы

Основные характеристики электрических подстанций напряжением 220 кВ энергосистемы Тульской области (по филиалу ПАО "ФСК ЕЭС" - Приокское ПМЭС)

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

Приложение N 4
к Схеме и Программе развития
электроэнергетики Тульской области
на 2022 - 2026 годы

Основные характеристики электрических подстанций напряжением 110 кВ энергосистемы Тульской области (по филиалу "Тулэнерго" ПАО "МРСК Центра и Приволжья")

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

Приложение N 5
к Схеме и Программе развития
электроэнергетики Тульской области
на 2022 - 2026 годы

Вводы электросетевых объектов напряжением 500 кВ и ниже энергосистемы Тульской области на 2021 - 2026 годы Сводные данные по развитию электрических сетей

 Открыть таблицу
 Скачать таблицу

     * Реконструкция ВЛ 110 кВ без увеличения сечения провода.

     ** Целесообразность мероприятий по установке трансформаторов мощностью 2 x 40 МВА на ПС 110 кВ Заокская требует уточнения в рамках процедуры утверждения инвестиционной программы субъекта электроэнергетики, поскольку к настоящему моменту необходимо учитывать высокую степень реализации мероприятий по установке на ПС 110 кВ Заокская трансформаторов мощностью 2 x 40 МВА.

     *** Представленные технические решения являются предварительными и должны быть уточнены на стадии технологического присоединения.

     **** Реконструкция ПС 220 кВ Металлургическая - 2022 год.