Постановление Губернатора Белгородской области от 28.04.2017 № 33

На рисунке 3.3 (не приводится) приведена структура загрузки автотрансформаторов 220-750 кВ и силовых трансформаторов с высшим классом напряжения 110 кВ, находящихся на балансе электросетевых компаний Белгородской энергосистемы в режимный день зимнего максимума 2016 года.

Рисунок 3.3. Структура загрузки автотрансформаторов

220-750 кВ и силовых трансформаторов с высшим

классом напряжения 110 кВ

Рисунок не приводится.

Из 23 автотрансформаторов 220-750 кВ имеют нагрузку зимнего максимума:

- 10 процентов и менее - 3 штуки, или 13 процентов суммарной установленной мощностью - 650 МВА;

- от 10 процентов до 50 процентов - 13 штук, или 56,5 процента суммарной установленной мощностью - 4837 МВА;

- от 50 процентов до 70 процентов - 7 штук, или 30,4 процента суммарной установленной мощностью - 2214 МВА.

В режиме n-1, при аварийном отключении одного автотрансформатора 500/110/35 кВ (АТ-3 или АТ-4), оставшийся в работе автотрансформатор на ПС 500 кВ Старый Оскол будет загружен на 112,32 процента.

Из 112 силовых трансформаторов с высшим классом напряжения 110 кВ имеют нагрузку зимнего максимума:

- 10 процентов и менее - 5 штук суммарной установленной мощностью 120,0 МВА;

- от 10 процентов до 50 процентов - 83 штуки суммарной установленной мощностью 1945,0 МВА;

- от 50 процентов до 70 процентов - 19 штук суммарной установленной мощностью 438,3 МВА;

- 70 процентов и более - 5 штук суммарной установленной мощностью 83,0 МВА.

В режиме n-1, при аварийном отключении одного силового трансформатора, оставшийся в работе силовой трансформатор будет работать с нагрузкой, превышающей номинальную мощность на 9 ПС 110 кВ. Перечень данных ПС 110 кВ представлен в таблице 3.3.

Таблица 3.3

ПС 110 кВ филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго",

нагрузка которых превышает номинальную мощность

установленного трансформатора в режиме n-1

N п/п	Наименование подстанции	Класс напряжения, кВ	Sном, МВА	Суммарная нагрузка ПС, МВА	В % к Sн
1	Алексеевка районная	110/35/10	25+25+25	53,72	107,45
2	Архангельское	110/35/10	10+16	12,39	123,92
3	Верхняя Покровка	110/35/10	10+10	12,03	120,27
4	Восточная	110/35/6	40+40	49,70	124,24
5	Грайворон	110/35/10	16+16	18,61	116,34
6	Западная	110/10	16+16	17,44	109,03
7	Томаровка	110/35/10	16+16	17,66	110,37
8	Чернянка	110/35/10	16+16	18,37	114,80
9	Южная	110/10/6	40+40	41,10	102,75

3.3. Основные проблемы функционирования

Белгородской энергосистемы

В настоящее время существуют следующие основные проблемы в функционировании и развитии электроэнергетики на территории Белгородской области:

Белгородская энергосистема является дефицитной: по состоянию на конец 2016 года за счет собственной выработки покрывается только 3,92 процента электропотребления. Кроме того, существует диспропорция в территориальном размещении генерации и потребления. Наибольшее потребление электроэнергии приходится на территории Губкинского и Старооскольского районов (АО "ОЭМК", АО "Лебединский ГОК", ОАО "Стойленский ГОК"), в то время как большая часть генерации сосредоточена в районе города Белгорода (Белгородская ТЭЦ, ГТУ ТЭЦ Луч, Мичуринская ГТ-ТЭЦ). Дефицит производства электроэнергии на территории энергосистемы Белгородской области покрывается за счет перетоков электроэнергии и мощности по межсистемным линиям электропередачи из смежных энергосистем. Основное количество электроэнергии поступает в область из энергосистем Воронежской, Курской и Северной энергосистемы Украины (Харьковская область).

Значительная часть сетевого и подстанционного оборудования является устаревшей. Так, например, 17 автотрансформаторов (73,91 процента) с высшим напряжением 220-750 кВ, установленных на ПС филиала ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное ПМЭС, и 76 силовых трансформаторов (67,86 процента) с высшим напряжением 110 кВ, установленных на ПС филиала ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго", эксплуатируются более 25 лет.

919,454 км (76,14 процента) ВЛ 220-750 кВ, обслуживаемых филиалом ПАО "ФСК ЕЭС" Черноземное ПМЭС, и 1894,354 км (78,55 процента) ВЛ110 кВ, обслуживаемых филиалом ПАО "МРСК Центра" - "Белгородэнерго", эксплуатируются 30 и более лет.

4. Основные направления развития

электроэнергетики Белгородской области

4.1. Цели и задачи развития

электроэнергетики Белгородской области

Одним из приоритетных направлений Стратегии социально-экономического развития Белгородской области на период до 2025 года является повышение эффективности и конкурентоспособности промышленного и сельскохозяйственного производства, развитие наукоемких и конкурентоспособных производств.

Достижение стратегической цели может быть обеспечено за счет сбалансированного социально-экономического развития региона. Для этого определяются основные задачи, обеспечивающие ее реализацию:

- устойчивое инновационное развитие региона на основе сбалансированности развития экономического потенциала, социального благополучия и сохранения окружающей среды;

- повышение конкурентоспособности продукции, товаров и услуг региональных товаропроизводителей на основе развития высоких технологий и инноваций, модернизации существующих производств, обеспечивающих возможность интеграции в глобальную экономику;

- структурная диверсификация экономики региона на основе инновационного технологического перевооружения, выделения приоритетных секторов и сегментов специализации, развития новых инновационно ориентированных производств;

- формирование территориальных кластеров, позволяющих интенсифицировать экономический рост и конкурентоспособность региона в целом, индуцировать значительный прирост добавленной стоимости, в том числе и за счет мультипликативного эффекта;

- формирование и развитие модели сбалансированного пространственного развития на основе совершенствования системы расселения и размещения производительных сил, интенсивного развития агломераций, создания новых территориальных центров роста и повышения степени однородности социально-экономического развития муниципальных районов и городских округов посредством максимально полной реализации их потенциала и преимуществ;

- повышение устойчивости экономики области за счет совершенствования условий и стимулирования развития малого бизнеса и перехода его на качественно новый уровень участия в формировании валового регионального продукта;

- создание высокоэффективного конкурентоспособного сельскохозяйственного производства на основе финансовой устойчивости, модернизации и интенсификации производства, сохранения и воспроизводства используемых и других природных ресурсов.

Целью региональной энергетической политики является создание устойчивой и способной к саморегулированию системы обеспечения региональной энергетической безопасности с учетом оптимизации территориальной структуры производства и потребления топливно-энергетических ресурсов. Среди проблем регионального энергетического комплекса выделяется значительный уровень диспропорций между обеспеченностью региона энергоресурсами и структурой его потребления, тенденция старения основных фондов сетей и электрооборудования.

Достижение указанной цели требует решения следующих основных задач:

- преодоление тенденции старения основных фондов сетей и электрооборудования, увеличение масштабов работ по их реконструкции и техническому перевооружению (замена устаревшего сетевого и подстанционного оборудования);

- ликвидация районов с высокими рисками выхода параметров режимов электрических сетей за допустимые границы (недостаточная пропускная способность (авто-) трансформаторов в узлах; диспропорции в территориальном размещении генерации и потребления; обеспечение уравновешенного баланса активной и реактивной мощности для обеспечения энергоснабжения потребителей электроэнергией требуемого качества; обеспечение резервов активной и реактивной мощности, обеспечивающих в складывающихся условиях режимов энергосистемы, восстановление нормального режима работы после аварийных возмущений);

- повышение надежности электроснабжения отдельных районов и потребителей;

- создание условий для присоединения новых потребителей к сетям энергосистемы;

- разработка экономически обоснованных мероприятий по снижению потерь мощности и электроэнергии в сетях;

- повышение пропускной способности сети.

4.2. Прогноз потребления электроэнергии и

мощности на период 2018 - 2022 годов

4.2.1. Прогноз спроса на электроэнергию

Согласно проекту "Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2017 - 2023 годы" в Белгородской энергосистеме прогнозируется ежегодное увеличение электропотребления с 15215,8 млн. кВт.ч в 2016 году до 16169 млн. кВт.ч в 2022 году, среднегодовой прирост за весь период составит 1,02 процента.

Прогноз спроса на электроэнергию по энергосистеме Белгородской области, представленный в СиПР ЕЭС России, приведен в таблице 4.1.

Таблица 4.1

Прогноз спроса на электроэнергию

по Белгородской энергосистеме

Показатель	Факт	Прогноз						Среднегодовой прирост, %
	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022
Прогноз спроса на электроэнергию, млн. кВт.ч	15 215,8	15 307	15 487	15 661	15 868	16 007	16 169	1,02
Изменение к предыдущему году, млн. кВт.ч	326,2	91,2	180,0	174,0	207,0	139,0	301,0
Относительный прирост к предыдущему году, %	2,2	0,6	1,2	1,1	1,3	0,9	1,0

В таблице 4.2 приведен прогноз спроса на электроэнергию, предлагаемый Правительством Белгородской области.

Таблица 4.2

Прогноз спроса на электроэнергию

по Белгородской энергосистеме

Показатель	Факт	Прогноз						Среднегодовой прирост, %
	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022
Прогноз спроса на электроэнергию, млн. кВт.ч	15 215,8	15 307	15 787	15 803	15 868	16 007	16 169	1,02
Изменение к предыдущему году, млн. кВт.ч	326,2	91,2	480,8	15,8	64,5	139,0	301,0
Относительный прирост к предыдущему году, %	2,2	0,6	3,1	0,1	0,4	0,9	1,0

4.2.2. Прогноз максимума нагрузки

Согласно СиПР ЕЭС России приводится прогноз собственного максимума нагрузки энергосистемы Белгородской области.

Прогнозируется ежегодное увеличение максимума нагрузки с 2219 МВт в 2016 году до 2302 МВт в 2022 году, что на 3,74 процента больше, чем в 2016 году, среднегодовое увеличение максимума нагрузки - 0,62 процента. Прогноз максимума нагрузки по энергосистеме Белгородской области приведен в таблице 4.3.

На рисунке 4.1 (не приводится) представлены динамика изменения максимума нагрузки и потребления электроэнергии по Белгородской энергосистеме на 2017 - 2022 годы.

Таблица 4.3

Прогноз максимума нагрузки

по энергосистеме Белгородской области

Показатель	Факт	Прогноз						Среднегодовой прирост, %
	2016	2017	2018	2019	2020	2021	2022
Максимум нагрузки, МВт	2219	2 197	2218	2 237	2 250	2 276	2 302	0,62
Изменение к предыдущему периоду, МВт	76	-22	21	19	13	26	52
Темпы прироста, %	3,54	-0,99	0,96	0,86	0,58	1,16	1,14

Рисунок 4.1. Прогноз максимума нагрузки и спроса на

электроэнергию в Белгородской энергосистеме

Рисунок не приводится.

4.3. Структура перспективных балансов мощности

и электрической энергии Белгородской энергосистемы

Структура перспективных балансов мощности и электрической энергии по энергосистеме Белгородской области с учетом вводов и мероприятий по выводу из эксплуатации, модернизации и реконструкции с высокой вероятностью реализации приведены в таблицах 4.4 и 4.5 соответственно.

Таблица 4.4

Структура перспективных балансов мощности

по Белгородской энергосистеме

Показатель	2016 (факт)	2017	2018	2019	2020	2021	2022
Потребность (собственный максимум), МВт	2 219	2 197	2218	2 237	2 250	2 276	2 302
Покрытие (установленная мощность), МВт	251,0	266,0	266,0	266,0	266,0	266,0	266,0
Дефицит мощности, МВт	1 968	1 931	1 952	1 971	1 984	2 010	2 036
в том числе:
АЭС	0,00	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
ГЭС	0,00	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
ТЭС	251,00	251,0	251,0	251,0	251,0	251,0	251,0
ВИЭ <2>	0,00	15,0	15,0	15,0	15,0	15,0	15,0
Доля собственных станций, %	11,31%	12,11%	11,99%	11,89%	11,82%	11,69%	11,56%

Таблица 4.5

Структура перспективных балансов электрической

энергии по Белгородской энергосистеме

Показатель	2016 (факт)	2017	2018	2019	2020	2021	2022
Потребность (потребление электрической энергии), млн. кВт.ч	15 215,8	15 307,0	15 487,0	15 661,0	15 868,0	16 007,0	16 169,0
Покрытие (производство электрической энергии), млн. кВт.ч	596,60	812,24	812,00	812,00	812,00	812,24	812,24
в том числе:
АЭС
ГЭС
ТЭС	596,60	785,24	785,00	785,00	785,00	785,24	785,24
ВИЭ <2>		27,00	27,00	27,00	27,00	27,00	27,00
Сальдо перетоков электрической энергии , млн. кВт.ч	14 619,2	14 494,7	14 675,0	14 849,0	15 056,0	15 194,7	15 356,7
Доля производства собственными станциями, %	3,92%	5,31%	5,24%	5,18%	5,12%	5,07%	5,02%