Постановление Правительства Тульской области от 27.04.2016 № 175

Примечание: в расчётных моделях по прогнозу ОАО «СО ЕЭС» (базовому прогнозу) присоединяемая нагрузка учтена с понижающими коэффициентами.

3.3.         Перспективные балансы производства и потребления электрической энергии и мощности энергосистемы Тульской области на 2017-2021 годы

Перспективный баланс мощности энергосистемы Тульской области на период до 2021 года в соответствии с базовым и региональным прогнозами потребления электроэнергии и мощности представлен в таблице 3.10.

Таблица 3.10. Перспективный баланс мощности энергосистемы Тульской области в соответствии с базовым и региональным прогнозами потребления электроэнергии и мощности на 2016-2021 годы

Показатель	2016	2017	2018	2019	2020	2021
Базовый прогноз потребления электроэнергии и мощности
Установленная мощность электростанций, МВт	2612,2	2612,2	2612,2	2612,2	2612,2	2612,2
в том числе по станциям:
Черепетская ГРЭС	1315	1315	1315	1315	1315	1315
Щекинская ГРЭС	400	400	400	400	400	400
Алексинская ТЭЦ	177	177	177	177	177	177
Ефремовская ТЭЦ	160	160	160	160	160	160
Новомосковская ГРЭС	323,65	323,65	323,65	323,65	323,65	323,65
Электростанция ПАО «Тулачермет»	101,5	101,5	101,5	101,5	101,5	101,5
Электростанция ПАО «Косогорский металлургический завод»	24	24	24	24	24	24
Первомайская ТЭЦ ОАО «Щекиноазот»	105	105	105	105	105	105
Электростанция Ефремовского филиала ОАО «Щекиноазот»	6	6	6	6	6	6
Потребление мощности, МВт	1600	1600	1609	1622	1632	1647
Выработка электроэнергии, всего, млрд. кВт.ч	5,963	6,211	5,530	5,342	5,336	5,294
Электропотребление, млрд. кВт.ч	9,791	9,793	9,862	9,917	9,978	10,081
Сальдо перетоков электрической энергии, млрд. кВт.ч	3,828	3,582	4,332	4,575	4,642	4,787
Региональный прогноз потребления электроэнергии и мощности
Установленная мощность электростанций, МВт	2497,2	2472,2	2472,2	2472,2	2472,2	2504,2
в том числе по станциям:
Черепетская ГРЭС	1315	1315	1315	1315	1315	1315
Щекинская ГРЭС	400	400	400	400	400	400
Алексинская ТЭЦ	62	127	127	127	127	127
Ефремовская ТЭЦ	160	160	160	160	160	160
Новомосковская ГРЭС	323,65	233,65	233,65	233,65	233,65	233,65
Электростанция ПАО «Тулачермет»	101,5	101,5	101,5	101,5	101,5	133,5
Электростанция ПАО «Косогорский металлургический завод»	24	24	24	24	24	24
Первомайская ТЭЦ ОАО «Щекиноазот»	105	105	105	105	105	105
Электростанция Ефремовского филиала ОАО «Щекиноазот»	6	6	6	6	6	6
Потребление мощности, МВт	1629,1	1850,7	2044,3	2294,8	2445,8	2629,1
Выработка электроэнергии, всего, млрд. кВт.ч	6,393	7,462	8,020	8,064	8,114	7,940
Электропотребление, млрд. кВт.ч	9,969	11,327	12,530	14,031	14,954	16,092
Сальдо перетоков электрической энергии, млрд. кВт.ч	3,576	3,865	4,510	5,967	6,840	8,152

Сведения о производстве электрической энергии по данным генерирующих компаний Тульской области на период до 2021 года, учтенные в рамках регионального прогнозного баланса мощности энергосистемы Тульской области на период до 2021 года, представлены в таблице 3.11.

Таблица 3.11. Производство электрической энергии на 2016-2021 годы по данным генерирующих компаний Тульской области, млн. кВт.ч

Наименование	2016	2017	2018	2019	2020	2021
1. Филиал ПАО «Квадра» – «Центральная генерация», всего:	1737,3	1921,7	2374,7	2374,7	2374,7	2374,7
1.1. Ефремовская ТЭЦ	270,1	270,1	270,1	270,1	270,1	270,1
1.2. Алексинская ТЭЦ существующая часть	148	154,7	99,5	99,5	99,5	99,5
1.3. Алексинская ТЭЦ (ПГУ-115)		177,7	685,9	685,9	685,9	685,9
1.4. Новомосковская ГРЭС существующая часть	78,8	78,8	78,8	78,8	78,8	78,8
1.5.Новомосковская ГРЭС (ПГУ-190)	1240,4	1240,4	1240,4	1240,4	1240,4	1240,4
2. ООО «Щекинская ГРЭС»	147,4	147,4	147,4	147,4	147,4	147,4
3. Филиал АО «Интер РАО - Электрогенерация» «Черепетская ГРЭС им. Д.Г. Жимерина», всего:	3220,1	3934,6	3987,2	4030,6	4080,7	4081,7
3.1.ЧГРЭС (существующая часть)	530,0	1325,0	1351,5	1378,5	1406,1	1407,1
3.2.ЧГРЭС (новые блоки 2х225 МВт)	2690,1	2609,6	2635,7	2652,1	2674,6	2674,6
4. ТЭЦ-ПВС ПАО «Тулачермет»	530	700	700	700	700	525
5. ТЭЦ-ПВС ПАО «Косогорский металлургический завод»	157	157	157	157	157	157
6. Электростанции ОАО «Щекиноазот», всего:	601,3	601,3	653,8	653,8	653,8	653,8
6.1. Первомайская ТЭЦ	552,3	552,3	604,8	604,8	604,8	604,8
6.2. ТЭЦ Ефремовского филиала	49	49	49	49	49	49
Итого производство электрической энергии	6393,1	7462,0	8020,1	8063,5	8113,6	7939,6

3.4.         Расчеты электрических режимов сети напряжением 110 кВ и выше Тульской области на 2017-2021 годы

С целью выявления возможности возникновения токовых перегрузок элементов сети и отклонений от допустимого уровня напряжений на шинах подстанций в Тульской энергосистеме выполнены серии расчетов установившихся режимов, возникающих после аварийных отключений элементов сети, как при нормальной конфигурации сети, так и в ремонтных схемах. Для перспективных этапов 2017-2021 года проведён анализ параметров послеаварийных режимов и сделана оценка их допустимости.

Расчеты электрических режимов сети 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области для нормальной и ремонтных схем, а также послеаварийных режимов в указанных схемах проводились с учетом нормативных возмущений в соответствии с требованиями Методических указаний по устойчивости энергосистем, утвержденных Приказом Минэнерго России от 30.06.2003 № 277, для режима зимних максимальных нагрузок рабочего дня, режима летних максимальных нагрузок рабочего дня на пятилетний период для каждого года и сценариев развития региональной электроэнергетики, соответствующих базовому и региональному прогнозам потребления электроэнергии и мощности.

В расчётных схемах на этапе 20172021 годов для сценария развития электроэнергетики Тульской области, соответствующего базовому прогнозу потребления электроэнергии и мощности, принят следующий состав генерирующего оборудования:

1)                Для режима зимних максимальных нагрузок:

Черепетская ГРЭС: блок № 5-285 МВт, блок № 6-300 МВт, блок № 7-265 МВт, блок № 8-213 МВт, блок № 9-213 МВт;

Щекинская ГРЭС: блок № 1-120 МВт, блок № 2-198 МВт;

Алексинская ТЭЦ: блок № 2-10 МВт, блок № 3-48,2 МВт, ПГУ-115 – 128,5 МВт;

Ефремовская ТЭЦ: блок № 4-9,7 МВт, блок № 5-9,7 МВт, блок № 6-56 МВт, блок № 7-32 МВт;

Новомосковская ГРЭС: блок № 1-88 МВт, блок № 4-9,0 МВт, блок № 7-16 МВт, ГТУ-126 МВт, ПТУ-55,9 МВт;

Суммарная генерация составляет 2183 МВт.

2)                Для режима летних максимальных нагрузок:

Черепетская ГРЭС: блок № 8-213 МВт, блок № 9-213 МВт;

Щекинская ГРЭС: блок № 2-198 МВт;

Алексинская ТЭЦ: ПГУ-115 – 128,5 МВт;

Ефремовская ТЭЦ: блок № 6-38 МВт;

Новомосковская ГРЭС: блок № 1-36 МВт, ГТУ-122 МВт, ПТУ-55,9 МВт.

Суммарная генерация составляет 1004,4 МВт.

Перегружаемые элементы на период 2017-2021 годов, а также процент их максимальной загрузки с описанием режима, в котором она наблюдалась, представлены в таблицах 3.12 и 3.13. Анализ режимов не выявил снижения напряжения на подстанциях электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Тульской области.

Следует отметить, что возможные перегрузки элементов, а также недопустимые снижения напряжения, выявленные в режимах аварийных отключений в нормальной схеме на период зимнего максимума, а также выявленные в режимах аварийных отключений в ремонтных схемах на период летнего максимума нагрузки, требуют электросетевого строительства или применения схемно-режимных мероприятий и могут рассматриваться как «узкие места» энергосистемы Тульской области.

С учётом запланированного роста нагрузок по базовому прогнозу электропотребления и мощности в режимах летних максимальных нагрузок 2017-2021 годов возникают перегрузки:

1)                ВЛ 110 кВ Узловая – Партизан при аварийном отключении АТ-1 ПС 220 кВ Северная в схеме ремонта АТ-2 ПС 220 кВ Северная. Величина перегрузки ВЛ составляет 9-14% от I_доп.;

2)                ВЛ 110 кВ Бегичево – Партизан при аварийном отключении АТ-1 ПС 220 кВ Северная в схеме ремонта АТ-2 ПС 220 кВ Северная. Величина перегрузки ВЛ составляет 15-20% от I_доп.;

3)                В 2 СШ ВЛ 220 кВ Щекино – Северная 2 с отпайкой на блок 2 (Щекинская ГРЭС) при аварийном отключении АТ-1 ПС 220 кВ Северная в схеме ремонта АТ-2 ПС 220 кВ Северная. Величина перегрузки ВЛ составляет 2-3% от I_доп.;

4)                ВЛ 110 кВ Ушаково – Люторичи при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС – Химическая в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Бегичево – Люторичи. Величина перегрузки ВЛ составляет 2-6% от I_доп.;

5)                ВЛ 110 кВ Ушаково – Бегичево при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС – Химическая в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Бегичево – Люторичи. Величина перегрузки ВЛ составляет 2% от I_доп.

С учётом запланированного роста нагрузок по базовому прогнозу электропотребления и мощности в режимах зимних максимальных нагрузок 2017-2021 годов токовые перегрузки не выявлены.

В расчётных схемах на этапе 2017-2021 годов для сценария развития электроэнергетики Тульской области, соответствующего региональному прогнозу потребления электроэнергии и мощности, принят следующий состав генерирующего оборудования:

1)                Для режима зимних максимальных нагрузок:

Черепетская ГРЭС: блок № 5-285 МВт, блок № 6-300 МВт, блок № 7-265 МВт, блок № 8-213 МВт, блок № 9-213 МВт;

Щекинская ГРЭС: блок № 1-200 МВт, блок № 2-200 МВт;

Алексинская ТЭЦ: блок № 2-10 МВт, ПГУ-115 – 128,5 МВт;

Ефремовская ТЭЦ: блок № 4-9,7 МВт, блок № 5-9,7 МВт, блок № 6-56 МВт, блок № 7-32 МВт;

Новомосковская ГРЭС: блок № 4-9,0 МВт, блок № 7-16 МВт, ГТУ-126 МВт, ПТУ-55,9 МВт.

Суммарная генерация составляет 2128,8 МВт.

2)                Для режима летних максимальных нагрузок:

Черепетская ГРЭС: блок № 8-213 МВт, блок № 9-213 МВт;

Щекинская ГРЭС: блок № 1-200 МВт (включается с 2019 года), блок № 2-200 МВт;

Алексинская ТЭЦ: ПГУ-115 – 128,5 МВт;

Ефремовская ТЭЦ: блок № 6-58 МВт;

Новомосковская ГРЭС: ГТУ-122 МВт, ПТУ-55,9 МВт.

Суммарная генерация составляет 990,4 МВт на этапе 2017-2018 годов, 1190,4 - с 2019 года.

С учетом запланированного роста нагрузок по региональному прогнозу электропотребления и мощности в режимах зимних максимальных нагрузок 2017-2021 годов возникают перегрузки:

1)                В 1 СШ 220 кВ ВЛ 220 кВ Щекино – Северная 2 с отп. при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Северная – Химическая. Величина перегрузки ВЛ достигает 19% от I_доп.;

2)                ВЛ 110 кВ Протон - Заокская с отпайками (участок от ПС 220 кВ Протон до отпайки на ПС 110 кВ Заокский рекреационный парк) при аварийном отключении 2 СШ 220 кВ на ПС 220 кВ Тула или ВЛ 500 кВ Смоленская АЭС – Новая Тула. Величина перегрузки ВЛ составляет на этапе 2021 года 11% от I_доп.

С учетом запланированного роста нагрузок по региональному прогнозу электропотребления и мощности в режимах летних максимальных нагрузок 2017-2021 годов возникают перегрузки:

1)                В 2 СШ ВЛ 220 кВ Щекино – Северная 2 с отпайкой на блок 2 (Щекинская ГРЭС) при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1. Величина перегрузки ВЛ составляет 2% от I_доп.;

2)                В 2 СШ ВЛ 220 кВ Щекино – Северная 2 с отпайкой на блок 2 (Щекинская ГРЭС) при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС – Тула в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Бегичево – Люторичи или ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1. Величина перегрузки ВЛ составляет 2-15% от I_доп.;

3)                ВЛ 110 кВ Протон – Заокская с отпайками (участок от отпайки на ПС 110 кВ Заокский рекреационный парк до отпайки на ПС 110 кВ Яковлево) при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Ненашево – Бугры или ВЛ 500 кВ Смоленская АЭС – Новая Тула. Величина перегрузки ВЛ на этапе 2019 года составляет 16% от I_доп.;

4)                ВЛ 110 кВ Протон – Заокская с отпайками (участок от отпайки на ПС 110 кВ Заокский рекреационный парк до отпайки на ПС 110 кВ Яковлево) при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Северная – Химическая в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Ненашево – Бугры. Величина перегрузки ВЛ на этапе 2019 года составляет 37% от I_доп.;

5)                ВЛ 110 кВ Протон – Заокская с отпайками (участок от ПС 220 кВ Протон до отпайки на ПС 110 кВ Заокский рекреационный парк) при аварийном отключении ВЛ 500 кВ Смоленская АЭС – Новая Тула. Величина перегрузки ВЛ на этапе 2021 года составляет 18% от I_доп.;

6)                ВЛ 110 кВ Протон – Заокская с отпайками (участок от ПС 220 кВ Протон до отпайки на ПС 110 кВ Заокский рекреационный парк) при аварийном отключении ВЛ 500 кВ Смоленская АЭС – Новая Тула в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Новая Тула – Михайловская. Величина перегрузки ВЛ на этапе 2021 года составляет 41% от I_доп.;

7)                АТ-1 (2,3) ПС 220 кВ Северная при аварийном отключении АТ-2 (3,1) ПС 220 кВ Северная в схеме ремонта АТ-3 (1,2) ПС 220 кВ Северная. Величина перегрузки АТ-2 на этапе 2021 года составляет 48% от I_доп.;

8)                В 1 СШ ВЛ 220 кВ Щекино – Бегичево с отпайки на блок 1 (Щекинская ГРЭС) при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Северная – Химическая. Величина перегрузки выключателя на этапе 2019 года составляет 30% от I_доп.;

9)                В 1 СШ ВЛ 220 кВ Щекино – Бегичево с отпайки на блок 1 (Щекинская ГРЭС) при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Северная – Химическая в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Северная №2 с отпайкой на блок 2 или ВЛ 500 кВ Смоленская АЭС – Новая Тула. Величина перегрузки выключателя на этапе 2019 года составляет 50% от I_доп.;

10)           ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС Бегичево с отпайкой на блок 1 со стороны Щекинской ГРЭС при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Северная – Химическая в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Северная №2 с отпайкой на блок 2. Величина перегрузки составляет 9% от I_доп.;

11)           ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС – Химическая при аварийном отключении Щекинская ГРЭС: 1 СШ 220 кВ. Величина перегрузки составляет 2% от I_доп.;

12)           ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС – Химическая при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС – Химическая в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Северная №2 с отпайкой на блок 2 или ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1. Величина перегрузки составляет 12% от I_доп.;

13)           ВЛ 110 кВ Узловая – Партизан при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Северная – Химическая в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1. Величина перегрузки составляет 3% от I_доп.;

14)           ВЛ 110 кВ Бегичево – Партизан при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Северная – Химическая в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1. Величина перегрузки составляет 3% от I_доп.;

15)           ВЛ 110 кВ Ушаково – Люторичи при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Бегичево – Люторичи в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Северная – Химическая. Величина перегрузки составляет 29% от I_доп.;

16)           ВЛ 110 кВ Ушаково – Бегичево при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Бегичево – Люторичи в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Северная – Химическая. Величина перегрузки составляет 25% от I_доп.;

17)           ВЛ 220 кВ Северная – Химическая при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1 в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Северная №2 с отпайкой на блок 2. Величина перегрузки составляет 10% от I_доп.