Постановление Правительства Тульской области от 27.04.2016 № 175

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 реконструкция следующих объектов электросетевого хозяйства.

1.      Реконструкция ВЛ 110 кВ Обидимо – Октябрьская с отпайкой на ПС Привокзальная.

ВЛ 110 кВ Обидимо – Октябрьская с отпайкой на ПС Привокзальная обеспечивает электроснабжение потребителей Зареченского и Привокзального районов г. Тулы, в том числе и социально значимые объекты. Данная ВЛ 110 кВ находится в эксплуатации с 1938 года и не отвечает существующим требованиям действующих норм и правил. Часть линии выполнена на деревянных опорах. По данным технического освидетельствования, проведенного комиссией производственного отделения «Тульские электрические сети» филиала «Тулэнерго» в 2007 году, деревянные опоры имеют износ 85%. Коэффициент дефектности опор (КДО) составляет 85%. Коэффициент дефективности провода (КДП) – 90%. Бухгалтерский износ составляет 100%. Данная линия находится в неудовлетворительном состоянии и не соответствует требованиям Типовой инструкции по эксплуатации воздушных линий электропередачи напряжением 35 - 800 кВ (РД 34.20.504-94).

2.      Реконструкция ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС – Первомайская ТЭЦ №1 и №2.

ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС – Первомайская ТЭЦ №1 и №2 находятся в эксплуатации с 1961 года. Данные ВЛ 110 кВ обеспечивают выдачу мощности Щекинской ГРЭС, Первомайской ТЭЦ. Большое количество ремонтных соединений снижает пропускную способность каждой ВЛ. Это приводит к возможности нарушения транзита, влекущему существенное снижение надёжности электроснабжения объектов электроэнергетики. ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС – Первомайская ТЭЦ №1 и №2 в связи большим процентом износа оборудования не отвечают требованиям существующих норм и правил. Согласно последнему акту обследования данные линии находятся в неудовлетворительном состоянии и не соответствуют требованиям РД 34.20.504-94.

3.      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 находится в эксплуатации с 1927 года и не отвечает требованиям действующих норм и правил. Коэффициент дефектности опор (КДО) составляет 100%. Коэффициент дефективности провода (КДП) – 70%. Коэффициент дефектности арматуры (КДА) – 70%. Бухгалтерский износ составляет 100%. Линия находится в неудовлетворительном состоянии и не соответствует требованиям РД 34.20.504-94.

4.      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.

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. Неудовлетворительное техническое состояние линий, проходящих по территории Тульской области, обуславливает ограничение пропускной способности указанного транзита, что также вызвано повреждением стального сердечника при плавке гололеда в 1966, 1969, 1973 годах, большим количеством ремонтных соединений. Бухгалтерский износ составляет 98%. Согласно последнему акту обследования данные линии находятся в неудовлетворительном состоянии и не соответствуют требованиям РД 34.20.504-94.

5.      Реконструкция ВЛ 110 кВ Звезда – Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Звезда – Волово с отпайкой на ПС Турдей.

Двухцепная ВЛ 110кВ Звезда – Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Звезда – Волово с отпайкой на ПС Турдей находятся в эксплуатации с 1960 года. На линии имели место случаи разрушения железобетонных опор с их падением в 1990 и 1997 годах. Бухгалтерский износ составляет 96%. Согласно последнему акту обследования данные линии находятся в неудовлетворительном состоянии, не соответствуют требованиям РД 34.20.504-94, чем определена необходимость замены существующего оборудования электролинии.

6.      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 и перерывам питания потребителей. Техническое состояние ВЛ 110 кВ не соответствуют требованиям РД 34.20.504-94.

7. Реконструкция ПС 110 кВ Центральная.

ПС 110 кВ Центральная обеспечивает электрической энергией потребителей, расположенных в центральной исторической части г. Тулы, в том числе АО «Тульские городские электрические сети», МУП «Тулгорэлектротранс», ОАО «Октава». Подстанция введена в эксплуатацию в 1973 году. В 1982 году проведена ее реконструкции с изменением трансформаторной мощности. На ПС 110 кВ Центральная установлены два силовых трансформатора с номинальной мощностью по 25 МВА. Максимально допустимая загрузка подстанции с учётом режима N-1 составляет 26,25 МВА. Максимальная нагрузка подстанции (23,31 МВА) была зафиксированная в режимный день 19.12.2012. Текущий профицит установленной мощности данного центра питания составляет 2,94 МВА. В 2015 году выполнено технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей общей мощностью 7,11 МВА с поэтапным вводом в работу. По состоянию на 01.01.2016 на исполнении находятся договоры на технологическое присоединение на общую мощность 4,7 МВА. Таким образом, прогнозируется дефицит установленной трансформаторной мощности в объёме - 4,17 МВА в режиме N-1. Рекомендуется реконструкция ПС 110 кВ Центральная с заменой трансформатора №1 25000 кВА на трансформатор 40000 кВА с заменой отделителей и короткозамыкателей на элегазовые выключатели.

8. Реконструкция ПС 110 кВ Партизан.

ПС 110 кВ Партизан обеспечивает электрической энергией потребителей пос. Дубовка, юго-западной части г. Узловая и Узловского района, в том числе ООО «Трансэлектро», ОАО «Аппаратура дальней связи», ООО ТПО «Промет», ООО «Сервис», ООО «Еврогруп». Подстанция введена в эксплуатацию в 1979 году. На ПС 110 кВ Партизан установлены два силовых трансформатора с номинальной мощностью по 16 МВА. В связи с большим износом силовых трансформаторов 110 кВ и оборудования 110 кВ рекомендуется реконструкция ПС 110 кВ Партизан с заменой трансформаторов Т-1, Т-2 16000 кВА на трансформаторы по 16000 кВА, установкой трансформаторов напряжения 110 кВ (6 штук), заменой секционного выключателя МКП 110 кВ, отделителей и короткозамыкателей трансформаторов 1 и 2 на элегазовые выключатели 110 кВ (2 штуки), разъединителей 110 кВ (12 штук), выключателей КРУН 6 кВ (3 штуки), а также монтажом КРУН 6 кВ с дополнительными ячейками.

9. Реконструкция ПС 110 кВ Ушатово.

ПС 110 кВ Ушатово снабжает электроэнергией Суворовский административный район, в том числе п. Центральный с численностью населения более 10 тысяч человек. Силовые трансформаторы находятся в эксплуатации с 1956 года. По данным технического освидетельствования износ силовых трансформаторов 110 кВ составляет 80%. Металлоконструкции ОРУ 35 кВ находятся в эксплуатации с 1951 года.

Рекомендуется реконструкция ПС 110 кВ Ушатово с заменой трансформаторов мощностью 20000 кВА и 7500 кВА на два трансформатора мощностью по 16000 кВА, реконструкцией ОРУ 35 кВ.

3.5.2. Анализ развития электрических сетей напряжением 110 кВ и выше на период до 2021 года в соответствии с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности

Ефремовский энергорайон

Результаты расчётов электроэнергетических режимов показали, что на этапах 2017-2021 годов с учетом работы турбоагрегатов ст. №№ 4, 5, 6 и 7 Ефремовской ТЭЦ ПАО «Квадра» параметры послеаварийных режимов находятся в области допустимых значений.

В режимах зимних максимальных нагрузок на этапы 2017-2021 годов при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Звезда в нормальной схеме питание района осуществляется только по ВЛ 110 кВ Волово – Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк. Для исключения токовой перегрузки данной ВЛ на Ефремовской ТЭЦ необходимо наличие генерации в объеме не менее 70 МВт.

Заокский энергорайон

Единственным центром питания данного района со стороны Калужской энергосистемы является ПС 220 кВ Протон.

На ПС 220 кВ Протон установлены АТ 220/110 кВ мощностью 2х125 МВА. В настоящий момент резерв трансформаторной мощности на ПС 220 кВ Протон исчерпан в связи с имеющимися заявками в ФГБУ «Государственный научный центр Российской Федерации - Институт физики высоких энергий» (ФГБУ ГНЦ ИФВЭ). Данное обстоятельство ограничивает филиал «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» в подключении новых потребителей на ПС 110 кВ Яковлево, ПС 110 кВ Заокская.

Для покрытия роста электрических нагрузок Заокского энергорайона, в том числе Заокского индустриально-логистического парка (100 МВт) и Заокского рекреационного парка (19,5 МВт) рассмотрено сооружение питающего центра – ПС 220 кВ Ненашево.

Для оценки эффективности мероприятий по ликвидации «узких» мест Заокского энергорайона проведен анализ нагрузок сети 35 кВ. Следует отметить, что от ПС 110 кВ Заокская, по которой с учетом заключенных договоров на технологическое присоединение планируется дефицит трансформаторной мощности в объеме 93,9 МВА, получают питание ПС 35 кВ Хрипково и ПС 35 кВ Ненашево. В настоящее время объем договоров на технологическое присоединение, находящихся на исполнении по ПС 35 кВ Ненашево, составляет 18,01 МВА, в связи с чем необходимо увеличение трансформаторной мощности центра питания для ее передачи в сеть 10 кВ. Для покрытия дефицита трансформаторной мощности и дальнейшего развития центра питания целесообразен перевод на 1 этапе ПС 35 кВ Ненашево на напряжение 110 кВ с установкой силовых трансформаторов 2х25 МВА и обеспечением питания по ВЛ 110 кВ Ненашево – Ясногорск, ВЛ 110 кВ Ненашево – Никулинская, образуемых в результате реконструкции существующей ВЛ 110 кВ Никулинская – Ясногорск и строительства новых участков ВЛ 110 кВ от ВЛ 110 кВ Никулинская – Ясногорск до ПС 110 кВ Никулинская (ориентировочно 2х10,5 км).

Анализ потокораспределения в сети 110-35 кВ показал, что при переводе ПС 35 кВ Ненашево на напряжение 110 кВ питание потребителей ПС 35 кВ Хрипково и ПС 35 кВ Ненашево будет осуществляться от ПС 110 кВ Ненашево, что позволит осуществить разгрузку ПС 110 кВ Заокская.

Таким образом, перевод на первоначальном этапе ПС 35 кВ Ненашево на напряжение 110 кВ при последующем расширении и установке на подстанции AT 220/110 кВ позволит использовать уже существующую распределительную сеть 110 кВ.

С учетом изложенного, для реализации комплекса мероприятий интеграции в сеть 220 и 110 кВ ПС Ненашево требуется выполнить:

реконструкцию ПС 35 кВ Ненашево с переводом питания на напряжение 110 кВ с заменой силовых трансформаторов 4 МВА и 10 МВА на Т1 и Т2 110/35/10 кВ мощностью по 25 МВА;

реконструкцию ВЛ 110 кВ Никулинская – Ясногорск протяжённостью 25,9 км;

строительство ВЛ 110 кВ Ненашево – Ясногорск, ВЛ 110 кВ Ненашево – Никулинская протяженностью по 10,5 км;

сооружение ПС 220/110 кВ Ненашево с установкой двух АТ 125 МВА;

сооружение заходов от ВЛ 220 кВ Приокская – Бугры ориентировочной протяженностью 1 км;

реконструкцию ВЛ 35 кВ Хрипково-Ненашево, ВЛ 35 кВ Заокская-Хрипково с подвесом второй цепи и образованием ВЛ 110 кВ Ненашево-Заокская ориентировочной протяженностью 32 км;

строительство ЛЭП 110 кВ Ненашево – Заокская 2 ориентировочной протяженностью 30 км;

реконструкцию ПС 110 кВ Заокская с заменой трансформаторов 2х16 МВА на 2х25 МВА с расширением ОРУ 110 кВ.

* красным цветом показано новое электросетевое оборудование

Рисунок 4. Сооружение ПС 220 кВ Ненашево

Схема подключения ПС 220/110 кВ Ненашево представлена на рисунке 4.

Ввод в работу ПС 220 кВ Ненашево позволит обеспечить дополнительный резерв мощности в энергорайоне в объеме около 100 МВт.

Выполнение данных мероприятий решит вопрос режимных ограничений в данном энергоузле. Рекомендуемый срок сооружения ПС 220/110 кВ Ненашево – 2019 год.

В расчетных схемах по региональному прогнозу потребления электроэнергии и мощности на этапы 2019-2021 годов учтено сооружение ПС 220/110 кВ Ненашево в соответствии со схемой, представленной на рисунке 4. При этом в расчетах были выявлены перегрузки ВЛ 110 кВ Протон – Заокская с отпайками в режиме зимних максимальных нагрузок 2019 года. Величина перегрузки составляет 10% от I_доп. На последующие этапы данная перегрузка усугубляется. Для ликвидации данной перегрузки необходимо выполнить реконструкцию ВЛ 110 кВ Протон – Заокская с отпайками с увеличением пропускной способности и заменой провода на АС-185. Требуется замена оборудования (ТТ, разъединители), ограничивающего пропускную способность данной ВЛ на оборудование с током не менее 600 А.

Ограничение выдачи мощности Щекинской ГРЭС

В ремонтных (послеаварийных) схемах в режимах летних максимальных нагрузок 2018-2021 годов возникают следующие перегрузки:

1) ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1 со стороны Щекинская ГРЭС при отключении ВЛ 220 кВ Северная – Химическая в схеме ремонта 1(2) СШ 220 кВ Щекинской ГРЭС или одного из выключателей ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1. Величина перегрузки составляет 17% от I_доп.;

2) ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Северная №2 с отпайкой на блок 2 со стороны Щекинской ГРЭС при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Черепетская ГРЭС - Тула в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Бегичево – Люторичи. Величина перегрузки составляет 2% от I_доп.

Данные перегрузки связаны с особенностями схемы выдачи мощности Щекинской ГРЭС. Блоки 1 и 2 включены в отпайки отходящих линий: ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1 и ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Северная №2 с отпайкой на блок 2, ограничивающими элементами которых являются трансформаторы тока с номинальным током 600 А, которые в нормальной схеме включаются в параллель. В данных послеаварийных схемах переток мощности по линии ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Северная №2 с отпайкой на блок 2 со стороны Щекинской ГРЭС направлен в сторону шин Щекинской ГРЭС, таким образом мощность генерации блока суммируется с перетоком по линии в сторону шин Щекинской ГРЭС. Ограничивающим элементом являются трансформаторы тока ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1 и ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Северная №2 с отпайкой на блок 2.

Для решения указанных проблем в качестве первоочередного мероприятия рекомендуется реконструкция ОРУ 220 кВ Щекинской ГРЭС с заменой выключателей с трансформаторами тока ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1 и ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Северная №2 с отпайкой на блок 2 на оборудование с номинальным током не менее 1000 А.

В качестве рекомендуемого мероприятия для обеспечения выдачи мощности Щекинской ГРЭС предлагается реконструкция ОРУ 220 кВ Щекинской ГРЭС с переводом энергоблоков с отпаек ВЛ 220 кВ в ячейки ОРУ 220 кВ. Схема РУ 220 кВ Щекинской ГРЭС после реализации мероприятия представлена на рисунке 5.

Рисунок 5. Реконструкция ОРУ 220 кВ Щекинской ГРЭС с переводом энергоблоков с отпаек ВЛ 220 кВ в ячейки ОРУ 220 кВ

______________

Без рисунка

Новомосковский энергорайон

В настоящее время ПС 220 кВ Химическая является центром питания крупных промышленных потребителей в энергорайоне. Помимо этого, планируется подключение крупных потребителей: ЗАО «Металлокомплект-М» с заявленной мощностью 45,95 МВт, ООО «Тульский Цементный завод» с заявленной мощностью 49,5 МВт.

 На ПС 220 кВ Химическая установлены АТ 220/110 кВ мощностью 2х200 МВА. На ПС 220 кВ Северная установлены АТ 220/110 кВ мощностью 200 МВА и 180 МВА.

Техническими условиями на технологическое присоединение индустриального парка «Узловая» (АО «Корпорация развития Тульской области») предусмотрена установка третьего АТ 220/110 кВ мощностью 200 МВА на ПС 220 кВ Северная на этапе 2017 года.

В связи с дополнительным ростом нагрузки индустриального парка «Узловая» на 80 МВт к 2021 году согласно региональному прогнозному балансу предполагается сооружение ПС 110 кВ Индустриальный парк «Узловая» с питанием по двум ЛЭП 110 кВ от ПС 220 кВ Химическая. При аварийном отключении одного из АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Химическая загрузка оставшегося в работе АТ составляет 97% от I_доп., таким образом, резерва трансформаторной мощности ПС 220 кВ Химическая достаточно для электроснабжения ПС 110 кВ Индустриальный парк «Узловая».

Тульский энергорайон

Тульский энергорайон включает три центра питания 220 кВ: ПС 220 кВ Тула, ПС 220 кВ Ленинская, ПС 220 кВ Металлургическая.

Пропускная способность электрической сети 110 кВ рассматриваемого энергорайона не позволяет обеспечить электроснабжение сооружаемого индустриального парка «Ямны» мощностью 50 МВт, территории проекта комплексного развития микрорайона «Новая Тула» мощностью 46 МВт, а также ОАО «Ревякинский металлопрокатный завод» мощностью 70 МВт без реализации нового центра питания 220 кВ в центре электрических нагрузок. Для организации электроснабжения индустриального парка «Ямны» мощностью 50 МВт и территории проекта комплексного развития микрорайона «Новая Тула» мощностью 46 МВт необходимо сооружение ПС 220/110 кВ Новая Тула.

На 2017 год был принят вариант подключения ПС 220/110 кВ Новая Тула с установкой двух АТ 220/110 кВ мощностью по 200 МВА, предусматривающий сооружение заходов от ВЛ 220 кВ Тула – Ленинская (2х1 км), ВЛ 220 кВ Тула – Приокская (2х1 км) и заходов ВЛ 110 кВ Тула – Мясново 1 с отп. (2х1 км) и ВЛ 110 кВ Тула – Мясново 2 с отп. (2х1 км). Схема подключения ПС 220/110 кВ Новая Тула представлена на рисунке 6.

* красным цветом показано новое электросетевое оборудование

Рисунок 6. Сооружение ПС 220 кВ Новая Тула.

______________

Без рисунка

Обоснование строительства ПС 500 кВ в Тульском энергорайоне

Анализ результатов расчётов послеаварийных режимов зимних и летних максимальных нагрузок на этапе 2019-2021 годов выявил следующее.

Наблюдаются низкие уровни напряжений на шинах 110-220 кВ объектов 110 кВ и выше Тульского энергорайона в нормальной схеме, достигающие величины 0,9 от номинального значения.

При нормативных возмущениях в нормальной и основных ремонтных схемах наблюдается снижение напряжения ниже аварийно-допустимого значения, ликвидация которого возможно лишь путём введения превентивных графиков аварийного ограничения потребления мощности или заведением вновь присоединяемой нагрузки под действие противоаварийной автоматики.

Таким образом, для обеспечения нормальных уровней напряжения с учётом мероприятий, предусмотренных в рамках регионального прогноза потребления электроэнергии и мощности, рекомендуется дополнительное электросетевое строительство или ввод дополнительной генерирующей мощности в Тульском энергорайоне.

Вместе с тем, анализ результатов расчётов в нормальной схеме сети в режимах зимних и летних максимальных нагрузок 2019 года выявил наличие токовых перегрузок:

ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Северная №2 с отпайкой на блок 2. Наибольшая величина перегрузки наблюдается при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1. Величина перегрузки составляет 2% от I_доп.;

ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Бегичево с отпайкой на блок 1. Наибольшая величина перегрузки наблюдается при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Северная – Химическая. Величина перегрузки составляет 20% от I_доп.;

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

ВЛ 220 кВ Северная – Химическая. Наибольшая величина перегрузки наблюдается 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.

На период после 2019 года данные перегрузки усугубляются.

В целях обеспечения дальнейшего развития г. Тулы и прилегающих районов, для решения проблемы перегрузки сети 110 кВ и снижения уровней напряжения ниже минимально допустимых значений, учитывая динамику роста электрических нагрузок и исчерпания резервов трансформаторной мощности, рекомендуется сооружение крыла 500 кВ на ПС 220 кВ Новая Тула. Реализация данного мероприятия является наиболее комплексным решением и позволит, в том числе, разгрузить автотрансформаторы 220/110 кВ центров питания Тульского энергорайона.

Сооружение крыла ПС 500 кВ Новая Тула рекомендуется выполнить не позднее 2019 года с сооружением заходов от существующей ВЛ 500 кВ Смоленская АЭС – Михайловская в РУ 500 кВ ПС Новая Тула. Схема ПС Новая Тула с учётом реконструкции представлена на рисунке 7.

Рекомендуемая мощность вновь устанавливаемых автотрансформаторов 500/220 кВ на ПС 500 кВ Новая Тула составляет (1х3х267+1х267 резервная фаза МВА). Установка АТ 500/220 кВ меньшей единичной мощности (2х501 МВА) приводит к токовой перегрузке оставшегося в работе АТ при аварийном отключения другого.

Данное мероприятие является предварительным и требует дополнительных исследований с проведением технико-экономического сравнения вариантов в случае подтверждения планов по присоединению нагрузки, рассмотренных в рамках регионального прогноза потребления электроэнергии и мощности.

Рисунок 7. Реконструкция ПС 220 кВ Новая Тула (перевод на 500 кВ)

______________

Без рисунка

Мероприятия по организации электроснабжения объектов нового жилищного строительства в Тульской области

В соответствии с государственной программой Тульской области «Обеспечение качественным жильем и услугами ЖКХ населения Тульской области», утвержденной постановлением правительства Тульской области от 19.11.2013 № 660, на территории региона планируется создание следующих основных микрорайонов жилой застройки:

1. I–й Юго-Восточный микрорайон г. Тулы с прогнозируемой потребляемой мощностью 6,4 МВт.

2. Жилой микрорайон д. Малевка - Осиновая Гора Ленинского района, малоэтажное многоквартирное, усадебное жилищное строительство – 6,2 МВт.

3. Город Тула, Зареченский район, площадка «ГРАТ», малоэтажное усадебное и среднеэтажное многоквартирное строительство – 6,3 МВт.

4. Город Тула, Зареченский район, микрорайон «Красные ворота», многоэтажное жилищное строительство – 11,4 МВт.

5. Город Тула, Привокзальный район, «Зеленстрой-2», многоэтажное жилищное строительство – 5,0 МВт.

6. Город Тула, жилой комплекс «Петровский квартал», п. Мясново – 5,3 МВт.

7. Город Тула, жилой микрорайон «Северная Мыза» Ленинского района, д. Мыза – 5,6 МВт.

8. Город Тула, жилой микрорайон пос. Шатск, дер. Теплое Ленинского района, малоэтажное усадебное жилищное строительство – 5,4 МВт.

9. Город Новомосковск, III – IV Залесные микрорайоны, многоэтажное жилищное строительство – 12,4 МВт.

10. Город Новомосковск, жилой микрорайон «Аэропорт», район дер. Кресты, среднеэтажное, малоэтажное многоквартирное и усадебное жилищное строительство – 10,3 МВт.

С учетом анализа объема свободной для технологического присоединения потребителей трансформаторной мощности, поданных заявок на технологическое присоединение и исполнения филиалом «Тулэнерго» инвестиционной программы рекомендуется выполнение следующих мероприятий:

а) электроснабжение I–го Юго-Восточного микрорайона г. Тулы, а также жилого микрорайона д. Малевка - Осиновая Гора Ленинского района (12,6 МВт) обеспечить от ПС 110 кВ Стечкин;

б) электроснабжение площадки «ГРАТ» и микрорайона «Красные ворота» Зареченского района г. Тулы (17,7 МВт) возможно обеспечить от ПС 110 кВ Медвенка. При этом необходимо будет осуществить реконструкцию подстанции ПС 110 кВ Медвенка с увеличением трансформаторной мощности до 2х25 МВА. Вместе с тем развитие застройки вызовет увеличение протяжённости ЛЭП 6 кВ, что может сказаться на качестве электроэнергии у конечного потребителя. Поэтому, с учётом увеличения потребности мощности в Тульском энергорайоне, рекомендуется строительство нового центра питания ПС 110 кВ Горелки с установкой двух трансформаторов по 25 МВА. Питание ПС 110 кВ Горелки рекомендуется осуществить заходами от ВЛ 110 кВ Кировская – Октябрьская;

в) электроснабжение микрорайона «Зеленстрой-2» г. Тулы (5 МВт), а также микрорайона «Северная Мыза» г. Тулы (5,6 МВт) предполагается обеспечить от ПС 110 кВ Южная. Это будет возможно после расширения РП-10 кВ Китаевка до подстанции напряжением 110 кВ и переводом нагрузки электроприемников микрорайона «Новая Тула» от ПС 110 кВ Южная на ПС 110 кВ Китаевка (2х16 МВА). Питание подстанции рекомендуется осуществить по ВЛ 110 кВ Новая Тула – Китаевка 1,2;

г) электроснабжение жилого комплекса «Петровский квартал» в п. Мясново г. Тулы (5,3 МВт) обеспечить от ПС 110 кВ Мясново;

д) электроснабжение III – IV Залесных микрорайонов г. Новомосковска (12,4 МВт) обеспечить от ПС 110 кВ Залесная;

е) электроснабжение жилого микрорайона «Аэропорт» г. Новомосковска (район дер. Кресты) (10,3 МВт) обеспечить от ПС 110 кВ Угольная.

Описанные варианты подключения нагрузок являются предварительными и могут быть скорректированы при выполнении проектирования схем электроснабжения для каждого объекта.

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

В рамках регионального прогноза потребления электроэнергии и мощности на период до 2021 года учтена нагрузка девяти индустриальных парков (596,8 МВт) и крупных промышленных потребителей (311 МВт).

Для обеспечения электроэнергией электроприемников индустриального парка «Ямны» (Ленинский район, д. Ямны, 50 МВт) рекомендуется сооружение на этапе 2017 года ПС 110 кВ Ямны с установкой двух трансформаторов по 63 МВА и строительством двух ВЛ 110 кВ Новая Тула – Ямны 1,2 длинной по 5 км, выполненных проводом АС-150.

Для организации электроснабжения Заокского рекреационного парка (д. Веселево, 19,5 МВт) рекомендуется сооружение на этапе 2018 года ПС 110 кВ Заокский рекреационный парк с установкой двух трансформаторов по 25 МВА и строительством двух отпаек от ВЛ 110 кВ Космос – Заокская и ВЛ 110 кВ Протон – Заокская длинной по 1 км, выполненных проводом АС-120.

Для обеспечения электроэнергией электроприемников индустриального парка «Веневский» (МО Мордвесское, 50 МВт) рекомендуется сооружение на этапе 2017 года ПС 220 кВ Веневская с установкой двух трансформаторов по 63 МВА и сооружением заходов от ВЛ 220 кВ Каширская ГРЭС – Новомосковская ГРЭС на ПС 220 кВ Веневская длинной по 5 км, выполненных проводом АС-400.

Для организации электроснабжения индустриального парка «Алексинский» (д. Верхний Суходол, 100 МВт) рекомендуется сооружение на этапе 2017 года ПС 220 кВ Алексинская с установкой двух трансформаторов по 125 МВА и сооружением двух ВЛ 220 кВ: ВЛ 220 кВ Алексинская ТЭЦ – Алексинская длинной 31 км, ВЛ 220 кВ Ленинская – Алексинская длинной 26 км, выполненных проводом АС-400.

Для обеспечения электроэнергией электроприемников мультимодального хаба «Ефремов» (с. Лобановское, 35 МВт) рекомендуется сооружение на этапе 2017 года ПС 110 кВ Лобановская с установкой двух трансформаторов по 40 МВА и строительством двух ЛЭП 110 кВ Ефремов – Лобановская 1, 2 длинной 21 км, выполненных проводом АС-150.

Согласно договору на технологическое присоединение, находящемуся на исполнении в филиале «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья», энергопринимающие устройства Щекинского индустриального парка (д. Мясновка, 22,5 МВт) подключаются от ПС 110 Огаревка.

Для организации электроснабжения ОАО «Ревякинский металлопрокатный завод» (70 МВт) рекомендуется сооружение на этапе 2018 года ПС 110 кВ Ревякинский металлопрокат с установкой двух трансформаторов по 25 МВА и одного трансформатора 80 МВА и строительство двух ЛЭП 110 кВ Ленинская – Ревякинский металлопрокат 1,2 длинной 19 км, выполненных проводом АС-120.

Для обеспечения электроэнергией электроприемников ООО «Тепличный комплекс «Тульский» (150 МВт) рекомендуется сооружение на этапе 2019 года ПС 220 кВ Тепличный комплекс с установкой двух трансформаторов по 200 МВА и сооружением заходов от ВЛ 220 кВ Щекинская ГРЭС – Тула 1,2 на ПС 220 кВ Тепличный комплекс длинной 2х2 км, выполненных проводом АС-400.

В рамках осуществления деятельности по расширению и модернизации производства действующих предприятий Тульской области планируется увеличение максимальной мощности присоединённых энергопринимающих устройств АО «КБП» на 21 МВт. Для обеспечения электроэнергией электроприемников АО «КБП» рекомендуется сооружение на этапе 2017 года ПС 110 кВ КБП с установкой двух трансформаторов по 32 МВА, питанием отпайками от ВЛ 110 кВ Щегловская – Глушанки и ВЛ 110 кВ Кировская – Металлургическая с отпайкой на ПС Криволучье длиной 4 км, выполненных проводом АС - 150.

Электроснабжение индустриального парка «Узловая» (173,8 МВт) планируется осуществлять в два этапа. На первом этапе организации электроснабжения индустриального парка «Узловая» (2016 год) сооружается ПС 110 кВ Индустриальная с установкой двух трансформаторов по 125 МВА и строительством двух ВЛ 110 кВ Северная – Индустриальная 1,2 длинной 7,2 км. С увеличением нагрузки индустриального парка на этапе 2017 года рекомендуется реконструкция ПС 220 кВ Северная с установкой третьего АТ 220/110/10 кВ мощностью 200 МВА. В соответствии с графиком набора нагрузки на этапе 2018 года предполагается сооружение ПС 110 кВ Индустриальный парк Узловая с установкой двух трансформаторов по 80 МВА и строительством двух ЛЭП 110 кВ Химическая – Индустриальный парк Узловая 1,2 длиной по 12 км.

3.6.         Мероприятия, необходимые для обеспечения надежного энергоснабжения потребителей в связи с выводом из эксплуатации электрооборудования филиала «Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина» АО «Интер РАО – Электрогенерация»

В соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 04.08.2015 № 540 согласован вывод из эксплуатации в 2 этапа оборудования и устройств филиала «Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина» АО «Интер РАО - Электрогенерация».

В расчетных моделях электрических режимов на этапах 20172021 годов учтен вывод из эксплуатации трансформаторов связи 220/110 кВ на Черепетской ГРЭС.

Результаты расчетов при нормативных возмущениях в нормальной схеме на осенне-зимний период, а также основных ремонтных схемах для летнего периода показали, что вывод из эксплуатации трансформаторов связи 220/110 кВ на Черепетской ГРЭС приводит к незначительному снижению напряжения в сети 110 кВ Суворовского энергорайона. Параметры режима в сети 110 кВ и выше находятся в диапазоне допустимых значений.

Вывод из эксплуатации ОРУ 110 кВ Черепетской ГРЭС ведет к обесточиванию потребителей в следующих аварийных ситуациях:

1) в режиме зимних и летних максимальных нагрузок в нормальной схеме при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Шепелёво – Середейск Северная и Южная с отпайкой на ПС 110 кВ Козельск (выполнена в двухцепном исполнении на всем протяжении ЛЭП) будут обесточены 5 подстанций 110 кВ и 8 подстанций 35 кВ филиала «Калугаэнерго», произойдет погашение городов Козельск, Сосенский и ряда населенных пунктов с общим числом жителей 37,4 тыс. чел. (порядка 15 котельных, 30 школ и 10 больниц), а также потребителей ОАО «Оборонэнерго» и ОАО «РЖД», запитанных от ПС 110 кВ Шепелево и ПС 110 кВ Звягино (потребитель 1 категории надежности электроснабжения). По филиалу «Тулэнерго» будут обесточены 5 подстанций 110 кВ и 3 подстанции 35 кВ. При этом отсутствует возможность перевода нагрузки на другие центры питания. По Тульской области будут обесточены г. Белев, часть Суворовского, Арсеньевского, Плавского районов. Численность обесточенного населения составит порядка 31 тыс. человек, 188 населённых пунктов, 140 социально значимых объектов (котельные, объекты водоснабжения, очистные сооружения, больницы, школы, детские сады, объекты ОАО «РЖД»). Итого по энергоузлу будут обесточены 10 ПС 110 кВ, 11 ПС 35 кВ;

2) в режиме зимних и летних максимальных нагрузок в нормальной схеме при аварийном отключении двухцепной ВЛ 110 кВ Электрон – Середейск 1 и 2 с отпайкой на ПС 110 кВ Сухиничи весь энергоузел останется на одном питающем транзите со стороны ПС 110 кВ Цементная, что в режиме зимних нагрузок приведет к перегрузке ВЛ 110 кВ Цементная – Березовская и последующему ее отключению. Произойдет погашение 12 ПС 110 кВ (три из них ОАО «РЖД»), 21 ПС 35 кВ филиала «Калугаэнерго». В режиме зимних нагрузок объем нагрузки отключенных потребителей «Калугаэнерго» составит более 80 МВт, произойдет погашение городов Козельск, Сосенский и ряда населенных пунктов с общим числом населения 73,5 тыс. человек (порядка 68 котельных, 38 школ и 60 больниц). По филиалу «Тулэнерго» будут обесточены 5 подстанций 110 кВ и 3 подстанции 35 кВ. При этом отсутствует возможность перевода нагрузки на другие центры питания. По Тульской области будут обесточены г. Белев, часть Суворовского, Арсеньевского, Плавского районов. Численность обесточенного населения составит 31 тыс. человек, 188 населенных пунктов, 140 социально значимых объекта (котельные, объекты водоснабжения, очистные сооружения, больницы, школы, детские сады, объекты ОАО «РЖД»). Итого по энергоузлу будут обесточены 17 ПС 110 кВ, 24 ПС 35 кВ;

3) в режиме зимних и летних максимальных нагрузок в нормальной схеме при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Орбита – Агеево будут обесточены 2 подстанции 110 кВ. Вывод в ремонт ВЛ 110 кВ Орбита – Агеево будет осуществляться только с погашением потребителей, так как запитать ПС 110 кВ Агеево в полном объеме по сети 35 кВ невозможно. От ПС 110 кВ Ферзиково (64 км) и от ПС 110 кВ Квань (37 км) можно передать суммарно не более 4 МВт;

4) в режиме зимних и летних максимальных нагрузок в нормальной схеме при аварийном отключении двухцепного участка ВЛ 110 кВ Первомайская ТЭЦ Малахово 1, 2 с отпайкой на ПС Гагаринская будут обесточены 12 подстанций 110 кВ и 9 подстанций 35 кВ. По Тульской области будут обесточены г. Суворов, Одоевский и Дубенский районы, часть Щекинского и Суворовского районов. Численность обесточенного населения составит порядка 91 тыс. человек, 215 населённых пунктов, 196 социально значимых объектов (котельные, объекты водоснабжения, очистные сооружения, больницы, школы, детские сады), ОАО «Щекиноазот» (потребитель I категории надежности электроснабжения). При этом отсутствует возможность перевода электроснабжения на другие центры питания.

Таким образом, вывод ОРУ 110 кВ из эксплуатации возможен только с реализацией комплекса замещающих мероприятий. Далее приводится оценочный анализ ряда замещающих мероприятий.

Предлагается рассмотреть следующие альтернативные мероприятия:

1) соединение ЛЭП 110 кВ, отходящих от ОРУ 110 кВ, с образованием соответствующих транзитных связей, в том числе:

соединение ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС – Агеево (АС-150 – 20,7 км) и ВЛ 110 кВ Суворов – Безово (АС-120 – 8,3 км) с образованием ВЛ 110 кВ Суворов – Агеево с отпайкой на ПС Безово;

соединение ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС – Шепелево Северная (35,3 км) с отпайками и ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС – Суворов (1,6 км) с образованием ВЛ 110 кВ Суворов – Шепелево с отпайками (АС-185 – 36,9 км);

соединение ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС – Шепелево Южная (35,3 км) с отпайками и ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС – Ушатово (10 км) с образованием ВЛ 110 кВ Шепелево – Ушатово с отпайками (АС-185 – 45,3 км).

При этом образуются длинные транзиты 110 кВ (Первомайская ТЭЦ – ПС 110 кВ Малахово – ПС 110 кВ Лужное – ПС 110 кВ Дубна – ПС 110 кВ Ушатово – ПС 110 кВ Суворов – ПС 110 кВ Агеево – ПС 220 кВ Орбита), протяжённостью более 130 км, что негативно сказывается на надёжности электроснабжения потребителей и существенно повышает вероятность их погашения при проведении ремонтов на ЛЭП данного транзита. Уровни напряжений при аварийных отключениях менее 90 кВ, что обусловлено удалением энергорайона от центров питания 220-110 кВ.

Реализация данного мероприятия потребует ревизии устройств РПН и модернизации системы РЗА в сети 110 кВ. Схема в районе Черепетской ГРЭС с учётом демонтажа РУ 110 кВ Черепетской ГРЭС и реконструкции прилегающей сети 110 кВ представлена на рисунке 8.

Предложенный вариант реконструкции является предварительным и может быть скорректирован в ходе отдельного проектирования с учетом проработки иных вариантов реконструкции отходящих ВЛ 110 кВ.

* красным цветом показано новое электросетевое оборудование

Рисунок 8. Схема в районе Черепетской ГРЭС с учётом демонтажа РУ 110 кВ Черепетской ГРЭС и реконструкции прилегающей сети 110 кВ.

______________

Без рисунка

2) строительство замещающего РУ 110 кВ (либо продолжение эксплуатации существующего ОРУ 110 кВ).

Данное мероприятие позволит обеспечить надёжное электроснабжение в нормальной и ремонтных схемах. Схема подключения ВЛ 110 кВ аналогична существующей, представлена на рисунке 9.

Рисунок 9. Схема подключения ВЛ 110 кВ к сооружаемому РУ 110 кВ.

______________

Без рисунка

Стоимость реализации мероприятий, необходимых при выводе из эксплуатации электрооборудования филиала «Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина» АО «Интер РАО - Электрогенерация» составляет в ценах 1 квартала 2016 года (без НДС):

1) по варианту 1 – 8,13 млн. руб.;

2) по варианту 2 – 362,75 млн. руб.

Наиболее экономичным вариантом замещающих мероприятий при выводе из эксплуатации электрооборудования филиала «Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина» АО «Интер РАО - Электрогенерация» является вариант соединения ЛЭП 110 кВ, отходящих от ОРУ 110 кВ, с образованием транзитных связей.

Кроме этого, при выводе из эксплуатации трансформаторов связи 220/110 кВ на Черепетской ГРЭС снижается надежность электроснабжения собственных нужд (СН) электростанции, в частности, пускорезервный трансформатор № 40Г и трансформаторы СН блоков ст. №№ 8-9 остаются на одном питании от сети 220 кВ. В случае отключения обеих систем шин 220 кВ происходит полное погашение станции с потерей питания собственных нужд.

Необходимо рассмотреть возможность резервирования электроснабжения собственных нужд Черепетской ГРЭС от сети 110 кВ филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья».

Вывод оборудования Черепетской ГРЭС должен осуществляться в соответствии с Правилами вывода объектов электроэнергетики в ремонт и из эксплуатации, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 26.07.2007 № 484.

3.7.         Расчеты токов короткого замыкания в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше Тульской области на период до 2021 года

На этапе 2017 года с учётом ввода нового генерирующего оборудования на электростанциях Тульской области выявлено несоответствие отключающей способности установленных на объектах 110-220 кВ выключателей расчётным токам короткого замыкания. Во избежание повреждения электрооборудования требуется замена выключателей на следующих объектах:

на шинах 220 кВ Алексинской ТЭЦ требуется замена 1 выключателя на выключатель с отключающей способностью не менее 20 кА;

на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Северная требуется замена 2 выключателей в цепях ВЛ 110 кВ Северная – Бытхим I,II на выключатели с отключающей способностью не менее 40 кА. Собственником данного оборудования является ООО «Аэрозоль-Новомосковск».

Рекомендуемое в соответствии с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности строительство ПС 220/110 кВ Новая Тула с заходами от ВЛ 110 кВ Тула – Мясново 1 с отп. и ВЛ 110 кВ Тула – Мясново 2 с отп. приводит к увеличению значений токов короткого замыкания в сети 110 кВ в энергосистеме Тульской области, при этом на ближайших подстанциях к сооружаемой подстанции 220/110 кВ Новая Тула значения токов короткого замыкания не превышают отключающей способности существующих выключателей.

В соответствии со сценарием развития электроэнергетики Тульской области, соответствующем региональному прогнозу потребления электроэнергии и мощности, на сооружаемых подстанциях ПС 220 кВ Ненашево и ПС 220 кВ Новая Тула требуется установка выключателей с отключающей способностью не менее:

РУ 110 кВ ПС 220 кВ Ненашево – 31,5 кА;

РУ 220 кВ ПС 220 кВ Ненашево – 31,5 кА;

РУ 110 кВ ПС 500 кВ Новая Тула – 40 кА;

РУ 220 кВ ПС 500 кВ Новая Тула – 40 кА;

РУ 500 кВ ПС 500 кВ Новая Тула – 31,5 кА.

3.8.         Анализ баланса реактивной мощности в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше Тульской области на период до 2021

Режимы работы энергосистемы Тульской области на этапе 20172021 годов в соответствии с базовым прогнозом потребления электроэнергии и мощности в периоды зимних и летних максимальных нагрузок характеризуются потреблением реактивной мощности из соседних энергосистем.

На этапе 20192021 годов в режиме зимних максимальных нагрузок в соответствии с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности наблюдается выдача реактивной мощности из энергосистемы Тульской области в соседние энергосистемы. На этапе 2019–2021 годов в режиме летних максимальных нагрузок и на этапе 2017–2018 годов в режиме зимних и летних максимальных нагрузок в соответствии с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности наблюдается потребление реактивной мощности из соседних энергосистем. Максимальная величина потребляемой реактивной мощности наблюдается на этапе 2017 года в режиме летних максимальных нагрузок и составляет 111,7 Мвар. При этом загрузка генерирующего оборудования энергосистемы Тульской области по реактивной мощности составляет 530 Мвар, при максимально возможной загрузке станций 642 Мвар.

Необходимо отметить, что уровни напряжения на шинах ПС 110 кВ и выше в исследуемой энергосистеме во всех рассмотренных, в том числе и в наиболее тяжёлых послеаварийных режимах, находятся в диапазоне допустимых значений.

Таким образом, расчёт баланса реактивной мощности показал, что применение средств компенсации реактивной мощности (СКРМ) в энергосистеме Тульской области нецелесообразно на перспективном этапе 20172021 годов в соответствии с базовым и региональным прогнозами потребления электроэнергии и мощности.

3.9.         Анализ надежности схемы внешнего электроснабжения крупных потребителей электрической энергии в Тульской области

Анализ надёжности схемы внешнего электроснабжения АО «НАК «Азот»

Основными центрами питания электроприёмников АО «НАК «Азот» являются ПС 220 кВ Северная и ПС 220 кВ Химическая. Указанные подстанции являются двухтрансформаторными с присоединением транзитных связей как по 220 кВ так и 110 кВ.

Передача мощности из сети 110 кВ в сеть 6(10) кВ осуществляется через ряд главных понизительных подстанций предприятия: ПС 110 кВ Карбамидная, ПС 110 кВ Азотная, ПС 110 кВ Органическая, ПС 110 кВ Ацетиленовая, ПС 110 кВ Хлорная, ПС 110 кВ Аммиачная и ПС 110 кВ Кислородная. Питание ПС 110 кВ Карбамидная, ПС 110 кВ Азотная, ПС 110 кВ Органическая, ПС 110 кВ Ацетиленовая, ПС 110 кВ Хлорная, ПС 110 кВ Аммиачная осуществляется по двухцепным ЛЭП 110 кВ от ПС 220 кВ Северная и ПС 220 кВ Химическая. Электроснабжение ПС 110 кВ Кислородная осуществляется по ЛЭП 110 кВ Химическая – Кислородная и ЛЭП 110 кВ Новомосковская ГРЭС – Кислородная.

При существующем уровне потребления при отключении одного из автотрансформаторов 220/110 кВ на ПС 220 кВ Химическая или ПС 220 кВ Северная перегрузок оставшегося в работе электросетевого оборудования не наблюдается.

В режиме отключения двух автотрансформаторов на ПС 220 кВ Химическая электроснабжение потребителя может быть осуществлено по ВЛ 110 кВ Химическая – Грызлово, при этом потребуется ограничение нагрузки в соответствии с пропускной способностью ЛЭП.

При отключении двух автотрансформаторов на ПС 220 кВ Северная электроснабжение потребителя может быть осуществлено по ВЛ 110 кВ Новомосковская ГРЭС – Северная при этом потребуется также ограничение нагрузки на ПС 220 кВ Химическая в соответствии с пропускной способностью ЛЭП.

Необходимо отметить, что электроснабжение части нагрузки ПС 110 кВ Хлорная может быть реализовано ряду КЛ 10 кВ от Новомосковской ГРЭС.

По информации АО «НАК «Азот», существует проблема устойчивости нагрузки при близких коротких замыканиях в питающей сети 220-110 кВ. Данное обстоятельство связано с тем, что центры питания ПС 220 кВ Северная и ПС 220 кВ Химическая связаны ВЛ 220 кВ длиной 5,48 км (импеданс данной ВЛ равен 2,21 Ом). Следовательно, при близких коротких замыканиях будет наблюдаться снижение напряжения на шинах обоих центров питания, что приведет к аварийному отключению потребителей АО «НАК «Азот». При трехфазном/однофазном коротком замыкании на ВЛ 220 кВ Северная – Химическая вблизи шин ПС 220 кВ Северная значения напряжения на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Химическая снижается до 27,2/82 кВ.

Решением проблемы одновременного снижения напряжения на обоих центрах питания при близких КЗ может быть увеличение сопротивления связей между этими подстанциями.

В качестве вариантов решения указанной ситуации может быть рассмотрено использование вставки постоянного тока или вставки переменного тока, выполненной на основе АС ЭМПЧ (асинхронизированного синхронного электромеханического преобразователя частоты) между ПС 220 кВ Северная и ПС 220 кВ Химическая.

Вторым вариантом предполагается увеличение сопротивления данной ВЛ путем установки реакторов. Величины сопротивлений реакторов, а также эффективность их установки определяются при проектировании.

Наиболее очевидным решением проблемы чувствительности обоих центров питания к близким КЗ является разрыв связи 220 кВ Северная – Химическая в нормальной схеме. С отключенной связью 220 кВ при трехфазном/однофазном коротком замыкании на ВЛ 220 кВ Северная – Химическая вблизи шин ПС 220 кВ Северная значение напряжения на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Химическая составляет 108/110 кВ.

Вместе с тем, анализ электрических режимов показал, что ВЛ 220 кВ Северная – Химическая является одной из наиболее загруженных ЛЭП 220 кВ в Тульской энергосистеме. Отключение данной ЛЭП потребует дополнительных условий по режиму работы генерирующего оборудования ряда электростанций (Щекинской ГРЭС, Черепетской ГРЭС, Новомосковской ГРЭС) в период максимальных зимних нагрузок и проведения ремонтов летом.

Расчеты динамической устойчивости двигательной нагрузки и выбор мероприятий по ее обеспечению производятся в случае корректировки схемы внешнего электроснабжения предприятия.

Для повышения надежности электроснабжения потребителей АО «НАК «Азот» целесообразно рассмотреть возможность сооружения собственного источника генерации, что позволит создать дополнительный независимый источник питания и сократить влияние динамических возмущений во внешней сети на устойчивость нагрузки.

Одним из вариантов электроснабжения от собственной генерации является изолированная работа станции на нагрузку АО «НАК «Азот». Данный вариант подразумевает снижение потребления предприятием нагрузки из внешней сети на величину собственной генерации. Также возможен вариант параллельной работы станции предприятия с внешней сетью. Величина мощности станции и схема ее выдачи определяются режимом работы электроустановок потребителя в рамках соответствующего проектирования.

Анализ надёжности схемы внешнего электроснабжения ООО «Тулачермет-Сталь»

Основным центром питания электроприёмников ООО «Тулачермет - Сталь» является сооружаемая ПС 220 кВ Сталь, которая соединяется с энергосистемой по двум ВЛ 220 кВ Металлургическая – Сталь 1, 2 цепь. На ПС 220 кВ Сталь планируются к установке два трансформатора 220/10 кВ мощностью по 80 МВА и один трансформатор 220/35 кВ мощностью 40 МВА. При этом объем присоединяемой нагрузки согласно договору на технологическое присоединение составляет 70 МВт на этапе 2016 года.

Результаты расчётов электрических режимов показали, что аварийное отключение электросетевых элементов в нормальной схеме не приводит к ограничению потребления электроприемников ООО «Тулачермет-Сталь».

Вместе с тем, схема ПС 220 кВ Металлургическая выполнена по «нетиповой» схеме с применением морально устаревшего оборудования – масляных выключателей и отделителей 220 кВ.

С учетом длительного срока службы автотрансформаторов, установленных на ПС 220 кВ Металлургическая, любое отключение автотрансформатора, либо отказ выключателя 220 кВ, приведёт к ослаблению схемы питания данного потребителя.

Присоединение ПС 220 кВ Сталь к ПС 220 кВ Металлургическая потребует расширения РУ 220 кВ ПС 220 кВ Металлургическая на 2 ячейки 220 кВ, при этом рекомендуется реконструкция ОРУ 220 кВ с приведением схемы к типовой и применением наиболее надежных схем типов: «многоугольник» либо «полуторная».

Анализ надёжности схемы внешнего электроснабжения ПАО «Тулачермет»

Питание электроприемников ПАО «Тулачермет» осуществляется от ПС 220 кВ Металлургическая по двум ЛЭП 110 кВ и ПС 110 кВ Щегловская по одной ЛЭП 110 кВ. На предприятии ПАО «Тулачермет» функционирует паровоздуходувная электростанция ТЭЦ-ПВС установленной мощностью 101,5 МВт.

Снижение генерации на ТЭЦ-ПВС на величину 85 МВт соответствует суммарной генерации ТГ-2 и ТГ-5.

Снижение генерации обусловлено изменением режимом потребления топлива (снижением объемов подачи природного газа) в связи с вводом нового сталепрокатного производства ООО «Тулачермет-Сталь», что носит временный характер и не обусловлено окончательным выводом из эксплуатации генерирующего оборудования.

При снижении объемов генерации до 16,5 МВт (в работе ТГ-3 и ТГ-4) возникают перегрузки при нормативных возмущениях в нормальной схеме:

ВЛ 110 кВ ТЭЦ Тулачермет – Металлургическая при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Кировская – Металлургическая с отпайкой на ПС Криволучье. Величина перегрузки составляет 3% от I_доп.

Минимальный объем необходимой генерации ТЭЦ-ПВС ПАО «Тулачермет» для исключения возникновения перегрузок в нормальной схеме составляет 20 МВт.

При отсутствии генерации ТЭЦ-ПВС ПАО «Тулачермет», потребуется дополнительное усиление сети или снижение энергопотребления на величину до 20 МВт.

Расчёты электрических режимов показали, что при наличии полной генерации ТЭЦ-ПВС ПАО «Тулачермет» при аварийных возмущениях, как в нормальной, так и в ремонтных схемах, параметры режима не выходят из области допустимых значений.

3.10.    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 3.15) и региональному (таблица 3.16) 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.

Предлагаемые мероприятия по строительству новых ПС 220 кВ, а также реконструкции существующих ПС 220 кВ рекомендуются к выполнению при наличии обоснований в виде актуальных заявок на технологическое присоединение. В настоящее время предлагаемые мероприятия не предусмотрены утвержденной схемой и программой развития ЕЭС России на 20152021 годы, проектом схемы и программы развития ЕЭС России на 20162022 годы и отсутствуют в утвержденной инвестиционной программе ПАО «ФСК ЕЭС» на 20162020 годы.

Строительство новых сетевых объектов будет осуществляться после заключения договоров об осуществлении технологического присоединения за счет средств от технологического присоединения.

Для каждого из рассматриваемых сценариев развития энергосистемы Тульской области выполнена оценка капитальных вложений в их реализацию.

Стоимость реализации мероприятий по сетевому строительству определена с использованием сборника «Укрупненные стоимостные показатели линий электропередачи и подстанций напряжением 35-750 кВ», утвержденного приказом ОАО «ФСК ЕЭС» от 9 июля 2012 года № 385 (в редакции приказа ОАО «ФСК ЕЭС» от 21 октября 2014 года № 477) и внесенного приказом Минстроя России от 06.10.2014 № 597/пр в Федеральный реестр сметных нормативов, «Сборника укрупненных показателей стоимости строительства (реконструкции) подстанций и линий электропередачи для нужд ОАО «Холдинг МРСК», утверждённого приказом ОАО «Холдинг МРСК» от 20 сентября 2012 года № 488, а также на основе данных о стоимости аналогичного оборудования.

Укрупненные стоимостные показатели в указанном стандарте приведены в базисном уровне цен 2000 года.

Для определения величины капитальных затрат в текущих ценах применены индексы пересчета стоимости в соответствии с рекомендуемыми к применению Минстроем России в 1 квартале 2016 года индексами изменения сметной стоимости оборудования, строительно-монтажных работ, проектных и изыскательских работ, прочих работ и затрат (письмо Минстроя России от 19.02.2016 № 4688-ХМ/05).

Таблица 3.15. Перечень реализуемых и перспективных проектов по развитию энергосистемы Тульской области на 2016-2021 годы в соответствии с базовым прогнозом потребления электроэнергии и мощности

№ п/п	Наименования проекта (мероприятия)	Характеристика объекта	Рекомен-дуемый срок ввода*	Цели, решаемые при реконструкции/ строительстве объекта	Организация, ответственная за реализацию мероприятия**	Итоговая стоимость, млн. руб. (без НДС)
1	2	3	4	5	6	7
Мероприятия по реконструкции электросетевых объектов, имеющих значительный физический износ и (или) ограничение пропускной способности
1	Реконструкция ВЛ 110 кВ Обидимо – Октябрьская с отпайкой на ПС Привокзальная	3 км	2019	Повышение эксплуатационных характеристик, реновация основных фондов	Филиал «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»	32,99
2	Реконструкция ВЛ 110 кВ Щекинская ГРЭС – Первомайская ТЭЦ №1 и №2	14,1 км	2017			70,64
3	Реконструкция ВЛ 110 кВ Пятницкая – Ясногорск	0,8 км	2020			1,58
4	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	18,1 км	2016			92,22
5	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	13,33 км	2017			65,77
6	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 (2-я очередь)	12 км	2021			102,55
7	Реконструкция ВЛ 110 кВ Звезда – Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Звезда – Волово с отпайкой на ПС Турдей (ПО «ЕЭС»)	8,7 км	2020			48,45
8	Реконструкция ВЛ 110 кВ Звезда – Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Звезда – Волово с отпайкой на ПС Турдей (пролёты опор №105-163А, (ПО «ЕЭС»)	20 км	2021			120,87
9	Реконструкция ВЛ 110 кВ Звезда – Бегичево с отпайками и ВЛ 110 кВ Звезда – Волово с отпайкой на ПС Турдей (ПО «НЭС»)	9,4 км 16,6 км 3,4 км	2019 2021 2022			190,90
10	Реконструкция ВЛ 110 кВ Труново – Советская	3,06 км	2022			15,16
11	Реконструкция ПС 110 кВ Центральная с заменой силового трансформатора №1 25000 кВА на трансформатор 40000 кВА с заменой отделителей и короткозамыкателей 110 кВ на элегазовые выключатели 110 кВ	Т1 40 МВА	2016-2017			101,08
12	Реконструкция ПС 110 кВ Партизан с заменой силовых трансформаторов Т-1, Т-2 16000 кВА на трансформаторы 16000 кВА – 2 шт., ТН 110 кВ – 6 шт., выключателя МКП 110 кВ – 1 шт.; ОД-КЗ 110 кВ Т-1,2 – 2 шт.; разъединителей 110 кВ – 12 шт.; МВ-6 кВ – 3 шт. и монтажом КРУН 6 кВ с дополнительными ячейками	Т1, Т2 2х16 МВА	2022			100,61
13	Реконструкция ПС 110 кВ Рудаково с установкой силового трансформатора Т-3 110/10/6 мощностью 25000 кВА, монтажом КРУН 10 кВ и реконструкцией РУ 110 кВ	Т3 25 МВА	2020			198,72
14	Реконструкция ПС 110 кВ Ушатово с заменой силовых трансформаторов ТДТН-20000/110, ТМТГ-7500/110 на ТДТН-16000/110, реконструкция ОРУ 35 кВ, строительство маслоотводов, маслоприемников, маслосборника	Т1, Т2 2х16 МВА	2022			162,32
Мероприятия для обеспечения возможности технологического присоединения энергопринимающих устройств новых потребителей
15	Сооружение ПС 220 кВ Сталь	1х40 МВА 2х80 МВА	2017	Обеспечение возможности присоединения новых потребителей	ООО «Тулачермет-Сталь»	1 272,86
16	Техническое перевооружение ПС 220 кВ Металлургическая. Сооружение двух новых ячеек в ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ Металлургическая	2 ячейки 220 кВ	2017		ПАО «ФСК ЕЭС»	-
17	Сооружение ЛЭП 220 кВ Металлургическая – Сталь 1,2	2х3 км	2017		ООО «Тулачермет-Сталь»	31,76
18	Сооружение ВЛ 110 кВ Северная – Индустриальная 1,2	7,2 км	2016		АО «Корпорация развития Тульской области»	35,80
19	Сооружение ПС 110 кВ Индустриальная	2х125 МВА	2016			515,43
Мероприятия, связанные с выводом из эксплуатации электрооборудования филиала «Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина» АО «Интер РАО - Электрогенерация»
20	Соединение ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС – Агеево (АС-150 – 20,7 км) и ВЛ 110 кВ Суворов – Безово (АС-120 – 8,3 км) с образованием ВЛ 110 кВ Суворов –Агеево с отпайкой на ПС Безово	1,6 км АС-150	2018	Повышение надежности электроснабжения потребителей Суворовского энергорайона с учетом вывода из эксплуатации электрооборудования филиала «Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина» АО «Интер РАО - Электрогенерация»	Филиал «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья»	7,13
21	Соединение ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС – Шепелево Северная (35,3 км) с отпайками и ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС – Суворов (1,6 км) с образованием ВЛ 110 кВ Суворов – Шепелево с отпайками (АС-185 – 36,9 км)	0,1 км АС-185	2018			0,50
22	Соединение ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС – Шепелево Южная (35,3 км) с отпайками и ВЛ 110 кВ Черепетская ГРЭС – Ушатово (10 км) с образованием ВЛ 110 кВ Шепелево – Ушатово с отпайками (АС-185 – 45,3 км)	0,1 км АС-185	2018			0,50
23	Сооружение РУ 110 кВ по аналогичной схеме существующего ОРУ 110 кВ Черепетской ГРЭС с подключением ЛЭП, отходящих от ОРУ Черепетской ГРЭС***	6 выключателей 110 кВ	2018			362,75