Постановление Правительства Тульской области от 27.04.2016 № 175

Дефицит активной мощности в Тульской энергосистеме в режиме летнего максимума нагрузки 2015 года составил 441,93 МВт, в режиме летнего минимума в объеме 357,03 МВт. Данный дефицит также покрывается за счет перетоков из соседних энергосистем.

2.7.         Анализ основных проблем функционирования энергосистемы Тульской области

Электросетевой комплекс Тульской области характеризуется следующими проблемами:

высокий износ и необходимость проведения реконструкции большого количества электросетевых объектов;

исчерпание паркового ресурса подавляющего большинства генерирующего оборудования на электростанциях региона;

исчерпание резерва трансформаторной мощности на отдельных подстанциях 110 кВ на территории Тульской области, что ограничивает присоединение дополнительной электрической нагрузки в среднесрочной перспективе;

зависимость режимов электрической сети 110 кВ Ефремовского энергорайона от наличия генерации на Ефремовской ТЭЦ ввиду ограниченного количества связей 220-110 кВ с ЕЭС;

необходимость реконструкции и модернизации морально и физически устаревших общесистемных средств управления (РЗА, ПА);

значительное количество морально устаревшего маслонаполненного коммутационного оборудования на объектах, что снижает надежность и является негативным экологическим фактором.

2.8.         Анализ загрузки питающих центров напряжением 110-220 кВ

На резервы мощности ПС 220 кВ влияют различные факторы:

схема прилегающей сети 220-110 кВ;

степень загрузки генерирующего оборудования станций;

нагрузки сети 110-220 кВ;

уровни напряжения в сети;

параметры оборудования;

вероятностный рост нагрузки действующих потребителей;

заявки на технологическое присоединение.

Оценка резервов мощности выполнена для всех центров питания напряжением 220 кВ энергосистемы Тульской области. Дополнительно выделены резервы мощности по энергорайонам Тульской области.

Максимальное потребление мощности энергосистемы Тульской области в зимний период 2015 года составило 1480 МВт, что на 180 МВт меньше чем 2014 году (1660 МВт). Указанные данные использованы при определении резервов мощности ПС 220 кВ. Расчеты послеаварийных режимов выполнены для зимнего максимума нагрузок с учетом отключения одного элемента сети (режим N-1) и для летнего максимума нагрузок при наложении аварийного отключения элемента на ремонтную схему (режим N-2). Оценка резервов мощности произведена прямыми расчетами с использованием аттестованного программного комплекса RastrWin.

Результаты оценки резервов мощности центров питания 220 кВ энергосистемы Тульской области приведены в таблице 2.19.

Таблица 2.19. Оценка резервов мощности центров питания 220 кВ энергосистемы Тульской области

Энергорайон, ПС, АТ	Потребление по энергорайону без учета техприсоединений (на максимум 2015 г.), МВт	Потребление по энергорайону с учетом техприсоединений на 2017 г. (прогноз), МВт	Загрузка автотрансформаторов, МВА/%
			за 16.12.2015 (режимный день)		С учетом техприсое-динений 2017 г. (прогноз)		Резервы мощности по ПС на 2017 г., МВт
			МВА/МВт	%	МВА	%	N-1 (зимой)	N-2 (летом)
Тульский	486	539					60*
ПС Тула АТ-1			110/104	26,8	76,6	31,9	100	110
ПС Тула АТ-2			-	0	87,8	36,6
ПС Ленинская АТ-1			86,6/74	43	88,8	44,4	70	80
ПС Ленинская АТ-2			86,6/74	43	88,3	44,3
ПС Металлургическая АТ-1			47/44	37	41,2	34,5	60	60
ПС Металлургическая АТ-2			46/43	37	41	34,4
Новомосковский	367	391					40*
ПС Северная АТ-1			90/82	45	93,4	48,6	40	15
ПС Северная АТ-2			59/54	33	81,9	47,5
ПС Химическая АТ-1			44/37,7	22	44,2	22,9	110	60
ПС Химическая АТ-2			43/36,2	22	42,2	21,9
Люторичи и Бегичево	68	68					70*
ПС Бегичево АТ-1			30,6/30	25,5	30,6	25,9	70	60
ПС Бегичево АТ-2			31,6/30	26	31	26,2
ПС Люторичи АТ-2			42,4/29	34	25,6	21,1	90	85
Щекинский	180	225					50*
ПС Яснополянская АТ-1			45,8/27	36,6	21,9	18,3	50	45
ПС Яснополянская АТ-2			11,2/11	9	44,9	37,5
Ефремовский	113	112					0**
ПС Звезда АТ-1			26,7/26	21	3	2,5	0	0
Суворовский	144	144
Заокский	118	123					35*
ПС Шипово АТ-2			56,3/56	45	24,2	19,2	35	35

* - суммарный резерв мощности по энергоузлу определяется исходя из близости присоединения потребителя к центру питания 220 кВ и может варьироваться.

** - величина резерва может варьироваться от объема генерации на Ефремовской ТЭЦ.

Тульский энергорайон

Токовая нагрузка автотрансформаторов ПС 220 кВ Тула в нормальной схеме составляет 26,8% от номинального значения. С учетом нормативных возмущений в нормальной схеме суммарная величина резерва ПС 220 кВ Тула оценивается в 100 МВт для зимнего максимума нагрузок.

Токовая нагрузка автотрансформаторов ПС 220 кВ Ленинская в нормальной схеме составляет 43% от номинального значения. С учетом нормативных возмущений в нормальной схеме суммарная величина резерва оценивается в 70 МВт для зимнего максимума нагрузок.

Токовая нагрузка автотрансформаторов ПС 220 кВ Металлургическая в нормальной схеме составляет 41,2% от номинального значения. С учетом нормативных возмущений в нормальной схеме суммарная величина резерва оценивается в 60 МВт для зимнего максимума нагрузок.

Новомосковский энергорайон

Токовая нагрузка автотрансформаторов ПС 220 кВ Северная в нормальной схеме составляет 45% от номинального значения. С учетом нормативных возмущений в нормальной схеме суммарная величина резерва оценивается в 40 МВт для зимнего максимума нагрузок.

Величина резерва мощности по ПС 220 кВ Химическая на рассматриваемый период оценивается в 110 МВт. В настоящее время действуют договоры на технологическое присоединение ЗАО «Металлокомплект-М» (45,9 МВт) и ЗАО «Тульский цементный завод» (49,5 МВт).

Энергорайон Бегичево и Люторичи

Токовая нагрузка автотрансформаторов ПС 220 кВ Бегичево и ПС 220 кВ Люторичи в нормальной схеме составляет 26% и 34% от номинального значения соответственно. С учетом нормативных возмущений в нормальной схеме суммарная величина резерва мощности по энергорайону оценивается в размере 70 МВт.

Щекинский энергорайон

Токовая нагрузка АТ 1,2 ПС 220 кВ Яснополянская в нормальной схеме составляет 36,6% и 9% от номинального значения соответственно. С учетом нормативных возмущений в нормальной схеме суммарная величина резерва по энергорайону оценивается в размере 50 МВт.

Ефремовский энергорайон

Токовая нагрузка АТ на ПС 220 кВ Звезда составляет 21% от номинального значения. Ввиду того, что на ПС 220 кВ Звезда установлен один АТ 220/110 кВ, а также при наличии единственной питающей ЛЭП 220 кВ, резервы мощности данного центра питания в существенной мере зависят от пропускной способности прилегающей сети 110 кВ, а также уровня генерации на Ефремовской ТЭЦ.

С учётом действующих заявок на технологическое присоединение резервы мощности по Ефремовскому энергорайону на рассматриваемый период составляют 0 МВт для зимнего максимума нагрузок, с учётом нормативных возмущений в нормальной схеме (при наличии генерации на Ефремовской ТЭЦ величина резерва может варьироваться).

Заокский энергорайон

Центром питания данного района со стороны энергосистемы Тульской области является ПС 220 кВ Шипово. На ПС 220 кВ Шипово установлен один автотрансформатор 220/110/10 кВ. Токовая нагрузка АТ-1 ПС 220 кВ Шипово составляет 45% от номинального значения. Резерв мощности центра питания определяется пропускной способностью оборудования и ЛЭП 110 кВ в послеаварийных режимах. С учетом нормативных возмущений в нормальной и основных ремонтных схемах суммарная величина резерва ПС 220 кВ Шипово оценивается в размере 35 МВт для периодов зимних и летних максимальных нагрузок.

Основным питающим центром данного района со стороны энергосистемы Калужской области является ПС 220 кВ Протон (собственник-ФГБУ «Государственный научный центр Российской Федерации - Институт физики высоких энергий»).

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 заявками ФГБУ «Государственный научный центр Российской Федерации – Институт физики высоких энергий» (ФГБУ ГНЦ ИФВЭ).

Загрузка центров питания напряжением 110 кВ

Анализ загрузки центров питания напряжением 110 кВ показал, что в Тульской области наиболее энергодефицитными являются Ленинский, Заокский и Ясногорский районы, а также город Тула.

По данным замеров режимного дня за последние 5 лет имеется текущий дефицит трансформаторной мощности на ПС 110 кВ Рудаково (г. Тула) в размере – 1,35 МВА, ПС 110 кВ Пролетарская – 1,18 МВА и ПС 110 кВ Заокская (пос. Заокский) – 1,53 МВА.

Сведения о загрузке центров питания 110 кВ филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья», от которых осуществляется электроснабжение потребителей наиболее энергодефицитных районов Тульской области, представлены в таблице 2.20.

Таблица 2.20. Сведения о загрузке центров питания 110 кВ филиала «Тулэнерго» ПАО «МРСК Центра и Приволжья» по г. Туле, Ленинскому, Заокскому и Ясногорскому районам Тульской области, МВА

Диспетчерское наименование подстанции 110 кВ	Количество и мощность трансформаторов	Текущий объем свободной мощности на 01.01.2016 (- дефицит)	Объем свободной для ТП потребителей трансформаторной мощности с учетом присоединенных потребителей и заключенных договоров на ТП на 01.01.2016	Действующие договоры на ТП на 01.01.2016	Мощность по действующим заявкам на ТП на 01.01.2016
1	2	3	4	5	6
Ленинский район и г. Тула
ПС 110 кВ Щегловская	2Ч40	8,29	7,80	19,78	0,00
ПС 110 кВ Барсуки	2Ч25	12,83	7,99	19,00	0,15
ПС 110 кВ Подземгаз	2Ч16	5,27	4,23	5,52	2,97
ПС 110 кВ Рудаково	2Ч25	-1,35	-4,07	13,38	0,54
ПС 110 кВ Перекоп	1Ч60; 1Ч63	20,21	17,33	16,01	0,24
ПС 110 кВ Криволучье	2Ч16	3,05	-1,00	11,50	0,84
ПС 110 кВ Медвенка	2Ч16	1,97	-2,27	40,77	0,69
ПС 110 кВ Кировская	2Ч40	22,04	22,04	4,04	0,40
ПС 110 кВ Мясново	3Ч25	22,01	16,82	52,72	1,92
ПС 110 кВ Пролетарская	2Ч25	-1,18	-1,18	4,58	0,39
ПС 110 кВ Рождественская	2Ч16	10,75	9,40	20,98	0,00
ПС 110 кВ Южная	3Ч25	25,23	22,13	48,51	1,24
ПС 110 кВ Центральная	2Ч25	2,94	-4,17	4,70	0,00
ПС 110 кВ Привокзальная	2Ч40	8,29	5,92	4,92	0,24
ПС 110 кВ Алешня	2Ч16	11,87	9,16	15,31	0,00
ПС 110 кВ Рассвет	2Ч16	8,09	3,40	25,02	0,00
ПС 110 кВ Глушанки	1Ч16; 1Ч10	3,62	3,62	3,34	1,70
ПС 110 кВ Тулица	2Ч25	12,93	11,37	2,97	0,34
ПС 110 кВ Обидимо	1Ч16; 1Ч7,5	0,41	-0,73	9,33	0,00
ПС 110 кВ Мелиоративная	1Ч10	3,02	2,42	3,16	0,00
ПС 110 кВ Ратово	2Ч10	8,89	8,82	7,54	0,00
ПС 110 кВ Стечкин	2Ч40	37,37	32,16	49,87	7,50
Заокский район
ПС 110 кВ Заокская	2Ч16	-1,53	-23,73	70,20	0,00
ПС 110 кВ Яковлево	2Ч10	6,01	-0,58	21,16	0,00
Ясногорский район
ПС 110 кВ Ясногорск	2Ч63	29,77	11,17	75,14	1,04

2.9.         Анализ уровней напряжения и состояние степени компенсации реактивной мощности в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше Тульской области

В схеме и программе выполнен анализ баланса реактивной мощности в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше Тульской области на период до 2021 года.

Режимы работы энергосистемы Тульской области на этапе 2017-2021 годов в соответствии с базовым прогнозом потребления электроэнергии и мощности в периоды зимних и летних максимальных нагрузок характеризуются потреблением реактивной мощности из соседних энергосистем.

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 2017-2021 годов в соответствии с базовым и региональным прогнозами потребления электроэнергии и мощности.

2.10.         Оценка существующих уровней токов короткого замыкания на шинах 110 кВ и выше объектов энергосистемы Тульской области

На этапе 2017 года с учетом ввода нового генерирующего оборудования на электростанциях Тульской области, в максимальном режиме работы энергосистемы Тульской области и смежных энергосистем выявлено несоответствие отключающей способности выключателей, установленных на объектах 110-220 кВ, расчетным токам короткого замыкания.

Во избежание повреждения электрооборудования на этапе 2017 года требуется замена:

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

на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Северная двух 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».

2.11.         Анализ развития генерирующих мощностей и режимов работы электростанций энергосистемы Тульской области за 20112015 годы

Существующая установленная электрическая и тепловая мощность электростанций энергосистемы Тульской области по состоянию на 31.12.2015 представлены в таблице 2.21.

Таблица 2.21. Установленные мощности электростанций энергосистемы Тульской области по состоянию на 31.12.2015

Электростанция, установленная мощность (электрическая, МВт / тепловая, Гкал/ч)	Тип генератора	Тип турбины	Установленная мощность, МВт	Станци-онный номер
Электростанция АО «Интер РАО - Электрогенерация»
Черепетская ГРЭС 1735/0	ТП240-1	К-140-160	3х140	1-3
	ТВВ-320-2	К-300240	300	5
	ТВВ-320-2	К-300240	300	6
	ТВВ-320-2	К-265240	265	7
	ТЗФП-220-2УЗ	К225-12,8-4р	225	8
		К225-12,8-4р	225	9
ООО «Щекинская ГРЭС»
Щекинская ГРЭС 400/0	ТВВ-220-2Е	К200-130	200	11
	ТВВ-220-2Е	К200-130	200	12
ПАО «Квадра»
Алексинская ТЭЦ 62/150	Т-12-2У3	ПР-12-90/15	12	2
	ТВФ-63-2У	Т-50-90/1,5	50	3
Ефремовская ТЭЦ 160/520	ТВС-30	ПР25-90/10	25	4
		ПР25-90/10	25	5
	ТВФ-63-2	ПТ-60-90/13	60	6
	ТВФ-63-2	Р-50-130/13	50	7
Новомосковская ГРЭС 323,65/412,4	ТВ-100-2Ф	Т-90-90/2,5	90	1
	Т2-50-2	Р-14-90/31	14	4
	Р-32-90/13	Р-32-90/13	32	7
	9А5	PG9171E	131,75	8
	SGen5-100A-2P	SST РАС 600	55,9	9
Первомайская ТЭЦ ОАО «Щекиноазот»
Первомайская ТЭЦ филиала ОАО «Щекиноазот» 105/674	ТВ-2-30-2	Р-15-90/31	15	2
	ТВ-2-30-2	П-25-29/13	2x25	1,3
	ТВC 30	Р-15-90/31	15	4
	ТВC 30	ПР-25-90/10	25	5
Электростанции промышленных предприятий
ТЭЦ Ефремовского филиала ОАО «Щекиноазот» 6/0	Т-6-2У3	П-6-35/5М	6	1
ТЭЦ ПАО «Тулачермет» 101,5/492		ПТ25-90/10	25	2
	Т-6-2У3	Р-6-35/10	6	3
	Т-12-2	Р-12-90/31	10,5	4
	ТВФ-60-2	ПТ-60-90/13	60	5
ТЭЦ ПАО «Косогорский металлургический завод» 24/307	Т-12-2	ПТ-12-35/10	2x12	1,2