Постановление Правительства Тульской области от 29.04.2015 № 207

* Данные мероприятия являются альтернативными, то есть выполнение одного из них является достаточным для ликвидации перегрузок; (*) относится к каждому из мероприятий, перечисленных в подпункте.

** Год реализации определяется на основании расчётов электрических режимов и имеет рекомендательный характер.

*** Окончательное решение об определении организации, ответственной за реализацию мероприятия, уточняется при выборе варианта развития каждого энергорайона энергосистемы Тульской области.

3.7.         Сводные данные по развитию электрических сетей напряжением 220 кВ и ниже на период до 2020 года

С учетом сформированных перечней реализуемых и перспективных проектов по развитию энергосистемы Тульской области на период до 2020 года (таблицы 3.14, 3.15), а также данных территориальных сетевых организаций о развитии электрических сетей напряжением ниже 110 кВ в приложении № 5 представлены сводные данные по реализуемым вводам электросетевых объектов, а также перспективным вводам для базового и регионального прогнозов потребления электроэнергии и мощности и одного из возможных альтернативных вариантов развития каждого энергорайона энергосистемы Тульской области.

Результаты расчетов электрических режимов на 20162020 годы для каждого из сценариев развития региональной электроэнергетики показали, что перенос сроков ввода электросетевых объектов напряжением 220 кВ, относительно сроков, рекомендованных в схеме и программе развития ЕЭС России на 20142020 годы для ликвидации «узких мест» в Тульской энергосистеме, нецелесообразен.

3.8.         Расчеты токов короткого замыкания в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше Тульской области на период до 2020 года

На этапе 2016 года с учетом ввода нового генерирующего оборудования на электростанциях Тульской области выявлено несоответствие отключающей способности выключателей, установленных на объектах 110-220 кВ, расчетным токам короткого замыкания. Во избежание повреждения электрооборудования требуется замена:

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

на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Бегичево 2 выключателей на выключатели с отключающей способностью не менее 20 кА;

на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Тула 5 выключателей на выключатели с отключающей способностью не менее 31,5 кА;

на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Северная 2 выключателей на выключатели с отключающей способностью не менее 31,5 кА.

Строительство ПС 220 кВ Новая Тула с заходами от ВЛ 110 кВ Тула – Мясново №1 с отпайками и ВЛ 110 кВ Тула – Мясново № 2 с отпайкой на ПС 110 кВ Южная приводит к увеличению значений токов короткого замыкания в сети 110 кВ в Тульской энергосистеме, при этом на ближайших подстанциях к сооружаемой ПС 220 кВ Новая Тула значения токов короткого замыкания не превышают отключающей способности существующих выключателей.

В соответствии со сценарием развития региональной энергетики, соответствующим региональному прогнозу потребления электроэнергии и мощности, на этапе 2018 года, с учетом реконструкции ПС 220 кВ Новая Тула с переводом на напряжение 500 кВ и сооружением заходов от ВЛ 500 кВ Смоленская АЭС – Михайловская, на ПС 220 кВ Тула требуется замена 7 выключателей 220 кВ на выключатели с отключающей способностью не менее 40 кА, на ПС 500 кВ Новая Тула в РУ 500 кВ требуется установка выключателей с отключающей способностью не менее 31,5 кА.

В соответствии со сценарием развития региональной энергетики, соответствующим базовому прогнозу потребления электроэнергии и мощности, на этапе 2019 года на сооружаемой ПС 220 кВ Ненашево и на этапе 2020 года на сооружаемой 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 220 кВ Новая Тула – 31,5 кА;

РУ 220 кВ ПС 220 кВ Новая Тула – 31,5 кА.

В соответствии со сценарием развития электроэнергетики Тульской области, соответствующем региональному прогнозу потребления электроэнергии и мощности, на этапе 2016 года 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 220 кВ Новая Тула – 31,5 кА;

РУ 220 кВ ПС 220 кВ Новая Тула – 40 кА.

3.9.         Анализ баланса реактивной мощности в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше Тульской области на период до 2020 года

Режимы работы Тульской энергосистемы на этапе 2016–2020 годов в соответствии с базовым прогнозом потребления электроэнергии и мощности в периоды зимних и летних максимальных нагрузок характеризуются выдачей реактивной мощности в соседние энергосистемы.

На этапе 2016–2017 годов в режиме зимних максимальных нагрузок в соответствии с региональным прогнозом потребления электроэнергии и мощности наблюдается выдача реактивной мощности из Тульской энергосистемы в соседние энергосистемы. На этапе 2016–2017 годов в режиме летних максимальных нагрузок и на этапе 2018–2020 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 2020 года в режиме летних максимальных нагрузок и составляет 275,4 Мвар. При этом загрузка генерирующего оборудования Тульской энергосистемы по реактивной мощности составляет 462 Мвар при максимально возможной загрузке станций 587 Мвар.

Необходимо отметить, что уровни напряжения на шинах ПС 110 кВ и выше в Тульской энергосистеме во всех рассмотренных, в том числе и наиболее тяжелых послеаварийных режимах, находятся в диапазоне допустимых значений за исключением случаев, когда снижаются напряжения на шинах 110 кВ энергообъектов Ефремовского энергорайона. Выход параметров режима в Ефремовском энергорайоне из области допустимых значений требует комплексного решения и не может быть решен за счет применения СКРМ.

Таким образом, расчет баланса реактивной мощности показал, что применение СКРМ в Тульской энергосистеме нецелесообразно на перспективном этапе 2016–2020 годов в соответствии с базовым и региональным прогнозами потребления электроэнергии и мощности.

3.10.    Развитие источников генерации Тульской области на 2015–2020 годы

На период с 2015 года по 2020 год планируются следующие изменения установленной мощности в Тульской энергосистеме (таблица 2.23), учтенные при определении сценариев развития энергосистемы Тульской области, соответствующих базовому и региональному прогнозам потребления электроэнергии и мощности:

демонтаж в 2015 году трех пылеугольных блоков по 140 МВт на Черепетской ГРЭС;

демонтаж в 2016 году двух пылеугольных блоков по 300 МВт на Черепетской ГРЭС;

демонтаж в 2015 году блоков ст. №№ 1,4,7 суммарной мощностью 136 МВт на Новомосковской ГРЭС;

демонтаж в 2015 году блоков ст. №№ 2,3 суммарной мощностью 62 МВт на Алексинской ТЭЦ;

демонтаж в 2016 году блоков ст. №№ 4,5,6,7 суммарной мощностью 160 МВт на Ефремовской ТЭЦ;

ввод в работу в 2015 году блока ст. № 9 мощностью 225 МВт на Черепетской ГРЭС, состав оборудования которого аналогичен энергоблоку ст. № 8, введенному в 2014 году, в составе турбины К-225-12,8-4Р и котла Еп-630-13,8-565/570 КТ номинальной паропроизводительностью 630 т/ч;

ввод в работу в 2015 году парогазовой установки на Алексинской ТЭЦ мощностью 128,5 МВт, состоящей из двух газотурбинных установок мощностью по 45 МВт и одной паротурбинной установки мощностью 38,5 МВт.

3.10.1.                    Оценка балансовой ситуации и наличия «узких мест», связанных с возможным остановом генерирующего оборудования с длительным сроком эксплуатации

В 2014 году в соответствии со статьей 21 Федерального закона от 27.07.2010 № 190-ФЗ «О теплоснабжении» и пунктом 16 Правил вывода в ремонт и из эксплуатации источников тепловой энергии и тепловых сетей, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 06.09.2012 № 889, ОАО «Квадра», как владелец источников тепловой энергии и тепловых сетей, планирующий вывод их из эксплуатации, направило уведомления в адрес органов местного самоуправления Тульской области в целях согласования вывода данных источников из эксплуатации, в том числе:

а)                в администрацию муниципального образования Ефремовский район о согласовании вывода из эксплуатации с 01.06.2015 или с учетом права на приостановку вывода из эксплуатации не более чем на три года (до 01.06.2018) следующего оборудования производственного подразделения «Ефремовская ТЭЦ» филиала ОАО «Квадра» - «Центральная генерация»:

паровые турбины:

ст. № 4 тип ПР-25-90/10;

ст. № 5 тип ПР-25-90/10;

ст. № 6 тип ПТ-60-90/13;

ст. № 7 тип Р-50-130/13;

энергетические котлы:

ст. №№ 8, 9, 10, 11, 12 тип БКЗ-160-100;

ст. №№ 13, 14 тип БКЗ-320-140;

энергетические котлы производственно-отопительной котельной г. Ефремов:

ст. №№ 1,2 тип ГМ-50-14;

ст. № 3 тип ДКВР-2013.

По мнению генерирующей компании, необходимость вывода из эксплуатации энергетического оборудования производственного подразделения «Ефремовская ТЭЦ» обусловлена неэффективностью его работы.

В связи с выводом из эксплуатации указанного оборудования и отсутствием резерва возникает дефицит тепловой энергии для следующих крупных потребителей г. Ефремов и Ефремовского района:

ООО «Зернопродукт»;

ОАО «Ефремовский завод синтетического каучука»;

ООО «Каргилл»;

ООО «ВИЛКОМИКС РУС»;

ООО «Кубаньмасло – Ефремовский маслозавод»;

ООО «Региональные тепловые сети»;

ООО «Прораб»;

ООО «РСП-М»;

ООО «Стройсервис»;

ООО «Нива»;

Алферьева И.В.;

ООО «Кинг Лион Тула»;

МУП «АгроЖилСервис».

Администрацией муниципального образования Ефремовский район вывод данного оборудования не согласован в связи с наличием угрозы возникновения дефицита тепловой энергии для потребителей.

Приказом Минэнерго России от 22.10.2013 № 839 заявленный ОАО «Квадра» вывод из эксплуатации с 1 апреля 2014 года турбоагрегатов № 4, 5, 6 и 7 Ефремовской ТЭЦ ОАО «Квадра» был приостановлен на два года (до 01.06.2016), в том числе:

турбоагрегатов № 4, 5 и 7 по условиям угрозы возникновения дефицита теплоснабжения потребителей;

турбоагрегата № 6 по результатам анализа схемно-режимной ситуации.

Выполненные ОАО «СО ЕЭС» расчеты электроэнергетических режимов на перспективный период показали, что вывод из эксплуатации турбоагрегата № 6 Ефремовской ТЭЦ возможен при условии ввода в работу третьей связи 110 кВ от ПС 220 кВ Бегичево до ПС 220 кВ Звезда.

Оценка балансовой ситуации, а также расчеты электрических режимов в энергосистеме Тульской области на период 2016–2020 годов выявили проблемы, возникающие в Ефремовском энергорайоне при выводе из эксплуатации всего генерирующего оборудования Ефремовской ТЭЦ, включая наличие факта снижения напряжения в нормальной схеме сети на шинах 110 кВ энергообъектов Ефремовского энергорайона ниже аварийно допустимого значения и перегрузок ВЛ 110 кВ Волово – Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк.

Выводы:

1.                На основе анализа схемно-режимной ситуации вывод из эксплуатации генерирующего оборудования Ефремовской ТЭЦ невозможен до выполнения одного из компенсирующих мероприятий, разработанных и представленных в данной работе (подраздел «Ефремовский энергорайон» раздела 3.5.1, таблица 3.14).

2.                В связи с наличием угрозы возникновения дефицита теплоснабжения потребителей вывод из эксплуатации источников тепловой энергии Ефремовской ТЭЦ невозможен до ввода в работу замещающих источников тепловой энергии в г. Ефремов и Ефремовском районе.

б) в администрацию муниципального образования Щекинский район и муниципального образования город Советск Щекинского района о согласовании вывода из эксплуатации с 01.01.2016 или с учетом права на приостановку вывода из эксплуатации не более чем на три года (до 01.01.2019) следующего оборудования ООО «Щекинская ГРЭС»:

паровые турбины ст. № 11,12 тип К-200-130-1;

энергетические котлы:

ст. № 14,15 тип 67-3-СП;

ст. № 16,17 тип ПК-33-1.

По мнению генерирующей компании, необходимость вывода из эксплуатации энергетического оборудования Щекинской ГРЭС обусловлена неэффективностью его работы.

В связи с выводом из эксплуатации указанного оборудования и отсутствием резерва возникает дефицит тепловой энергии для следующих крупных потребителей г. Советска Щекинского района:

ООО «ЭсСиЭй Хайджин Продактс Раша»;

ОАО «Щекинский завод котельно-вспомогательного оборудования и трубопроводов»;

ОАО «МРСК Центра и Приволжья»;

ООО «Нимфа».

Администрацией муниципального образования город Советск Щекинского района вывод данного оборудования согласован с 01.01.2019.

В рамках базового прогноза потребления электрической энергии и мощности в режимах с отсутствием генерации на Щекинской ГРЭС на этапе 2016 года в ремонтных схемах возникают многочисленные перегрузки, в том числе ВЛ 220 кВ Новомосковская ГРЭС – Химическая и ВЛ 220 кВ Северная – Химическая. На период до 2020 года перегрузки данных ВЛ 220 кВ усугубляются.

Таким образом, необходимо наличие постоянной генерации в энергоузле не менее 200 МВт на этапе 2016 года в режиме летних максимальных нагрузок.

В рамках регионального прогноза потребления электрической энергии и мощности в режимах с отсутствием генерации на Щекинской ГРЭС ситуация с перегрузками усугубляется.

Необходимая мощность Щекинской ГРЭС на этапе 2020 года без сооружения ПС 500 кВ Новая Тула должна составлять не менее 650 МВт. При этом должна быть разработана схема выдача мощности Щекинской ГРЭС.

С учетом сооружения РУ 500 кВ на ПС 220 кВ Новая Тула необходимый объем генерации на Щекинской ГРЭС составляет 400 МВт на этапе 2020 года в режиме зимних максимальных нагрузок, то есть существующего объема генерации (2 блока по 200 МВт) достаточно.

в) в администрацию муниципального образования город Новомосковск о согласовании вывода из эксплуатации с 01.06.2015 или с учетом права на приостановку вывода из эксплуатации не более чем на три года (до 01.06.2018) следующего оборудования производственного подразделения «Новомосковская ГРЭС» филиала ОАО «Квадра» - «Центральная генерация»:

паровые турбины:

ст. №1 тип Т-90-90/2,5;

ст. №4 тип Р-14-90/30;

ст. №7 тип Р-32-90/13;

энергетические котлы:

ст. №№ 2, 3, 4, 5 тип Шихау-230;

ст. №№ 13, 14, 15 тип БКЗ-220-100;

ст. №№1, 2 (водогрейный) тип КВ-ГМ-30-150С (ПТВМ-30М).

По мнению генерирующей компании, необходимость вывода из эксплуатации энергетического оборудования производственного подразделения «Новомосковская ГРЭС» обусловлена неэффективностью его работы.

В связи с выводом из эксплуатации указанного оборудования и отсутствием резерва возникает дефицит тепловой энергии для следующих крупных потребителей г. Новомосковска:

ОАО «НАК «Азот»;

ООО «Проктер энд Гэмбл – Новомосковск»;

ООО «Аэрозоль – Новомосковск»;

ОАО «Поликонт»;

ООО «Стройполимер»;

ООО «Оргсинтез»;

ООО «Новомосковская тепловая компания»;

ЗАО «ГОТЭК–Центр» и др.

Администрацией муниципального образования город Новомосковск вывод данного оборудования не согласован в связи с наличием угрозы возникновения дефицита тепловой энергии для потребителей.

Таким образом, вывод из эксплуатации указанных источников тепловой энергии Новомосковской ГРЭС невозможен до ввода в работу замещающих источников тепловой энергии в городе Новомосковске.

г) в администрацию муниципального образования Алексинский район о согласовании вывода из эксплуатации с 01.06.2015 или с учетом права на приостановку вывода из эксплуатации не более чем на три года (до 01.06.2018) следующего оборудования производственного подразделения «Алексинская ТЭЦ» филиала ОАО «Квадра» – «Центральная генерация»:

паровые турбины:

ст. №2 тип ПР-12-90/7;

ст. №3 тип Т-50-90/2;

энергетические котлы:

ст. №№ 3, 4, 5 тип ТП-230-1;

ст. №6 тип БКЗ-220-100.

По мнению генерирующей компании, необходимость вывода из эксплуатации энергетического оборудования производственного подразделения «Алексинская ТЭЦ» обусловлена неэффективностью его работы.

В связи с выводом из эксплуатации указанного оборудования и отсутствием резерва возникает дефицит тепловой энергии для следующих крупных потребителей г. Алексина:

ФКП «Алексинский химический комбинат»;

ЗАО «Алексинская БКФ»;

ЗАО «Тяжпромарматура».

Администрацией муниципального образования Алексинский район вывод данного оборудования согласован с 01.06.2018.

3.10.2.                    Предложения по вводу новых генерирующих мощностей

В качестве одного из мероприятий по ликвидации токовой перегрузки ВЛ 110 кВ Волово – Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк, возникающей в нормальной схеме на этапах 20162020 годов, предлагается ввод новой генерирующей мощности в узле Ефремовской ТЭЦ в объеме не менее 50 МВт.

Ввод генерации в данном узле позволит поддерживать уровни напряжения на шинах энергообъектов Ефремовского района в диапазоне допустимых значений, ликвидирует перегрузки ВЛ 110 кВ Волово – Бегичево с отпайкой на ПС Богородицк в нормальной схеме и обеспечит надежное электроснабжение потребителей.

3.10.3.                    Предложения по переводу на парогазовый цикл с увеличением мощности действующих КЭС и ТЭЦ и производства на них электроэнергии и тепла с высокой эффективностью топливоиспользования

В связи со снижением цен на оптовом рынке электрической энергии и мощности, при росте цен на газ работа ряда электростанций филиала ОАО «Квадра» - «Центральная генерация», находящихся в Тульской области, становится экономически нерентабельной.

Одним из этапов решения проблемы является развитие генерирующих мощностей, для чего в 2015 году планируется ввод в эксплуатацию парогазовой установки ПГУ-115 на Алексинской ТЭЦ.

Проект предусматривает строительство на Алексинской ТЭЦ ПГУ с двумя газотурбинными установками SGT-800 фирмы Siemens мощностью 45 МВт, паровой турбогенераторной установкой SST-400 фирмы Siemens мощностью 38,5 МВт, 2 котлами-утилизаторами ПК-83 ОАО «Подольский машиностроительный завод», 3 дожимными компрессорными станции и блоком очистки газа фирмы Eltacon. Строительство ПГУ-115 с установкой теплофикационного парогазового блока предусматривается с целью увеличения выработки электроэнергии по теплофикационному циклу на основе внедрения высокоэффективной парогазовой технологии, повышения конкурентоспособности продукции ТЭЦ в условиях рыночной экономики. В результате реализации проекта планируется рост отпуска электроэнергии более чем в 4 раза (со 155,886 млн. кВт.ч в 2014 году до 712,2 млн. кВт.ч к 2020 году). При этом удельные расходы условного топлива на отпуск электроэнергии на новом энергоблоке уменьшатся в 2 раза по сравнению с работающим оборудованием.

3.11.    Прогноз потребления тепловой энергии на 20162020 годы с выделением крупных потребителей

Прогноз потребления тепловой энергии по Тульской области на период до 2020 года приведен в таблице 3.16.

Таблица 3.16. Прогноз производства, потребления тепловой энергии по Тульской энергосистеме на 20162020 годы

Наименование источника тепловой энергии	2016	2017	2018	2019	2020
	тыс. Гкал
1. Филиал ОАО «Квадра» – «Центральная генерация» выработка, всего, в т.ч.:	2666,6	2666,6	2666,6	2666,6	2666,6
Ефремовская ТЭЦ	1273,0*	1273,0*	1273,0*	1273,0*	1273,0*
Алексинская ТЭЦ существующая часть	172,5*	172,5*	172,5*	172,5*	172,5*
Алексинская ТЭЦ ПГУ-115	317,1	317,1	317,1	317,1	317,1
Новомосковская ГРЭС существующая часть	476,5*	476,5*	476,5*	476,5*	476,5*
Новомосковская ГРЭС ПГУ-190	391,9	391,9	391,9	391,9	391,9
Котельные производственные	35,6	35,6	35,6	35,6	35,6
2. ООО «Щекинская ГРЭС» выработка, всего, в т.ч.:	167,9	167,9	167,9	167,9	167,9
Потребление ТЭ на собственные нужды	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8
Отпуск «Промышленное производство» (в т.ч. фабрика SCA)	52,8	52,8	52,8	52,8	52,8
Отпуск «ЖКХ»	45,7	45,7	45,7	45,7	45,7
Отпуск «Прочие потребители, потери»	67,6	67,6	67,6	67,6	67,6
3. Филиал «Черепетская ГРЭС им. Д.Г. Жимерина» ОАО «Интер РАО – Электрогенерация» выработка, всего, в т.ч.:	160,7	160,7	160,7	160,7	160,7
Отпуск ОАО «Энергия – 1»	150,9	150,9	150,9	150,9	150,9
Отпуск «Промышленные потребители, в т.ч. собственное потребление»	9,8	9,8	9,8	9,8	9,8
4. ТЭЦ-ПВС ОАО «Тулачермет» выработка, всего, в т.ч.:	935,6	945,8	933,7	933,7	933,7
Цеха ОАО «Тулачермет» (потребление)	346,5	363,9	356,2	356,2	356,2
Отпуск ЗАО «ТТС» (население)	339,7	340,1	340,1	340,1	340,1
Отпуск «Промышленные потребители, потери»	249,4	241,8	237,5	237,5	237,5
5. ТЭЦ-ПВС ПАО «Косогорский металлургический завод» выработка, всего, в т.ч.:	1426,7	1426,7	1426,7	1426,7	1426,7
Производственные нужды ПАО «Косогорский металлургический завод» (потребление)	1146,7	1146,7	1146,7	1146,7	1146,7
Отпуск «Население»	120,0	120,0	120,0	120,0	120,0
Отпуск «Прочие потребители, потери»	160,0	160,0	160,0	160,0	160,0
6. Электростанции ОАО «Щекиноазот» выработка ТЭ, всего, в т.ч.:	1627,1	1627,1	1627,1	1627,1	1627,1
Производственные нужды ОАО «Щекиноазот» (потребление)	1417,8	1417,8	1417,8	1417,8	1417,8
Отпуск «Население»	161,9	161,9	161,9	161,9	161,9
Отпуск «Прочие потребители, потери»	47,4	47,4	47,4	47,4	47,4
7. Котельные	8500,0	8550,0	8600,0	8600,0	8600,0
Всего объем производства (потребления) тепловой энергии по Тульской области	15484,6	15544,8	15582,7	15582,7	15582,7

* Указан выпадающий объем производства тепловой энергии в связи с возможным выводом ОАО «Квадра» источников тепловой энергии из эксплуатации.

Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в Тульской области и прогноз их теплопотребления представлен в таблице 3.17.

Таблица 3.17. Прогноз потребления тепловой энергии крупными потребителями в Тульской области на 20162020 годы

Наименование потребителя тепловой энергии	Объем потребления тепловой энергии, тыс. Гкал
	2016	2017	2018	2019	2020
ОАО «НАК «Азот»	2 023,0	1 992,0	2 000,0	1 844,0	1 890,0
ОАО «Щекиноазот»	1 417,8	1 417,8	1 417,8	1 417,8	1 417,8
ПАО «Косогорский металлургический завод»	1 146,7	1 146,7	1 146,7	1 146,7	1 146,7
ООО «Каргилл»	581,0	600,0	650,0	650,0	700,0
ОАО «Ефремовский завод синтетического каучука»	428,0	428,0	300,0	300,0	300,0
ОАО «Тулачермет»	346,5	363,9	356,2	356,2	356,2
ОАО «Тульский патронный завод»	225,0	225,0	225,0	225,0	225,0
Филиал ОАО «Пивоваренная компания «Балтика» – «Балтика-Тула»	214,3	212,2	210,1	208,0	205,9
ОАО «ЕВРАЗ Ванадий Тула»	100,4	102,1	103,4	105,5	106,9
ОАО АК «Туламашзавод»	80,0	80,0	80,0	80,0	80,0
ЗАО «Алексинская бумажно-картонная фабрика»	135,0	135,0	135,0	135,0	135,0
ЗАО «Тяжпромарматура»	55,5	55,5	55,5	55,5	55,5
ОАО «Конструкторское бюро приборостроения»	55,2	59,0	64,0	64,0	64,0
ОАО «Полема»	26,0	26,0	26,0	26,0	26,0

3.12.    Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе на период до 2020 года

Основным видом топлива, потребляемым объектами по выработке электрической и тепловой энергии, является природный газ. Потребности электростанций и котельных генерирующих компаний Тульской области в топливе на 20162020 годы указаны в таблице 3.18.

Таблица 3.18. Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе, (тут)

Наименование	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.
1. Природный газ, всего, в том числе:	1 857 359	1 857 359	1 857 359	1 857 359	1 857 359
ТЭЦ-ПВС ОАО «Тулачермет»	255 859	255 859	255 859	255 859	255 859
ТЭЦ-ПВС ПАО «Косогорский металлургический завод»	129 000	129 000	129 000	129 000	129 000
Первомайская ТЭЦ ОАО «Щекиноазот»	446 000	446 000	446 000	446 000	446 000
ТЭЦ Ефремовского филиала ОАО «Щекиноазот»	3 500	3 500	3 500	3 500	3 500
ООО «Щекинская ГРЭС»	103 674	103 674	103 674	103 674	103 674
Филиал ОАО «Квадра» – «Центральная генерация»	1 023 000	1 023 000	1 023 000	1 023 000	1 023 000
2. Доменный газ всего, в том числе:	389 000	389 000	389 000	389 000	389 000
ТЭЦ-ПВС ОАО «Тулачермет»	288 000	288 000	288 000	288 000	288 000
ТЭЦ-ПВС ПАО «Косогорский металлургический завод»	101 000	101 000	101 000	101 000	101 000
3. Уголь всего, в том числе:	858 761	875 490	880 732	880 732	880 732
Филиал «Черепетская ГРЭС им. Д.Г. Жимерина» ОАО «Интер РАО – Электрогенерация»	858 761	875 490	880 732	880 732	880 732
ООО «Щекинская ГРЭС»	1	1	1	1	1
4. Мазут всего, в том числе:	22 672	22 672	22 672	22 672	22 672
Филиал «Черепетская ГРЭС им. Д.Г. Жимерина» ОАО «Интер РАО – Электрогенерация»	22 672	22 672	22 672	22 672	22 672
ООО «Щекинская ГРЭС»	6	6	6	6	6