CC BY
204
The principles of formation of regional electric power are considered, the solutions, directed on increase of efficiency of a power complex of subjects of Russia and the questions connected with calculation and the analysis of modes of regional electrical power system for the purpose of the forecast of electricity consumption and power of the Integrated power grid of Russia are also offered.
Key words: regional power industry, Integrated power grid, coordination of development, modernization, forecasting of electric consumption, power areas.
Gryazev Mikhail Vasilyevich, doctor of technical sciences, professor, the rector, rector@,tsu. tula. ru, Russia, Tula, Tula State University
УДК 620.92
ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
ТУЛЬСКОЙ ОБЛАСТИ
В.М. Степанов
Рассмотрены приоритетные инвестиционные площадки для создания крупных индустриальных парков, приводится оценка резервов центров питания 220 кВ Тульской энергосистемы, представлен прогноз спроса на электрическую энергию и баланса мощности по разным вариантам, а также данные по развитию электрической сети.
Ключевые слова: Единая энергетическая система России, прогноз спроса, прогнозный баланс мощности, послеаварийный режим, энергорайоны, данные по развитию электрических сетей.
В Тульской области определены приоритетные инвестиционные площадки для создания крупных индустриальных парков, в том числе на основе государственно-частного партнерства:
1. Индустриальный парк «Узловая», расположенный вблизи п. Ша-ховское, с общей потребляемой мощностью 200 МВт.
2. Ленинский район, территория жилищной и бизнес-застройки в районе Калужского шоссе с общей потребляемой мощностью 100 МВт.
3. Ленинский район, вблизи д. Ямны, индустриальный парк «Новая Тула» с общей потребляемой мощностью 100 МВт.
4. Ленинский район, вблизи д. Балабаевка, индустриальный парк с общей потребляемой мощностью 150 МВт.
5. Заокский район, вблизи д. Веселево, рекреационный парк с об-
щей потребляемой мощностью 20 МВт.
6. Заокский район, муниципальное образование «Пахомовское» вблизи с. Турино, индустриально-логический парк с общей потребляемой мощностью 100 МВт.
7. Щекинский район, вблизи д. Мясновка, индустриальный парк с общей потребляемой мощностью 23 МВт.
8. Дубенский район, вблизи с. Новое Павшино, индустриальный парк с общей потребляемой мощностью 23 МВт.
9. Промышленная зона на территории Веневского района, вблизи д. Грабоново с общей потребляемой мощностью 37 МВт.
10. Ефремовский район, технопарк вблизи д. Андреевка с общей потребляемой мощностью 100 МВт.
Тульская энергосистема работает в составе объединенной энергетической системы Центра параллельно с Единой энергетической системой России. Диспетчерское управление режимами параллельной работы Тульской энергосистемы в составе ЕЭС России осуществляется филиалом ОАО «СО ЕЭС» Тульское РДУ.
Тульская энергосистема граничит с Московской, Калужской, Рязанской, Орловской, Брянской и Липецкой энергосистемами.
Основу электроэнергетики Тульской области составляют следующие энергокомпании:
- филиал «Черепетская ГРЭС имени Д. Г. Жимерина» ОАО «ИНТЕР РАО -Электрогенерация»;
- филиал ОАО «Квадра» - «Центральная генерация»;
- филиал ОАО «ФСК ЕЭС» - Приокское предприятие магистральных электрических сетей (220... 500 кВ);
- филиал «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» (0,4-6(10) .35-110 кВ);
- ОАО «Тульские городские электрические сети» (0,4.6(10) кВ);
- ОАО «Щекинская городская электросеть» (0,4.6 кВ);
- ООО «ПромЭнергоСбыт» (0,4.6(10) кВ);
- ООО «Трансэлектро» (0,4-6(10) .35 кВ);
- ЗАО «Алексинская электросетевая компания» (0,4.6(10) кВ).
Кроме этого, деятельность в сфере оказания услуг по передаче
электрической энергии осуществляют 65 организаций - владельцев объектов электросетевого хозяйства.
На территории Тульской области располагаются электростанции промышленных предприятий:
- ТЭЦ-ПВС ОАО «Тулачермет» (101,5 МВт);
- ТЭЦ-ПВС ОАО «Косогорский металлургический завод» (24 МВт);
- ТЭЦ ОАО «Щекиноазот» (105 МВт, 6 МВт).
Выработка электроэнергии электростанциями Тульской энергосистемы, включая производство электроэнергии электростанциями промышленных предприятий, в 2013 году составила 6143,688 млн кВт*ч (96,1 % от факта 2012 года), в том числе:
- электростанция ОАО «Интер РАО - Электрогенерация» -3145,902 млн кВт*ч (90,4 % от факта 2012 года);
- электростанция ОАО «Квадра» - 1964,764 млн кВт*ч (103,5 % от факта 2012 года);
- электростанции промышленных предприятий - 1033,022 млн кВт*ч. (101,7 % от факта 2012 года).
Доля выработки электроэнергии электростанций по видам собственности от общей выработки Тульской энергосистемы приведена на рис. 1.
16.8%
■ - ОАО «ИНТЕР РАО - Элекгрогенерация»
■ - ОАО «Квадра»
- Электростанции промышленных предприятий
Рис. 1. Доля выработки электроэнергии, %
Структура выработки электроэнергии электростанций Тульской энергосистемы за 2009 - 2013 годы по видам генерирующего оборудования приведена на рис. 2.
■ - Теплофикационная выработка
■ - Конденсационная выработка
Рис. 2. Структура выработки электроэнергии (млн кВт*ч)
Годовой максимум нагрузки потребителей Тульской энергосистемы за 2009-2013 годы зафиксирован 24.01.2012 и составил 1696 МВт при частоте электрического тока 50 Гц и температуре минус 23,9 0С, что на 14,030 С ниже климатической нормы. Максимальная нагрузка электростанций на час прохождения максимума составила 1696 МВт.
Максимум электропотребления Тульской энергосистемы за период
2009 - 2013 гг. отмечен в 2010 году (табл. 1) и составил 10008 млн кВт*ч.
Среднегодовой прирост электропотребления в 2010 году по отношению к 2009 году составил 5,4 %. С 2011 года началось снижение потребления электроэнергии в Тульской энергосистеме. На 2013 год электропотребление составило 9882,6 млн кВт*ч., что на 1,25 % ниже
2010 года.
Таблица 1
Баланс электрической энергии по территории Тульской энергосистемы за период 2009-2013 гг. (млн кВт*ч)
№ п/п Показатели 2009 г. 2010 г. 2011 г. 2012 г. 2013 г.
1 Выработка электроэнергии, всего, в том числе: Филиал ОАО «Квадра» -«Центральная генерация»; Черепетская ГРЭС ОАО «Интер РАО - Электрогенерация»; Электростанции промышленных предприятий; 6450,0 6991 6655 6394,3 6143,7
2646,1 2887 2172,3 1897,9 1964,8
3235,9 3549,7 3353,5 3480,2 3145,9
568,0 554,3 1129,2 1016,2 1033,0
2 Электр опотр ебление 9492,7 10008 9936 9938,7 9892,6
3 Сальдо перетоков электроэнергии «+» - прием «-» -отдача 3042,7 3017 3281 3544,4 3738,9
Экономика Тульской области имеет многоотраслевой характер и представлена предприятиями промышленности, транспорта, строительства и агропромышленным комплексом.
Основные показатели энерго- и электроэффективности Тульской области за 2009 - 2013 годы представлены в табл. 2.
Таблица 2
Основные показатели энерго- и электроэффективности Тульской области за период 2008-2012 гг.
№ п/п Показатели Ед.изм 2009 год 2010 год 2011 год 2012 год 2013 год
1 Валовой региональный продукт млрд руб 213,6 237,2 272,5 289,8* 310,6*
2 Валовой региональный продукт (в сопоставимых ценах) % 93,1 103,6 105,3 103,5* 103,4*
3 Потребление топливноэнергетических ресурсов тыс. т усл. т. 9800 10190, 3 10108, 0 10198, 8 де- кабрь 14
4 Энергоемкость валового регионального продукта кг усл.т./ тыс. руб. 45,876 42,959 37,102 35,193 де- кабрь 14
5 Общее потребление электроэнергии (по данным системного оператора) млрд кВт. ч 9493 10008 9936 9939 9883
6 Потребление электроэнергии без учета расходов на бытовые нужды млрд кВт. ч 8237 8742 8656 8593 8505
7 Электроемкость валового кВт*ч/ тыс. руб. 44,44 42,19 36,46 34,30* 31,82*
8 Численность населения (среднегодовая) млн чел. 1,5468 1,5575 1,5474 1,5385 1,5269
9 Потребление электроэнергии на душу населения кВт*ч/ чел. 6137 6426 6421 6460 май 14
10 Валовой региональный продукт на душу населения тыс. руб. 138,1 152,3 176,1 188,4 203,4
11 Численность занятых в экономике (среднегодовая) млн чел. 0,7633 0,7711 0,7708 0,7663 июнь 14
12 Электровооруженность труда в экономике кВт*ч на одного занятого в экономике 10791 11337 11230 11214 июнь 14
* предварительные данные
Основу сетевого хозяйства Тульской энергосистемы составляют:
- подстанции 220 кВ - 11 подстанций, из них 1 абонентская;
- подстанции 110кВ - 137 подстанций, из них 47 абонентских;
- воздушные линии электропередачи 500 кВ - 2 линии;
- воздушные линии электропередачи 220 кВ - 30 линий;
- воздушные линии электропередачи ПО кВ - 185 линий, из них 24 абонентских.
Общая протяженность линий электропередачи напряжением 110.220.500 кВ составляет 4358,92 км.
Общая установленная мощность электрических подстанций классом напряжения 110 кВ - 6544,7 МВА, в том числе:
- установленная мощность подстанций классом напряжения 110 кВ филиала «Тулэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» составляет 3469,1 МВА (90 подстанций);
- установленная мощность подстанций прочих собственников (абонентских) классом напряжения 110 кВ составляет 3075,6 МВА (47 подстанций).
Оценка резервов мощности центров питания 220 кВ Тульской энергосистемы
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.
Ввиду отсутствия согласованной методики расчетов резервов трансформаторной мощности центров питания оценка резервов мощности производилась прямыми расчетами с использованием аттестованного программного комплекса ЯаБй^т.
Прогноз спроса на электрическую энергию на 2015 - 2019 годы по энергосистеме Тульской области выполнен в соответствии с прогнозом потребления электроэнергии и мощности, разрабатываемым ОАО «СО ЕЭС» (далее - вариант «а»), и в соответствии с прогнозом потребления электроэнергии и мощности, предоставляемым Министерством промышленности и топливно-энергетического комплекса Тульской области (далее - вариант «Ь»).
Прогноз спроса на электрическую энергию по энергосистеме Тульской области на период 2015-2019 гг. (по варианту «а») представлен в табл.3.
Таблица 3
Прогноз спроса на электрическую энергию по энергосистеме Тульской области (по варианту «а») (млрд кВт*ч)
Показатели Факт Прогноз по годам Среднегодовой прирост за 20142019 гг., %
2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. 2019 г.
Электропотребление, млрд кВт*ч 9,882 9,882 9,842 9,895 10,036 10,201 10,352
Среднегодовые темпы прироста электропотребления, % - -0,6 0,2 0,5 1,4 1,6 1,5 0,76
Ожидаемый прирост электропотребления по территории Тульской энергосистемы (по варианту «а») в 2019 году по отношению к 2013 году составит 4,76 %. Среднегодовой прирост электропотребления на период 2014 - 2019 гг. составит 0,76 %.
Прогноз спроса на электрическую энергию по энергосистеме Тульской области на период 2015 - 2019 гг. (по варианту «Ь») представлен в табл. 4.
Таблица 4
Прогноз спроса на электрическую энергию по энергосистеме Тульской области (по варианту «Ъ») (млрд кВт*ч)
Показатели Факт Прогноз по годам Среднегодовой прирост за 20142019 гг., %
2013 г. 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. 2019 г.
Электропотребление, млрд кВт*ч 9,882 10,231 11,229 14,011 15,404 16,324 17,285
Среднегодовые темпы прироста электропотребления, % - 3,5 9,75 24,8 9,9 5,97 5,9 9,97
Ожидаемый прирост электропотребления по территории Тульской энергосистемы (по варианту «Ь») в 2019 году по отношению к 2013 году составит 74,9 %. Среднегодовой прирост электропотребления на период 2014 - 2019 гг. составит 9,97 %.
Структура электропотребления Тульской области в 2015 - 2019 годах по варианту «а» прогнозного баланса представлена в табл. 5.
Таблица 5
Структура электропотребления Тульской области в 2015 - 2019 гг. по варианту «а» прогнозного баланса
Г руппа потребителей Потребление, млн кВт*ч
2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. 2019 г.
Промышленное производство 5329,1 5358,3 5476,4 5616,9 5741,3
Производственные сельскохозяйственные потребители и лесное хозяйство 191,46 193,45 195,43 197,42 198,41
Транспорт и связь 185,21 186,12 187,13 189,1 190,07
Строительство 59,57 60,57 60,57 60,58 61,56
Жилищно-коммунальное хозяйство 438,58 439,95 441,43 444,11 445,7
Население 1415,1 1424,5 1434,02 1443,62 1454,18
Бюджетные потребители 305,08 305,85 307,64 309,42 311,3
Прочие виды экономической деятельности 959,26 965,16 969,56 974,74 981,06
Потери электрической энергии в распределительных сетях 840,31 840,93 841,82 841,71 843,51
Потери в сетях ЕНЭС 118,377 120,153 121,955 123,419 124,900
ИТОГО 9842,0 9895,0 10036,0 10201,0 10352,0
В соответствии с проектом схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2014 - 2020 гг. в Тульской энергосистеме планируются следующие изменения установленной мощности.
По филиалу «Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина» ОАО «ИНТЕР РАО - Электрогенерация»:
- ввод энергоблоков № 8,9 третьей очереди мощностью по 225 МВт в 2014 году;
- вывод энергоблоков № 1, 2, 3 первой очереди мощностью по 140 МВт в 2015 году.
По филиалу ОАО «Квадра» - «Центральная генерация»:
- ввод в эксплуатацию ПГУ-115 установленной мощностью 115 МВт на Алексинской ТЭЦ в 2014 году;
- вывода из эксплуатации генерирующих мощностей не предусмотрено.
Вместе с тем, по данным генерирующих компаний в 2014 - 2019 гг. планируются следующие изменения установленной мощности.
По филиалу «Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина» ОАО «ИНТЕР РАО - Электрогенерация»:
- ввод энергоблоков № 8,9 третьей очереди мощностью по 225 МВт в 2014 году;
- вывод энергоблоков № 1, 2, 3 первой очереди мощностью по 140 МВт в2015 году;
- вывод энергоблоков № 5, 6 второй очереди мощностью по 300 МВт в 2016 году.
По филиалу ОАО «Квадра» - «Центральная генерация»:
- ввод в эксплуатацию ПГУ-115 установленной мощностью 115 МВт на Алексинской ТЭЦ в 2015 году;
- вывод из эксплуатации турбоагрегатов № 4 мощностью 40 МВт на Алексинской ТЭЦ в 2015 году.
Прогнозный баланс мощности Тульской энергосистемы на период 2014-2019 гг. (по варианту «а») представлен в табл. 6.
Таблица 6
Прогнозный баланс мощности Тульской энергосистемы по варианту «а» на период 2014-2019 гг., (МВт)
Показатель 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. 2019 г.
1. Располагаемая мощность электростанций (МВт), в том числе: 3047,15 2742,15 2742,15 2742,15 2742,15 2742,15
1.1. Филиал «Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина» ОАО «ИНТЕР РАО -Электрогенерация» 1735 1315 1315 1315 1315 1315
1.2. Филиал ОАО «КВАДРА» -«Центральная генерация» 1075,65 1190,65 1190,65 1190,65 1190,65 1190,65
1.3. ОАО «Щекиноазот» 111 111 111 111 111 111
1.4. ОАО «Тулачермет» 101,5 101,5 101,5 101,5 101,5 101,5
1.5. ОАО «Косогорский металлургический завод» 24 24 24 24 24 24
2. Потребление мощности, МВт 1670 1677 1680 1717 1747 1774
Прогнозный баланс мощности Тульской энергосистемы на период 2014 - 2019 гг. (по варианту «Ь»), представлен в табл. 7.
Таблица 7
Прогнозный баланс мощности Тульской энергосистемы по варианту Ь на период 2014-2019 гг. (МВт)
Показатель 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. 2019 г.
3. Располагаемая мощность электростанций всего (МВт), в том числе: 3047,15 2702,15 2102,15 2102,15 2102,15 2102,15
3.1. Филиал «Черепет-ская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина» ОАО «ИНТЕР РАО - Электрогенерация 1735 1315 715 715 715 715
3.2. Филиал ОАО «КВАДРА» - «Центральная генерация» 1075,65 1150,65 1150,65 1150,65 1150,65 1150,65
3.3. ОАО «Щекиноа- зот» 111 111 111 111 111 111
3.4. ОАО «Тулачермет» 101,5 101,5 101,5 101,5 101,5 101,5
3.5. ОАО «Косогорский металлургический завод» 24 24 24 24 24 24
4. Потребление мощности 1739,5 1913,3 2378,9 2635,4 2795,6 2962,1
Прогнозный баланс электроэнергии Тульской энергосистемы на период 2014 - 2019 гг. составлен на основе прогноза, разработанного по данным генерирующих компаний Тульской области и представлен в табл. 8.
На период с 2014 по 2018 гг. планируются следующие изменения установленной мощности:
- ввод в 2014 году двух пылеугольных блоков по 225 МВт на Че-репетской ГРЭС;
- ввод в 2015 году ПГУ 115 МВт на Алексинской ТЭЦ.
С учетом вывода из эксплуатации данных турбоагрегатов Ефремовской ТЭЦ при аварийном отключении 1 СШ ПО кВ ПС 220 кВ «Звезда» возникают перегрузки ВЛ 110 кВ «Волово - Бегичево» с отп. и ВЛ 110 кВ «Звезда-Волово» с отп. величиной до 156 % от 1доп, а также снижение напряжения на шинах 110 кВ Ефремовской ТЭЦ ниже аварийно допустимого уровня.
Таблица 8
Прогнозный баланс электроэнергии по территории Тульской энергосистемы на период 2014-2019 гг. на основе прогноза, разработанного по данным генерирующих компаний
Наименование 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г. 2019 г.
1. Филиал ОАО «Квадра» - «Центральная генерация», в том числе: 3161,2 3691,3 3691,3 3691,3 3691,3 3691,3
Ефремовская ТЭЦ 387,3 387,3 387,3 387,3 387,3 387,3
Алексинская ТЭЦ 208,1 48,2 48,2 48,2 48,2 48,2
Алексинская ТЭЦ ПГУ-115 0 690 690 690 690 690
Алексинская ТЭЦ 208,1 738,2 738,2 738,2 738,2 738,2
Щекинская ГРЭС 1236 1236 1236 1236 1236 1236
Новомосковская ГРЭС 191 191 191 191 191 191
Новомосковская ГРЭС ПГУ-190 1138,8 1138,8 1138,8 1138,8 1138,8 1138,8
Новомосковская ГРЭС 1329,8 1329,8 1329,8 1329,8 1329,8 1329,8
2. Филиал ОАО «ИНТЕР РАО - Электрогенерация» «Черепетская ГРЭС имени Д.Г. Жимерина» 3812,45 3738,58 2640,79 2698,53 2722,2 2722,2
ЧГРЭС 2973,85 1491,68 331,2 331,2 331,2 331,2
ЧГРЭС новые блоки 2*225 МВт 838,6 2246,9 2309,59 2367,33 2391 2391
3. Электростанция ОАО «Тулачермет» 530 553 553 595 595 595
4. Электростанция ОАО «Косогорский металлургический завод» 160 165 165 165 165 165
5. Электростанция ОАО «Щекиноазот» 702,8 702,8 702,8 702,8 702,8 702,8
Первомайская ТЭЦ 660,118 660,118 660,118 660,118 660,118 660,118
Ефремовский филиал 42,7 42,7 42,7 42,7 42,7 42,7
Всего по Тульскому региону 8366,5 8850,7 7752,9 7852,6 7876,3 7876,3
Электропотребление 9822,0 9842,0 9895,0 10036,0 10201,0 10352,0
Сальдо перетоков электроэнергии 1455,5 991,3 2142,1 2183,4 2324,7 2475,7
Таким образом, в связи с наличием перегрузок электросетевого оборудования в послеаварийном режиме, а также снижением напряжения на шинах 110 кВ Ефремовской ТЭЦ ниже аварийно допустимого и невозможностью проведения плановых ремонтов вывод из эксплуатации генерирующего оборудования Ефремовской ТЭЦ возможен только при вводе
замещающей генерирующей мощности в Ефремовском энергорайоне или сооружении дополнительной связи 110 кВ «Бегичево - Звезда» с учетом реализации мероприятия по замыканию транзита 110 кВ от ПС 220 кВ «Бегичево» до ПС 110 кВ № 62 Ефремов через обходную СШ 110 кВ ПС 220 кВ «Звезда». При дальнейшем росте нагрузок в энергорайоне рекомендуется реконструкция ПС 220 кВ «Звезда» с установкой второго АТ220/110 кВ и сооружение дополнительной связи 220 кВ (ВЛ 220 кВ «Звезда - Елецкая»).
Вместе с тем, окончательное решение о выводе из эксплуатации генерирующего оборудования Ефремовской ТЭЦ принимается его собственником.
В настоящее время в Тульской энергосистеме выявлены ремонтные схемы, в которых при наложении аварийных отключений возникают перегрузки электросетевых элементов. Данные ремонтные схемы требуют наличия генерирующей мощности не менее 400 МВт (двух блоков по 200 МВт) в узле Щекинской ГРЭС на время проведения ремонтов. Наиболее тяжелыми послеаварийными режимами являются:
аварийное отключение ВЛ 220 кВ «Бегичево - Люторичи» в схеме ремонта ВЛ 220 кВ «Черепетская ГРЭС - Тула»;
аварийное отключение действием УРОВ 2 СШ 220 кВ ПС 220 кВ «Тула» в схеме ремонта ВЛ 220 кВ «Алексинская ТЭЦ - Ленинская».
Таким образом, наличие генерации объемом не менее 400 МВт в районе Щекинской ГРЭС является необходимым условием для обеспечения стабильного функционирования энергосистемы и проведения плановых ремонтов.
Анализ объемов нагрузки по заключенным договорам и действующим заявкам на технологическое присоединение показал, что наибольший прирост нагрузки ожидается в Тульском энергорайоне. Для разгрузки сетей 110 кВ, оптимизации режимов по уровню напряжения и снижения потерь электроэнергии в данном энергорайоне возможно реализовать установку распределенной (малой) генерации.
Развитие электрической сети на протяжении планируемого периода предполагается последовательно проводить по следующим основным направлениям:
- повышение технического уровня и обеспечение высокого уровня надёжности функционирования электросетевых объектов в расчётный период. Обоснование оптимальных направлений развития распределительного электросетевого комплекса Распределительной сетевой компании для обеспечения гарантированного электроснабжения потребителей региона и эффективного функционирования РСК на проектный период;
- повышение эффективности функционирования электросетевых объектов, снижение затрат на эксплуатацию и потери электроэнергии в сетях;
- разработка технических мероприятий, обеспечивающих надежную работу энергосистемы в нормальных и послеаварийных режимах;
- создание условий для недискриминационного доступа на присоединение к электрическим сетям участников розничного рынка при обеспечении нормированной надежности.
Описание энергорайонов
В настоящее время, учитывая сложившееся географическое и территориальное расположение энергообъектов, в Тульской энергосистеме можно выделить следующие энергорайоны:
1) Тульский энергорайон - включает в себя ПС 220 кВ «Ленинская», ПС 220 кВ «Тула», ПС 220 кВ «Металлургическая», а также ПС 220 кВ «Приокская», ТЭЦ ОАО «Тулачермет» и ПС 110 кВ «Кировская», «Щегловская», «Рудаково», «Мясново», «Перекоп», «Южная» и др.
2) Заокский энергорайон - включает в себя «Алексинскую» ТЭЦ, ПС 220 кВ «Шипово», ПС 110 кВ «Пушкинская», «Мышега», «Гремицы», «Средняя», «Айдарово», «Заокская», «Яковлево»;
3) Суворовский энергорайон - включает Черепетскую ГРЭС, ПС ПО кВ Суворов, Шепелево, Давыдово, Дубна, Лужное, Скуратово;
4) Район Люторичи и Бегичево - включает ПС 220 кВ «Люторичи», ПС 220 кВ «Бегичево», ПС 110 «Волово», «Богородицк», «Ушаково», «Труново»;
5) Щекинский район - включает «Щекинскую» ГРЭС, «Первомайскую» ТЭЦ, ПС 220 кВ «Яснополянская», ПС 110 кВ «Ясенки», «Рудаково», «Восточная», «Смычка», «Лазарево», «Плавск», «Советская»;
6) Новомосковский энергорайон - включает в себя «Новомосковскую» ГРЭС, ПС 220 кВ «Химическая», ПС 220 кВ «Северная», ПС 110 кВ «Зубово», «Задонье», «Донская», «Угольная», «Залесная», «Сокольники», «Гремячее», «Узловая», «Грызлово», «Венев»;
7) Ефремовский энергорайон - включает «Ефремовскую» ТЭЦ, ПС 220 кВ «Звезда», ПС 110 кВ «Ефремов», «Глюкозная», «Турдей».
Примечание: деление по энергорайонам носит условный характер
Данные по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше с выделением сводных данных для сети 35 кВ
Вводы электросетевых объектов энергосистемы Тульской области в данной работе условно разделены на реализуемые и рекомендуемые.
Перечень реализуемых вводов электросетевых объектов составлен на основании действующих инвестиционных программ сетевых компаний. Данные мероприятия выполняются с целью повышения надежности электроснабжения существующих потребителей и создания возможности технологического присоединения новых потребителей.
Перечень рекомендуемых вводов электросетевых объектов составлен на основании расчетов электрических режимов и разделен в соответствии с вариантами прогнозного баланса «а» и «Ь».
22
С учетом сформированного перечня электросетевых объектов, намечаемых к реконструкции и строительству в 2015 - 2019 годах, а также данных о развитии электрической сети напряжением ниже 110 кВ в табл. 9, 10 приведены соответствующие сводные данные по реализуемым вводам электросетевых объектов, а также сводные данные по рекомендуемым вводам для прогнозных балансов по вариантам «а» и «Ь» соответственно.
Таблица 9
Сводные данные по развитию сетей 0,4 кВ и выше по реализуемым вводам электросетевых объектов
Класс напря- жения 2014 г. 2015 г. 2016 г. 2017 г. 201 8 г 2019 г.
км МВА км МВА км МВА км МВА км МВА км МВА
ВСЕГО, в т.ч. 558,4 65,6 507,4 110,1 508,6 90,1 598,1 277,6 616,2 438,9 440,2 39,5
220 кВ 0,0 0,0 0,0 0,0 2,6 0,0 0,0 200,0 0,0 400,0 0,0 0,0
110 кВ 1,5 0,0 13,3 72,0 27,6 40,0 68,9 40,0 0,0 0,0 0,0 0,0
35 кВ 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 16,0 0,0 0,0 13,0 0,0 0,0 0,0
0 1 $ чо 87,8 37,1 171,2 25,8 141,4 25,6 145,7 25,1 216,2 25,9 132,7 27,0
0,4 кВ 469,1 28,5 322,9 12,2 337,0 8,5 383,5 12,4 387,1 13,0 307,5 12,5
Мвар, всего 0,0 0,0 104,0 0,0 0,0 20,0 0,0 0,0 0,0 6,0 0,0 0,0
110 кВ 104 20
6-10 кВ 6,0
Таблица 10
Сводные данные по развитию сетей 0,4 кВ и выше в соответствии с прогнозным балансом по вариантам «а» и «Ь» (рекомендуемые вводы электросетевых объектов)
Класс напряжение 2015 г. 2016 г. 2017 г. 2018 г 2019 г.
км МВА км МВА км МВА км МВА км МВА
Вариант «а» прогнозного баланса
220 кВ 0 0 0 0 0 0 2 125 2 250
110 кВ 0 0 0 0 0 0 4 0 154 50
ВСЕГО 0 0 0 0 0 0 6 125 156 300
Вариант «Ь» прогнозного баланса
500 кВ 0 0 0 0 20 1602 0 0 0 0
220 кВ 0 0 17,5 400 0 0 0 0 80 250
110 кВ 0 0 79,0 0 20 0 0 0 154 0
ВСЕГО 0 0 96,5 400 40 1602 0 0 234 250
В соответствии с рассматриваемым прогнозным балансом мощности предполагается увеличение нагрузки в энергосистеме на 1188 МВт до 2019 года, что существенно скажется на загрузке ЛЭП 220 кВ и другого электросетевого оборудования. Расчеты при полной располагаемой гене-
23
рирующей мощности на электростанциях Тульской энергосистемы выявили необходимость строительства электрических подстанций 500 кВ в конкретном Тульском энергорайоне.
Список литературы
1. Схема и программа развития электроэнергетики Тульской области на 2015-2019 годы в соответствии с приказом «Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Тульской области на 2015-2019 годы» №17 от 29.04.2014, утвержденной Министерством промышленности и топливно-энергетическим комплексом Тульской области.
Степанов Владимир Михайлович, д-р техн. наук, проф., зав. кафедрой «Электроэнергетика», директор УТЦ «Энергоэффективность», energy@tsu. tula.ru, Россия, Тула, Тульский государственный университет
MAIN DIRECTIONS OF DEVELOPMENT OF ELECTRIC POWER INDUSTRY
OF TULA REGION
V.M. Stepanov
Priority investment platforms for creation of large industrial parks are considered, the assessment of reserves of the centers offood of220 kV of the Tula power supply system is given, the forecast of demand for electric energy and balance of power by different options, and also data on development of an electric network is submitted.
Key words: Integrated power grid of Russia, demand forecast, expected balance of power, postemergency operation, power areas, data on development of electric networks.
Stepanov Vladimir Mikhailovich, doctor of technical sciences, professor, the head of chair, director of the training center «Energy efficiency», energy@tsu. tula. ru, Russia, Tula, Tula State University
