Региональное
Законодательство
Тюменской области

Распоряжение Правительства Тюменской области от 28.07.2014 N 1380-рп "Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Тюменской области на 2015 - 2019 годы"

ПРАВИТЕЛЬСТВО ТЮМЕНСКОЙ ОБЛАСТИ

РАСПОРЯЖЕНИЕ
от 28 июля 2014 г. № 1380-рп

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
ТЮМЕНСКОЙ ОБЛАСТИ НА 2015 - 2019 ГОДЫ

В целях реализации постановления Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 № 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики":
1. Утвердить схему и программу развития электроэнергетики Тюменской области на 2015 - 2019 годы согласно приложению к настоящему распоряжению.
2. Установить, что в ходе реализации схемы и программы развития электроэнергетики Тюменской области на 2015 - 2019 годы отдельные ее мероприятия могут быть откорректированы с учетом текущих балансов производства и потребления электрической энергии.
3. Департаменту жилищно-коммунального хозяйства Тюменской области в течение 10 рабочих дней со дня утверждения разместить схему и программу развития электроэнергетики Тюменской области на 2015 - 2019 годы на Официальном портале органов государственной власти Тюменской области.
4. Контроль за исполнением распоряжения возложить на заместителя Губернатора Тюменской области, координирующего и контролирующего деятельность Департамента жилищно-коммунального хозяйства Тюменской области.

Врио Губернатора области
В.В.ЯКУШЕВ





Приложение
к распоряжению Правительства
Тюменской области
от 28 июля 2014 г. № 1380-рп

СХЕМА И ПРОГРАММА
РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ТЮМЕНСКОЙ ОБЛАСТИ
НА 2015 - 2019 ГОДЫ

Общая характеристика Тюменской области

Тюменская область входит в состав Уральского федерального округа (УФО) и располагается на юге Западной Сибири в бассейне реки Иртыш.
Площадь территории Тюменской области (без автономных округов) составляет 160,1 тыс. кв. километров. По данному показателю регион занимает 4 место по Уральскому федеральному округу и 24 место по Российской Федерации. Численность населения области на начало 2014 года составляет 1409,4 тыс. человек (4 место по УФО и 32 место по Российской Федерации). Плотность населения - 8,7 человек на кв. км.



Рисунок 1. Тюменская область (без автономных округов)

Выгодное географическое положение, благоприятные природно-климатические условия, наличие запасов полезных ископаемых, земельных, лесных, водных ресурсов, уникальных памятников истории и культуры, развитость инженерной, телекоммуникационной и транспортной инфраструктуры, систем правового и экономического обеспечения и стимулирования инвестиций, высококвалифицированная рабочая сила, положительные демографические тенденции, а также межнациональное согласие создают хорошую базу для долгосрочного инвестирования и успешного ведения бизнеса.
Современное социально-экономическое положение Тюменской области характеризуется заметными тенденциями роста производства ведущих отраслей экономики и положительными сдвигами в социальной сфере.
В последние годы темпы роста экономики Тюменской области являются одними из самых высоких среди регионов России. За 2000 - 2012 годы ВРП области увеличился в 3,1 раза (в среднем по России за аналогичный период - в 1,9 раза). Динамичное развитие способствовало формированию достаточно высокой конкурентоспособности экономики Тюменской области.
Важное место в экономике Тюменской области занимает промышленный комплекс.
В структуре промышленности доминирующее положение занимают организации обрабатывающих производств, их доля в объеме отгруженной продукции составляет 83,2%, организаций добычи полезных ископаемых - 11,8%, производства и распределения электроэнергии, газа и воды - 5,0%.
В структуре обрабатывающих производств значительный удельный вес приходится на производство нефтепродуктов, значительная доля на машиностроение и металлообработку, производство пищевых продуктов, производство строительных материалов.
На развитие промышленности региона большое влияние оказывает близость к нефтегазовым территориям Ханты-Мансийского - Югры и Ямало-Ненецкого автономных округов, отличающихся высокой потребностью в привозных ресурсах для производственной деятельности и жизнеобеспечения населения. На север области поставляются оборудование и другие технические средства для нефтяной и газовой промышленности, строительные материалы, продукты питания и иная продукция.
В сельских населенных пунктах области проживает около 40% населения региона. В сельском и лесном хозяйстве, рыболовстве занято более 11% работающего населения области.
Основные отрасли сельского хозяйства - производство зерна, мясо-молочное скотоводство, свиноводство, птицеводство, картофелеводство.
Площадь земель сельскохозяйственного назначения в земельном фонде Тюменской области составляет 4540 тыс. га, или 28,4% от общей площади земель.
В последние годы для Тюменской области (без автономных округов) характерно улучшение демографической ситуации.

1. Характеристика энергосистемы Тюменской области

Крупнейшими предприятиями и организациями, составляющими основу энергетической системы г. Тюмени, являются:
- открытое акционерное общество "Фортум" (далее - ОАО "Фортум") - российское подразделение финской энергетической корпорации Fortum Corporation один из ведущих производителей и поставщиков тепловой и электрической энергии на Урале и в Западной Сибири;
- филиал открытого акционерного общества "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" - Магистральные электрические сети Западной Сибири (далее - филиал ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Западной Сибири);
- филиал открытого акционерного общества "Системный оператор Единой энергетической системы" "Региональное диспетчерское управление энергосистемы Тюменской области" (далее - Тюменское РДУ);
- филиал открытого акционерного общества "Системный оператор Единой энергетической системы" Объединенное диспетчерское управление энергосистемами Урала (далее - ОДУ Урала);
- открытое акционерное общество "Тюменьэнерго" - дочернее общество ОАО "Российские сети" (далее - ОАО "Тюменьэнерго");
- открытое акционерное общество "Сибирско-Уральская энергетическая компания" - (далее ОАО "СУЭНКО"), входит в группу компаний ООО "Корпорация СТС";
- открытое акционерное общество "Тюменьэнергосбыт" (дочернее предприятие ОАО "ЭК Восток") - гарантирующий поставщик электрической энергии на территории г. Тюмени и ряда крупных муниципальных образований Тюменской области;
- ОАО "Тюменская энергосбытовая компания" (дочернее общество ОАО "Межрегионэнергосбыт") - гарантирующий поставщик электрической энергии в Тюменской области.
Собственником электрических сетей напряжением 220 - 500 кВ является ОАО "ФСК ЕЭС". Функции передачи и распределения электроэнергии по электрическим сетям данного класса напряжения в Тюменcкой области осуществляет филиал ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Западной Сибири.
Функции передачи и распределения электроэнергии по электрическим сетям 35 - 110 кВ на территории г. Тюмени осуществляют ОАО "Тюменьэнерго" и ОАО "СУЭНКО".

2. Динамика потребления электроэнергии за отчетный период

В период 2008 - 2013 в объемах энергопотребления в Тюменской области наблюдается некоторый "провал" (в 2010 году до 10124,3 млн. кВт ч) с последующим ростом до 11099 млн. кВт·ч в 2013 году. Это обусловлено, прежде всего, экономическим кризисом 2008 года, при этом наибольшее снижение потребления электрической и тепловой энергии пришлось на 2009, 2010 годы. Начиная с 2010 года, началось плавное увеличение спроса на электроэнергию, связанное с продолжением строительства и восстановлением энергоемких производств после кризиса. Такая динамика наблюдается для всех энергорайонов Тюменской области, особенно Тюменского и Тобольского районов, как наиболее активно развивающихся.

3. Структура электропотребления Тюменской области

Масштабы электропотребления в Тюменской области определяют, в основном, потребители Тюменского и Тобольского энергорайонов (соответственно - 45,3 и 35,5% от общей величины электропотребления по области).
Наибольшее влияние на уровень электропотребления в Тюменской области оказывает транспорт, что обуславливается его значительной долей в структуре электропотребления (30,6%).
Существенную долю в структуре электропотребления области занимает также потребление населения, сферы услуг и прочих видов деятельности (26,7%). Структура электропотребления Тюменской области представлена в таблице 1.

Структура электропотребления Тюменской области за 2013 г.

Наименование группы потребителей
Доля потребления, %
Промышленные и приравненные к ним потребители
17
Транспорт и связь
30,6
Сельскохозяйственные производственные потребители
3,7
Население
26,7
Прочие потребители
20,4
Строительство
1,6




Рисунок 1. Структура электропотребления за 2013 год

4. Структура установленной мощности в Тюменской области.
Существующие электрические станции, установленная мощность
которых превышает 5 МВт

В Тюменской области расположены 3 тепловые электростанции:
- Тюменская ТЭЦ-1 (ОАО "Фортум", г. Тюмень)
- Тюменская ТЭЦ-2 (ОАО "Фортум", г. Тюмень)
- Тобольская ТЭЦ (ОАО "Фортум", г. Тобольск)
Общая установленная мощность: электрическая 2082 МВт, тепловая 5169 Гкал/час.
Информация о составе, месторасположении, установленной мощности электростанций, находящихся в Тюменской области, представлена в таблице. Также представлена информация о вводе генерирующих мощностей по Тюменской энергосистеме за период 2008 - 2013 годы.
Выводы в демонтаж, перемаркировки, реконструкции генерирующего оборудования электростанций за период 2008 - 2013 годы не проводились.

Состав электростанций, находящихся в Тюменской области

Электростанция
Год ввода
Установленная мощность на 01.01.2014.
Количество ТА/ПК/ВК, шт. на 01.01.2014
Параметры острого пара. Р, ата/t, °C
Топливо основное/резервное
Краткое описание основных агрегатов на 01.01.2014
Система водоснабжения
МВт
Гкал/ч
Тюменская ТЭЦ-1
1960
662
1631
7/9/4
130/550
140/560
природный газ/природный газ аварийно-топочный мазут
Турбоагрегаты:
ГТУ ст. № 1 типа V64,3А, Siemens/ПГУ ст. № 1 типа Т-130/160-12,8, ЛМЗ ст. N№ 5, 6, 7 типа Т-100-130, УТМЗ
ГТУ ст. № 2 типа V64.3A Ansaldo/ПГУ-190/220
Паровые котлы:
Ст. N№ 7 - 13 типа БКЗ-210-140Ф, БКЗ ст. № 1, 2 типа Е-500-13,8-560 ГН, ТКЗ ст. № 2
прямоточная
Тюменская ТЭЦ-2
1986
755
1410
4/7/4
140/545
природный газ/топочный мазут
3 блока в составе каждого:
турбоагрегат типа Т-180/210-130-1.
ЛМ
котел типа ТГМЕ-206, ТКЗ
1 блок в составе:
турбоагрегат типа К-215-130-1, ЛМЗ
котел типа ТГМЕ-206, ТКЗ 3 паровых котла в составе пусковой котельной типа Е-50-14 ГМ (ГМ-50-14)
Водогрейные котлы:
ст. N№ 1 - 3 типа КВГМ-180-150
оборотная с градирнями
Тобольская ТЭЦ
1980
665,3
2414
3/8/3
140/560
природный газ/топочный мазут
Турбоагрегаты:
ст. № 1 типа ПТ-135/165-130/15, УТМЗ
ст. № 2 типа Т-175/210-130, УТМЗ № 3 типа Р-100-130/15, УМТЗ
ст. № 4 типа 130/15~2, УТЗ
ст. № 5 Турбина К-110-1.6, генератор ТЗФП-110-2М, приключенная турбина P100-130/15
Паровые котлы:
ст. N№ 1 - 9 типа ТГМЕ-428, ТКЗ
Водогрейные котлы:
ст. № 1 типа КВГМ-100, ДКЗ
ст. № 2 типа КВГМ-100, БКЗ
ст. № 3 типа КВГМ-100, БелКЗ
оборотная с градирнями
ГТЭС ОАО "Газтурбосервис"
2012
12
-
1
12
Природный газ
Электрогенератор Т-12-2-РЭУЗ
-

Перечень генерирующих объектов по договорам о предоставлении
мощности (вводы за 2008 - 2013 годы)

Компания
Наименование объекта генерации
Установленная мощность объекта генерации, МВт
Дата начала исполнения обязательства по поставке мощности на оптовый рынок, число/месяц/год
ОАО "Фортум"
Блок № 2 (ПГУ-190/220) Тюменская ТЭЦ-1
190
01.10.2010, Перенос на 01.02.2011. Письмо от 07.09.2010 № МП-00-09/3842
ОАО "Фортум"
Турбины № 3, 5 (Р-100, К-110) Тобольская ТЭЦ
ТГ-3 - 103,6
ТГ-5 - 109,7
01.10.2010, Перенос на 01.05.2011. Письмо от 07.09.2010 № МП-00-09/3842

5. Структура выработки электроэнергии электростанциями

Структура выработки электроэнергии электростанциями,
находящимися в Тюменской области

млн. кВт ч

2008
2009
2010
2011
2012
2013
Выработка всего
11875,9
11662,7
11424,5
11657,2
13051,7
11891,4
в том числе

ТЭС
11819,8
11604,5
11370,9
11610,9
12998,3
11840,0
ОАО "Фортум" (Тюменская ТЭЦ-1)
3205,9
3315,3
3197,6
3944,5
4653,9
3913,3
ОАО "Фортум" (Тюменская ТЭЦ-2)
5666,2
5635,8
5313,5
4632,3
4912,1
4421,9
ОАО "Фортум" (Тобольская ТЭЦ)
2947,8
2653,4
2859,8
3034,1
3432,3
3504,8
Электростанции пром. предприятий
56,1
58,2
53,6
46,3
53,4
51,4
ГТЭС ОАО "Газтурбосервис"
56,1
58,2
53,6
46,3
53,4
51,4

За период 2008 - 2013 годов наблюдается увеличение выработки электроэнергии по Тюменской ТЭЦ-1 (с 3205,88 до 3913,26 млн. кВтч) и снижение выработки электроэнергии ТЭЦ-2 (с 5666,14 до 4421,94 млн. кВтч). По Тобольской ТЭЦ увеличение выработки с 2947,76 млн. кВтч в 2008 году до 3504,8 млн. кВтч в 2013 году.

Данные о вводе, демонтаже и перемаркировке оборудования
по электростанциям Тюменской энергосистемы

Электростанция
Год
Тип работ
Станционный номер
Марка турбины (котла)
Установленная мощность, МВт (т/час)
Тюменская ТЭЦ-1
2011
Ввод
3
ГТ V64,3А
60
4
Т-130/160-12,8
130
2
ТГЕ-435А(ПГУ)
(500)
Тюменская ТЭЦ-2
2008 - 2013
-
-
-
-
Тобольская ТЭЦ
2011
Ввод
3
Р-100-130/15
103,6
5
К-110-1,6
109,7
Газтурбосервис ГТЭС
2010
Присоединение
1
Т-12-2РЭУЗ
12

6. Характеристика балансов электрической энергии и мощности

Фактический баланс электроэнергии по территории Тюменской
области за период 2008 - 2013 гг.

млн. кВт ч

2008
2009
2010
2011
2012
2013
Выработка всего
11875,9
11662,7
11424,5
11657,2
13051,7
11891,4
в том числе:

ТЭС
11819,8
11604,5
11370,9
11610,9
12998,3
11840,0
Тюменская ТЭЦ-1
3205,9
3315,3
3197,6
3944,5
4653,9
3913,3
Тюменская ТЭЦ-2
5666,2
5635,8
5313,5
4632,3
4912,1
4421,9
Тобольская ТЭЦ
2947,8
2653,4
2859,8
3034,1
3432,3
3504,8
Блок-станции (покупка ОАО "ТЭК")
56,1
58,2
53,6
46,3
53,4
51,4
ПИИ ОАО "Газтурбосервис"
56,1
58,2
53,6
46,3
53,4
51,4
Потребление, всего
10271,0
10232,7
10124,3
10726,7
10849,2
11099,9
Сальдо-переток (избыток)
-1604,9
-1430,0
-1300,2
-930,5
-2202,5
-791,5

Фактический баланс мощности по территории Тюменской области
за период 2008 - 2013 гг.

МВт

2008
2009
2010
2011
2012
2013
Нагрузка станций всего
1679,0
1496,0
1538,0
1541,0
1538,0
1792,0
в том числе
ТЭС
1679,0
1496,0
1531,4
1536,6
1531,4
1785,0
ОАО "Фортум" (Тюменская ТЭЦ-1)
472,0
465,0
294,6
657,0
294,6
550,0
ОАО "Фортум" (Тюменская ТЭЦ-2)
755,0
578,0
755,0
560,0
755,0
755,0
ОАО "Фортум" (Тобольская ТЭЦ)
452,0
453,0
461,8
319,6
461,8
480,0
Электростанции пром. предприятий
0,0
0,0
0,0
4,3
6,8
7,6
ГТЭС ОАО "Газтурбосервис"
0,0
0,0
6,8
4,3
6,8
6,8
Потребление всего
1691,0
1634,4
1466,4
1486,5
1643,1
1786
Сальдо-переток ("-" избыток, "+" дефицит)
152,0
-138,4
71,8
54,4
-104,9
5,8

Структура отчетных балансов электроэнергии и мощности за последние годы, позволяет сделать вывод об отсутствии дефицита электроэнергии в Тюменском энергоузле по состоянию на 01.01.2014. Вместе с тем в 2008 - 2013 гг. зафиксирован дефицит мощности, который был компенсирован сальдо-перетоком.

7. Характеристика существующих линий электроснабжения и
подстанций Тюменской области, классом напряжения
110 кВ и выше

Энергосистема Тюменской области разделена на 4 энергорайона: Тюменский, Ишимский, Тобольский и Южный.
1. Ишимский энергорайон
У Ишимского энергорайона большая зона ответственности, которая охватывает территорию девяти муниципальных образований юга области: Ишимский городской округ, муниципальные районы: Абатский, Аромашевский, Бердюжский, Викуловский, Голышмановский, Ишимский, Казанский, Сладковский, Сорокинский.
Основными центрами питания Ишимского энергорайона являются ПС 220 кВ Ишим и ПС 220 кВ Голышманово.
2. Тюменский энергорайон
Тюменский энергорайон охватывает территорию четырех муниципальных образований области: городской округ Тюмень, Нижнетавдинский муниципальный район, Тюменский муниципальный район, Ярковский и Исетский муниципальные районы.
Электроснабжение Тюменского энергорайона осуществляется от четырех питающих центров ПС 500 кВ Тюмень, ПС 220 кВ Ожогино и Тюменских ТЭЦ-1, 2.
3. Тобольский энергорайон
Тобольский энергорайон охватывает территорию трех муниципальных образований области: городской округ Тобольск, муниципальный районы: Тобольский, Уватский, Вагайский.
Энергоснабжение Тобольского энергорайона осуществляется от питающих центров ПС 500 кВ Иртыш, ПС 500 кВ Демьянская, ПС 220 кВ Болчары, ПС 220 кВ Чеснок и Тобольская ТЭЦ.
4. Южный энергорайон
Южный энергорайон охватывает территорию пяти муниципальных образований области: Заводоуковский городской округ, городской округ Ялуторовск, муниципальные районы: Армизонский, Омутинский, Упоровский, Юргинский, Ялуторовский. Энергоснабжение Южного энергорайона осуществляется от 3 питающих центров ПС 500 кВ Беркут, ПС 220 кВ Княжево и ПС 220 кВ Заводоуковск.
Передачу электрической энергии на территории Тюменской области осуществляют:
- в магистральном сетевом комплексе филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири классом напряжения эксплуатируемого оборудования 220 кВ и выше.
Данный комплекс включает в себя:
ПС 500 кВ - 3 шт.;
1111 500 кВ - 2 шт.;
ПС 220 кВ - 7 шт.;
ВЛ 500 кВ - 1945,67 км;
ВЛ 220 кВ - 1326,56 км;
ВЛ 110 кВ - 0,89 км.
- в распределительных сетях - ОАО "Тюменьэнерго" и ОАО "СУЭНКО", классом напряжения эксплуатируемого оборудования 0,4 - 220 кВ. Основной объем сетевого комплекса класса напряжения 110 - 220 кВ (ПС 220 кВ - 1 шт., ВЛ и КЛ 110 кВ - 5373,35 км, ПС 110 кВ - 231 шт.) находится в эксплуатации ОАО "Тюменьэнерго".
Из них ПС 220 кВ:
1 шт. - в собственности и эксплуатации ОАО "Тюменьэнерго" (ПС 220/110/10 кВ "Ожогино"),
ПС 110 кВ:
173 шт. - в собственности и эксплуатации ОАО "Тюменьэнерго",
2 шт. - в собственности и эксплуатации ОАО "СУЭНКО",
56 шт. - в собственности иных хозяйствующих субъектов, основным из которых является ОАО "РЖД".
На территории Тюменской области функционируют следующие крупные компании по производству и поставке тепловой и электрической энергии:
- открытое акционерное общество "Фортум" (далее - ОАО "Фортум") - российское подразделение финской энергетической корпорации Fortum Corporation один из ведущих производителей и поставщиков тепловой и электрической энергии на Урале и в Западной Сибири;
Функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики на территории Тюменской области осуществляют:
- филиал открытого акционерного общества "Системный оператор Единой энергетической системы" "Региональное диспетчерское управление энергосистемы Тюменской области" (далее - Тюменское РДУ);
- филиал открытого акционерного общества "Системный оператор Единой энергетической системы" Объединенное диспетчерское управление энергосистемами Урала (далее - ОДУ Урала);
На территории Тюменской области функционируют следующие крупные электросетевые компании:
- филиал открытого акционерного общества "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" - Магистральные электрические сети Западной Сибири (далее - филиал ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Западной Сибири);
- открытое акционерное общество "Тюменьэнерго" - дочернее общество ОАО "Российские сети" (далее - ОАО "Тюменьэнерго");
- открытое акционерное общество "Сибирско-Уральская энергетическая компания" - (далее ОАО "СУЭНКО"), входит в группу компаний ООО "Корпорация СТС";
Сбыт электрической энергии потребителям на территории Тюменской области осуществляют следующие энергосбытовые компании:
- ОАО "Тюменская энергосбытовая компания" (дочернее общество ОАО "Межрегионэнергосбыт") - гарантирующий поставщик электрической энергии в Тюменской области;
- открытое акционерное общество "Тюменьэнергосбыт" (дочернее предприятие ОАО "ЭК Восток") - гарантирующий поставщик электрической энергии на территории г. Тюмени и ряда крупных муниципальных образований Тюменской области.

8. Основные внешние связи энергосистемы Тюменской области

Тюменский энергорайон входит в Тюменскую энергосистему и граничит с Тюменской и Свердловской энергосистемами, входящими в Объединенную энергосистему Урала, а также с Омской энергосистемой, входящей в Объединенную энергосистему Сибири.

Основные внешние связи Тюменского энергорайона

Энергосистема
N
Диспетчерское наименование линии
Курганская область (ОЭС Урала)
1
ВЛ 500 кВ Курган - Беркут
Омской области (ОЭС Сибири)
2
ВЛ 110 кВ Каргалы - Усть-Ишим
3
ВЛ 110 кВ Н.Андреевская - Разъезд 2529
4
ВЛ 110 кВ Выстрел - Мангут
Свердловской Области (ОЭС Урала)
5
ВЛ 500 кВ Тюмень - РефтГРЭС-1
6
ВЛ 500 кВ Тюмень - РефтГРЭС-2
7
ВЛ 220 кВ Тюмень - Тавда
8
ВЛ 110 кВ Велижаны -Увал
9
ВЛ 110 кВ Молчаново - Устье
10
ВЛ 110 кВ Гужевое - Кармак
11
ВЛ 110 кВ Перевалово - Верховино
Ханты-Мансийский энергорайон
12
ВЛ 500 кВ Тюмень - Луговая
13
ВЛ 500 кВ Нелым - Магистральная
14
ВЛ 500 кВ Демьянская - Луговая
15
ВЛ 500 кВ Демьянская - Пыть-Ях
16
ВЛ 500 кВ Нелым - Пыть-Ях
17
ВЛ 220 кВ Болчары - Ильичевка
18
ВЛ 220 кВ Катыш - Чеснок

9. Проблемы функционирования электросетевого комплекса
Тюменской области

1. Характеристика и анализ существующего энергетического состояния энергорайонов Тюменской области за период 2009 - 2013 гг.
В ходе выполнения работы проведена серия расчетов электрических режимов для режимных ситуаций п-1 и п-2 на периоды 2013 - 2019 гг.
Выполнен анализ допустимости режимов в нормальной и послеаварийных схемах сети 110 кВ и выше и предложены рекомендации по вводу режимов в допустимую область в случаях, когда режимные параметры превышают нормативные значения.
Проверка загрузки ВЛ энергорайонов Тюменской области проводилась с использованием таблиц длительно допустимых токовых нагрузок ВЛ 110 кВ и выше операционной зоны филиала ОАО "СО ЕЭС" Тюменское РДУ. Для обеспечения запаса при проектировании расчеты режимов зимних максимальных выполнены при температуре минус 5 °C.
В качестве расчетных возмущений (отключение сетевого элемента и наложения отключения элемента на ремонтный режим) рассматривались возмущения, предписанные Методическими Указаниями по устойчивости энергосистем СО 153-34.20.576-2003 (Приказ Минэнерго РФ от 30.06.2003 № 277).
Контроль уровней напряжения в сети 110 кВ в различных схемно-режимных ситуациях выполнялся из расчета условий работы изоляции. При этом принималось, что наибольшее рабочее напряжение электрооборудования в сети в сети 220 кВ соответствует 252 кВ, в сети 110 кВ - 126 кВ.
Минимально допустимые и аварийные уровни напряжения в сети 220 - 110 кВ, определены на основании Методических указаний по устойчивости энергосистем СО 153-34.20.576-2003.
Определено, что минимально допустимое напряжение электрооборудования в сети в сети 220 кВ соответствует 181 кВ, в сети 110 кВ - 91 кВ.
Аварийно допустимое напряжение электрооборудования в сети 220 кВ соответствует 171 кВ, в сети 110 кВ - 86 кВ.

А) Тюменский энергорайон:
В существующей схеме электроснабжения Тюменского энергорайона, на основании выполненных расчетов электрических режимов, выявлено следующее:
Загрузка ЦП 220 - 500 кВ составляет - АТГ 500/220 кВ Тюмень достигает 100 МВА (20%), АТ 220/110 кВ Тюмень - 95 МВА (76%), АТ 220/110 кВ Княжево - 74 МВА (60%), АТ 220/110 кВ Ожогино - 90 МВА (72%).
Токовая нагрузка ВЛ 110 - 220 кВ не превышает значений длительно допустимого тока.
Наибольшая токовая нагрузка выявлена на ВЛ-110 кВ, входящих в схему выдачи мощности Тюменской ТЭЦ-1, и составляет - ВЛ 110 кВ ТТЭЦ-1 - Граничная - 289 А (49%), ВЛ 110 кВ ТТЭЦ-1 - Войновка - 237 А (40%) и ВЛ 110 кВ Тюмень - Торгили - 252 А (46%), ВЛ 110 кВ Ожогино - Сибжилстрой - 227 А (39%), ВЛ 110 кВ Тюмень - Сибжилстрой - 297 А (51%).
В нормальной схеме при отключении одного сетевого элемента выявлено следующее:
Отключение АТ 220/110 кВ Ожогино 1 (2) приводит к загрузке оставшегося АТ 220/110 кВ Ожогино до 119 МВА (95%).
Отключение АТ 220/110 кВ Тюмень 1 (2) приводит к загрузке оставшегося АТ 220/110 кВ Тюмень до 122 МВА (98%).
Отключение ВЛ 220 кВ ТТЭЦ-2 - Ожогино приводит к загрузке ВЛ 220 кВ ТТЭЦ-2
- Княжево до 629 А (105%).
В аварийных режимах с отключением двух сетевых элементов выявлено следующее:
Отключение АТ 220/110 кВ Тюмень 3 (4) и АТ 220/110 кВ Княжево 1 (2) приводит к перегрузке оставшегося в работе АТ 220/110 кВ Тюмень 4 (3) достигает 131 МВА (105%). Снятие перегрузки рекомендуется осуществлять за счет увеличения нагрузки генерирующего оборудования Тюменской ТЭЦ-1 суммарно на 20 МВт.
Отключение AT 220/110 кВ Тюмень 3 (4) и АТ 220/110 кВ Ожогино 1 (2) приводит к перегрузке оставшегося в работе АТ 220/110 кВ Тюмень 4 (3) достигает 147 МВА (118%) и АТ 220/110 кВ Ожогино 2 (1) - 144 MBA (115%). Снятие перегрузки рекомендуется осуществлять за счет увеличения нагрузки генерирующего оборудования Тюменской ТЭЦ-1 суммарно на 70 МВт, либо ограничения нагрузки потребителей.
Отключение АТ 220/110 кВ Княжево 1 (2) и АТ 220/110 кВ Ожогино 1 (2) приводит к перегрузке оставшегося в работе АТ 220/110 кВ Ожогино 2 (1) - 128 МВА (102%). Снятие перегрузки рекомендуется осуществлять за счет увеличения нагрузки генерирующего оборудования Тюменской ТЭЦ-1 суммарно на 10 МВт.
Отключение АТ 220/110 кВ Ожогино 1 и 2 приводит к увеличению загрузки ВЛ 110 кВ ТТЭЦ-1 - Граничная и ВЛ 110 кВ ТТЭЦ-1 - Войновка до 673 А (112%) и 540 А (90%) соответственно, и АТ 220/110 кВ Тюмень 1 (2) - 141 МВА (113%). Снятие перегрузки рекомендуется осуществлять за счет ограничения нагрузки потребителей в объеме до 35 МВт (ПС 110 кВ Граничная, Войновка, Суходольская).
Отключение ВЛ 220 кВ ТТЭЦ-2 - Княжево и ВЛ 220 кВ ТТЭЦ-2 - Ожогино приводит к увеличению загрузки ВЛ 110 кВ ТТЭЦ-1 - Граничная и ВЛ 110 кВ ТТЭЦ-1 - Войновка до 653 А (109%) и 525 А (88%). Снятие перегрузки рекомендуется осуществлять за счет ограничения нагрузки потребителей в объеме до 30 МВт (ПС 110 кВ Граничная, Войновка, Суходольская).
Отключение ВЛ 220 кВ ТТЭЦ-2 - Княжево и ВЛ 220 кВ ТТЭЦ-2 - Заводоуковск. Токовая загрузка ВЛ 220 кВ ТТЭЦ-2 - Ожогино составит 913 А (76%).
Отключение ВЛ 220 кВ ТТЭЦ-2 - Ожогино и ВЛ 220 кВ ТТЭЦ-2 - Заводоуковск. Токовая загрузка ВЛ 220 кВ ТТЭЦ-2 - Княжево составит 756 А (126%). Для снятия перегрузки требуется ограничение нагрузки в объеме до 130 МВт.
Отключение ВЛ 110 кВ Тюмень - Сибжилстрой и ВЛ 220 кВ ТТЭЦ-2 - Ожогино. Токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Тюмень - Казарово составит 522 А (90%).
Отключение двух АТ 220/110 кВ Тюмень 3 и 4 приводит к увеличению загрузки АТ 220/110 кВ Ожогино 1 и 2 до 142 МВА (111%). Снятие перегрузки рекомендуется осуществлять путем ограничения нагрузки потребителей в объеме до 30 МВт либо повышения нагрузки Тюменской ТЭЦ-1 в объеме до 40 МВт.
Отключение одной ВЛ 220 кВ ТТЭЦ-2 - Голышманово и одной ВЛ 220 кВ ТТЭЦ-2
- Ожогино приводит к загрузке ВЛ 220 кВ ТТЭЦ-2 - Княжево до 677 А или 113% от длительно допустимого тока. Снятие перегрузки рекомендуется осуществлять путем ограничения нагрузки потребителей в объеме до 60 МВт.
Отключение одной ВЛ 220 кВ ТТЭЦ-2 - Княжево и ВЛ 220 кВ ТТЭЦ-2 - Ожогино приводит к загрузке АТ 220/110 кВ Тюмень 3 и 4 до 191 МВА (149%) и ВЛ 110 кВ ТТЭЦ-1 - Граничная до 651 А или 109% от длительно допустимого тока. Снятие перегрузки рекомендуется осуществлять за счет ограничения нагрузки потребителей в объеме до 140 МВт.
Отключение ВЛ 110 кВ ТТЭЦ-1 - Войновка и АТ 220/110 кВ Ожогино 1 (2) приводит к загрузке ВЛ 110 кВ ТТЭЦ-1 - Граничная до 635 А или 106% от длительно допустимого тока. Разгрузка линии осуществляется действием АРЛ на отключение В-110 ТГ-7 ТТЭЦ-1.

Перечень "узких" мест Тюменского энергорайона

№ п/п
Перегружаемый элемент электрической сети 110 кВ и выше ("узкие места")
Решение по устранению "узкого места"
Рекомендуемый этап реализации
1
Недостаточная пропускная способность сети 110 кВ района размещения ПС 220 кВ Ожогино
Дефицит автотрансформаторной мощности 220/110 кВ ПС 220/110 кВ Ожогино
Строительство КЛ-110 кВ Тюменская ТЭЦ-2 - Ожогино - 1, 2
2014 г.
ПС 220 кВ Тура с заходами 220 кВ
2015 г.

Строительство заходов ВЛ - 110 кВ Тюмень - Сибжилстрой - 1,2 ц., Сибжилстрой - Кулаково
2015 г.
2
Дефицит автотрансформаторной мощности 220/110 кВ
ПС 500/220/110 кВ Тюмень
ПС 220 кВ Тура с заходами 220 кВ
2015 г.
Строительство заходов ВЛ 110 кВ Тюмень - Сибжилстрой - 1,2 ц., Сибжилстрой - Кулаково
2015 г.
3
Недостаточная пропускная способность сети 220 кВ
ПС 220 кВ Тура с заходами 220 кВ
2015 г.
ПС 220/110 кВ Княжево, Ожогино Тюменского энергорайона - ВЛ 220 кВ ТТЭЦ-2 - Княжево
Замена ТТ на ПС 220/110 кВ Княжево (ВЛ 220 кВ ТТЭЦ-2 - Княжево)
2015 г.

Б) Южный энергорайон
В существующей схеме электроснабжения Южного энергорайона, на основании выполненных расчетов электрических режимов, выявлено следующее:
Загрузка АТ 220/110 кВ Заводоуковск достигает 39 МВА (62%).
Токовая нагрузка ВЛ 110 - 220 кВ не превышает значений длительно допустимого тока.
В аварийных режимах с отключением одного сетевого элемента уровень напряжения и токовая загрузка сетевого оборудования находятся в допустимых пределах.
В аварийных режимах с отключением двух сетевых элементов выявлено следующее:
- Отключение обоих АТ 220/110 кВ Заводоуковск. Токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Заводоуковск - Зиново и ВЛ 110 кВ Декабристов - Криволукская достигает 136 А и 175 А соответственно.
- Отключение АТ 220/110 кВ Заводоуковск и АТ 220/110 кВ Ишим. Загрузка оставшегося в работе АТ 220/110 кВ Заводоуковск достигает 55 МВА (87%). Результаты расчетов электрических режимов работы сети 110 кВ Южного энергорайона не выявили "узких" мест в схеме электроснабжения потребителей Южного энергорайона.

В) Тобольский энергорайон
В существующей схеме электроснабжения Тобольского энергорайона, на основании выполненных расчетов электрических режимов, выявлено следующее:
Загрузка ЦП 220 - 500 кВ составляет - АТГ 500/110 кВ Иртыш достигает 31 МВА (12%), АТ 220/110 кВ Иртыш - 44 МВА (35%), АТГ 500/220 кВ Демьянская - 123 MBA (25%), АТ 220/110 кВ Демьянская 4 и 3 (5) - 43 МВА (35%) и 20 МВА (32%) соответственно. Токовая нагрузка ВЛ 110 - 220 кВ не превышает значений длительно допустимого тока.
Наибольшая токовая нагрузка выявлена на ВЛ 110 кВ, входящих в схему выдачи мощности Тобольской ТЭЦ и составляет - ВЛ 110 кВ Тобольская ТЭЦ - Иртыш - 406 А (51%), ВЛ 110 кВ Тобольская ТЭЦ - Тобольская - 271 А (45%) и ВЛ 110 кВ Тобольская - Кутарбитка - 240 А (48%).
В аварийных режимах с отключением одного сетевого элемента уровень напряжения и токовая загрузка сетевого оборудования находятся в допустимых пределах.
В аварийных режимах с отключением двух сетевых элементов выявлено следующее:
Отключение ВЛ 110 кВ Демьянская - Юровская и ВЛ 110 кВ Демьянская - Горная приводит к увеличению загрузки ВЛ 110 кВ Менделеево - КС-8 до 340 А (85%). Уровень напряжения на шинах ПС 110 кВ Кальча снижается до 90 кВ. Повышение уровня напряжения предусматривается осуществлять за счет установки устройств типа ОСН на ограничение нагрузки потребителей на ПС 110 кВ Кальча и Юровская в объеме до 8 МВт, либо установка устройств БСК суммарной мощностью 8 МВар.
Отключение АТ 220/110 кВ Демьянская 4 и 3 (5). Загрузка АТ 220/110 кВ Демьянская 5 (3) достигает 56 МВА (89%).
Отключение ВЛ 110 кВ Иртыш - Тобольская ТЭЦ - 2 и ВЛ 110 кВ Тобольская ТЭЦ
- Токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Иртыш - Тобольская ТЭЦ - 1 (3) достигает 734 А (92%).
Отключение ВЛ-110 кВ Иртыш - Тобольская ТЭЦ - 2 и ВЛ - 110 кВ Иртыш - Тобольская ТЭЦ 1 (3). Токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Иртыш - Тобольская ТЭЦ - 3 (1) достигает 925 А (116%). Снятие перегрузки осуществляется путем отключения генераторов (1 - 3) Тобольской ТЭЦ.
Отключение ВЛ-110 кВ Иртыш - Тобольская ТЭЦ - 1 и 3. Токовая нагрузка ВЛ-110 кВ Иртыш - Тобольская ТЭЦ - 2 достигает 906 А (113%). Снятие перегрузки осуществляется существующими устройствами АРЛ на отключение генераторов (1 - 3) Тобольской ТЭЦ.

Перечень "узких" мест Тобольского энергорайона

№ п/п
Перегружаемый элемент электрической сети 110 кВ и выше ("узкие места")
Решение по устранению "узкого места"
Рекомендуемый этап реализации
1
Элементы схемы выдачи мощности Тобольской ТЭЦ:
- ВЛ - 110 кВ Иртыш - Тобольская ТЭЦ - 1 (3)
- ВЛ - 110 кВ Иртыш - Тобольская ТЭЦ - 2
Действие существующих устройств АРЛ на разгрузку Тобольской ТЭЦ
-
2
Недостаточная пропускная способность сети 110 кВ на участке ПС 110 кВ Менделеево - КС-8 - Туртас - Горная
Установка устройств типа АОСН на ПС 110 кВ Кальча и Юровская
2014 г.
3
Схема выдачи мощности ТГ № 5 Тобольской ТЭЦ
Установка 2-х передатчиков АКА и 1-го приемника на ПС 500 кВ Иртыш. Установка нового приемника АКА в направлении ПС Горная на ПС 500 кВ Демьянская, Установка нового приемника АКА в направлении ПС 500 кВ Иртыш на Тобольской ТЭЦ
2014 г.

Г) Ишимский энергорайон
В существующей схеме электроснабжения Ишимского энергорайона, на основании выполненных расчетов электрических режимов, выявлено следующее:
Загрузка ЦП 220 кВ составляет - АТ 220/110 кВ Ишим - 62 МВА (50%), АТ 220/110 кВ Голышманово - 25 МВА (39%).
Токовая нагрузка ВЛ 110 - 220 кВ не превышает значений длительно допустимого тока.
В аварийных режимах с отключением одного сетевого элемента уровень напряжения и токовая загрузка сетевого оборудования находятся в допустимых пределах.
В аварийных режимах с отключением двух сетевых элементов выявлено следующее:
- Отключение АТ 220/110 кВ Ишим 1 (2) и АТ 220/110 кВ Голышманово (2) приводит к увеличению загрузки оставшегося в работе АТ 220/110 кВ Ишим 2 (1) до 113 МВА (90%).
- Отключение обоих АТ 220/110 кВ Ишим приводит к увеличению загрузки АТ 220/110 кВ Голышманово 1 и 2 до 62 МВА (99%). Уровень напряжения на шинах 110 кВ ПС 220/110 кВ Ишим составляет 92 кВ, ПС 110 кВ Майка - 90 кВ. Повышение уровня напряжения предусматривается до допустимых значений, осуществляется за счет ограничения нагрузки потребителей на ПС 110 кВ района расположения ПС 220 кВ Ишим в объеме до 10 МВт действием устройств ПА (типа АОСН), либо установка устройств БСК суммарной мощностью 12 МВар в сети 0,4 - 110 кВ ПС 220/110 кВ Ишим и ПС 110 кВ Коркино.

Перечень "узких" мест Ишимского энергорайона

№ п/п
Перегружаемый элемент электрической сети 110 кВ и выше ("узкие места")
Решение по устранению "узкого места"
Рекомендуемый этап реализации
1
Недостаточная пропускная способность сети 110 кВ схемы электроснабжения Ишимского энергорайона и отсутствие второго ЦП 220 кВ
Установка устройств типа АОСН на ПС 110 кВ Майка, Казанка, Абатск и ПС 220 кВ Ишим
2014 г.

10. Цели и задачи развития электроэнергетики
Тюменской области

Схема и программа развития электроэнергетики Тюменской области на 2015 - 2019 гг. определяет основные цели направления строительства, реконструкции и модернизации генерирующих мощностей и электросетевой инфраструктуры Тюменской области (без ХМАО и ЯНАО), обеспечивающие стабильное функционирование электроэнергетического комплекса Тюменской области в условиях реализации программ жилищного строительства и объектов социально-культурной сферы, развития промышленного комплекса.
Основной целью развития электроэнергетики Тюменской области является обеспечение заданных "Стратегией социально-экономического развития Тюменской области" энергетических условий развития экономики области посредством стабилизации и поддержания высоких темпов роста ее энергоэффективности, а также обеспечения повышенного уровня энергобезопасности хозяйственного комплекса области и социальной сферы.
Целевые установки развития электроэнергетики Тюменской области:
- стабилизация процессов обновления и роста производственных мощностей и надежное энергоснабжение хозяйственного комплекса области и социальной сферы в условиях прогнозируемого экономического развития и увеличения объемов энергопотребления;
- создание технических основ надежного энергоснабжения и гарантированного доступа всех субъектов экономической деятельности к источникам электрической энергии, а источников - к сетям.
Основными задачами формирования Схемы и Программы развития электроэнергетики Тюменской области являются:
- экономическая эффективность решений, основанная на оптимизации режимов работы Тюменской энергосистемы;
- применение новых технологических решений для ликвидации "узких мест" элементов электрической сети;
- координированное развитие в Тюменской области магистральной и распределительной электросетевой инфраструктуры, генерирующих мощностей, соответствующее инвестиционным программам развития субъектов электроэнергетики, расположенных в Тюменской области;
- публичность и открытость государственных инвестиционных стратегий и решений.

11. Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность.
Перспективные балансы производства и потребления
электрической энергии и мощности по Тюменской энергосистеме
на 2014 - 2019 гг.

Одна из важнейших задач, решаемая при разработке схемы развития Тюменской энергосистемы, - обеспечение энергетических условий развития экономики Тюменской области посредством обоснования темпов модернизации и роста производственных мощностей электроэнергетического комплекса в условиях перспективного экономического развития и увеличения объемов энергопотребления.
Прогноз потребления электроэнергии и мощности на период 2014 - 2019 гг. по территории Тюменской области (кроме ХМАО и ЯНАО) принят в соответствии со "Схемой и программой развития ЕЭС России на 2014 - 2020 гг." (письмо филиала ОАО "СО ЕЭС" Тюменское РДУ № Р57-б2-VI-19-862 от 14.03.2014 в Департамент жилищно-коммунального хозяйства Тюменской области).
Прогноз максимума нагрузки и электропотребления Тюменской энергосистемы на пятилетний период с разбивкой по годам (без ХМАО и ЯНАО) с выделением наиболее крупных потребителей и инвестиционных проектов, соответствующий "Схеме и программе развития ЕЭС России на 2013 - 2019 гг."

Прогноз максимума нагрузки и электропотребления Тюменской
области на 2014 - 2019 гг.

Наименование показателей
2013 г. (факт)
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
Прогноз максимума нагрузки, МВт
1786
1955
1980
2015
2035
2045
2098
Прирост показателя за год, %
-
9,46
1,28
1,77
1,0
0,49
2,59
Прогноз электропотребления, млн. кВт ч
11099,9
11402
11600
11900
12060
12135
12368
Прирост показателя за год, %
-
2,7
1,7
2,6
1,3
0,6
1,9
в том числе по крупным потребителям:







ООО "Тобольск-Нефтехим"
Прогноз электропотребления, млн. кВт ч
395,2
470,6
535,2
516,5
528,8
528,8
528,8
ООО "Тобольск-Полимер"
Прогноз электропотребления, млн. кВт ч
83,5
397,5
382,5
397,5
382,5
397,5
382,5
ОАО "Антипинский НПЗ"
Прогноз электропотребления, млн. кВт ч
50,0
106,1
311,0
434,8
521,2
521,2
521,2
ООО "ЗапСибНефтехим" (г. Тобольск)
Прогноз электропотребления, млн. кВт ч
0,0
0,0
27,5
67,2
150,0
120,0
2554,5
Филиал ООО "УГМК-Сталь" в г. Тюмени - "МЗ "Электросталь Тюмени"
Прогноз электропотребления, млн. кВт ч
27,5
458,4
463,0
463,0
463,0
463,0
463,0
ООО "Газпром трансгаз Сургут"
Прогноз электропотребления, млн. кВт ч
1300,9
1512,5
1512,5
1512,5
1512,5
1512,5
1512,5

Тюменская область имеет развитый промышленный сектор, представленный газо- и нефтедобывающей, химической, нефтехимической, строительной, медицинской, деревообрабатывающей и пищевой отраслями. Главные промышленные центры Тюменской области: Тюмень, Ишим, Ялуторовск, Заводоуковск, Тобольск.
В 2013 г. введен в эксплуатацию завод по производству сортового металлопроката (ООО "УГМК-Сталь") с максимальной нагрузкой 80 МВт. Увеличение нагрузки до 110 МВт планируется к 2019 году.

12. Развитие электрогенерирующих мощностей Тюменской
энергосистемы. Планируемые к строительству и выводу
из эксплуатации электрические станции, установленная
мощность которых превышает 5 МВт

В настоящем разделе произведен анализ развития электрогенерирующих мощностей Тюменской энергосистемы в границах Тюменской области.
В состав Тюменской энергосистемы входит три крупных основных источника электроэнергии - Тюменская ТЭЦ-1, Тюменская ТЭЦ-2, Тобольская ТЭЦ, принадлежащие ОАО "Фортум", а также блок-станция ГТЭС ОАО "Газтурбосервис". Установленные и располагаемые мощности электростанций Тюменской энергосистемы на 01.01.2014 (отчет) приведены в таблице.

Установленные и располагаемые мощности электростанций
Тюменской энергосистемы

МВт
Электростанции
На 01.01.2014.
Установленная мощность
Располагаемая мощность
Всего
2094,3
2094,3
в том числе:
Электростанции ОАО "Фортум"
2082,3 (99,4%)
2082,3 (99,4%)
Тюменская ТЭЦ-1
662 (31,6%)
662 (31,6%)
Тюменская ТЭЦ-2
755 (36,1%)
755 (36,1%)
Тобольская ТЭЦ
665,3 (31,7%)
665,3 (31,7%)
Блок-станция ГТЭС ОАО "Газтурбосервис"
12 (0,6%)
12 (0,6%)

Электростанции ОАО "Фортум", составляющие 99,4% всех генерирующих мощностей Тюменской энергосистемы, представлены тремя теплоэлектроцентралями суммарной установленной мощностью 2082,3 МВт. На Тюменскую ТЭЦ-1 приходится 31,6% установленной (располагаемой) мощности генерации Тюменской энергосистемы, на Тюменскую ТЭЦ-2 - 36,1%, на Тобольскую ТЭЦ - 31,7%.
Тюменская ТЭЦ-1 была введена в работу в ноябре 1960 года, расположена в восточной части г. Тюмени. Оборудование: 2 блока ПГУ, 3 турбины, 7 энергетических котлов, 4 пиковых водогрейных котла. 100% топливного баланса станции составляет природный газ. Энергоблок № 2 мощностью 190 МВт по электрической и 220 Гкал/ч по тепловой энергии введен в коммерческую эксплуатацию в феврале 2011 г. Установленная мощность ТЭЦ-1: электрическая - 662 МВт, тепловая - 1896,9 Гкал/ч.
Тюменская ТЭЦ-2 была введена в работу в июле 1986 года, расположена в юго-восточной части г. Тюмени. Является самой крупной в ОАО "Фортум" по мощности и выработке. Обладает самой высокой топливной эффективностью. Оборудование: 4 энергетических блока, на пиковой водогрейной котельной - 3 паровых котла и 3 пиковых водогрейных котла. 100% топливного баланса станции составляет газ. Установленная мощность: электрическая - 755 МВт, тепловая - 1639,8 Гкал/ч.
Тобольская ТЭЦ была введена в работу в 1980 году. От Тобольской ТЭЦ в настоящее время осуществляется централизованное теплоснабжение жилищно-коммунального сектора и объектов социальной сферы нагорной части г. Тобольска.
Генерирующие мощности при промышленных предприятиях представлены одной электростанцией ГТЭС ОАО "Газтурбосервис" установленной мощностью 12 МВт.
В соответствии с данными, предоставленными ОАО "Фортум", на электрических станциях Тюменской области на перспективу до 2019 г. планируется выполнение реконструкции существующего оборудования в следующем объеме:
- реконструкция (перемаркировка) ПГУ ст. № 2 Тюменской ТЭЦ-1 с увеличением установленной (располагаемой) мощности с 190 МВт до 209 МВт в 2016 году;
- реконструкция (перемаркировка) турбоагрегата типа К-215-130-1 Тюменской ТЭЦ-2 с уменьшением установленной мощности с 215 МВт до 180 МВт в 2016 году.

Установленные и располагаемые мощности электростанций
Тюменской энергосистемы на период 2014 - 2019 гг.

в МВт
Наименование электростанции
2013 г. (отчет)
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
Устан.
Расп.
Устан.
Расп.
Устан.
Расп.
Устан.
Расп.
Устан.
Расп.
Устан.
Расп.
Устан.
Расп.
Всего
2094,3
2094,3
2168,9
2168,9
2180,8
2180,8
2184,5
2184,5
2191,1
2191,1
2205,7
2205,7
2197,5
2197,5
в том числе:
Электростанции ОАО "Фортум"
2082,3
2082,3
2082,3
2082,3
2082,3
2082,3
2082,3
2082,3
2059,3
2059,3
2059,3
2059,3
2059,3
2059,3
Тюменская ТЭЦ-1
662
662
662
662
662
662
662
662
674
674
674
674
674
674
Тюменская ТЭЦ-2
755
755
755
755
755
755
755
755
720
720
720
720
720
720
Тобольская ТЭЦ
665,3
665,3
665,3
665,3
665,3
665,3
665,3
665,3
665,3
665,3
665,3
665,3
665,3
665,3
Блок-станция ГТЭС ОАО "ГТС"
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
Генерирующие объекты ООО "РН-Уватнефтегаз", в том числе
-
-
74,6
74,6
86,5
86,5
90,2
90,2
119,8
119,8
134,4
134,4
126,2
126,2
Собственная генерация Тямкинского Хаба
-
-
7,8
7,8
11,9
11,9
11,2
11,2
13,8
13,8
17,7
17,7
16,0
16,0
Собственная генерация Протозановского Хаба
-
-
0
0
5,4
5,4
5,4
5,4
10,8
10,8
21,6
21,6
21,6
21,6
Собственная генерация ВЦО
-
-
66,8
66,8
69,2
69,2
73,6
73,6
95,2
95,2
95,1
95,1
88,6
88,6

Изменения установленной мощности Тюменской ТЭЦ-1 и Тюменской ТЭЦ-2 в результате реконструкции (перемаркировки) генерирующего оборудования на 2014 - 2019 гг. приведены ниже:

Год
2013 г.
2014 г.
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
Объект
Тюменская ТЭЦ-1, МВт
-
-
-
-
+12
-
-
Тюменская ТЭЦ-2, МВт
-
-
-
-
-35
-
-
Изменения установленной мощности, МВт
-
-
-
-
-
-
-

В соответствии со схемой и программой развития ЕЭС России на 2014 - 2020 годы, на электрических станциях Тюменской области планируется выполнение реконструкции (перемаркировка) Тюменской ТЭЦ-2 с уменьшением установленной мощности с 215 до 180 МВт в 2017 году. Таким образом, в период 2014 - 2019 гг. происходит снижение установленной и располагаемой мощности на Тюменской ТЭЦ-2 на 35 МВт, и составит 2196,0 МВт. Реализация крупных инвестиционных проектов на электрических станциях Тюменской энергосистемы на период 2014 - 2019 гг. не планируется.

13. Развитие электрической сети Тюменской области
напряжением 110 кВ и выше

Общие направления и принципы формирования перспективной схемы электрической сети 110 кВ и выше Тюменской области
Основные направления долгосрочной политики Российской Федерации в области электроэнергетики определены "Энергетической стратегией России на период до 2030 года" (утверждена Постановлением Правительства РФ от 13 ноября 2009 года № 1715-р), которая является очередным этапом формирования долгосрочной государственной энергетической политики.
"Энергетическая стратегия..." содержит научное обоснование энергетической политики России на предстоящую перспективу и прогнозные оценки развития топливно-энергетического комплекса России и его отраслей на период до 2030 года в увязке с "Концепцией долгосрочного социально-экономического развития страны на период до 2020 года" и основными макроэкономическими прогнозами социально-экономического развития страны и субъектов Российской Федерации.
Развитие электрической сети 110 кВ и выше на рассматриваемую перспективу до 2019 г. направлено на решение следующих задач:
- надежная выдача мощности электростанций;
- надежное электроснабжение потребителей;
- решение вопросов системной надежности;
- повышение пропускной способности существующих магистральных связей;
- создание резерва пропускной способности сети - создание условий для свободного доступа на присоединение к электрическим сетям участников розничного рынка электроэнергии и мощности при обеспечении требуемого уровня надежности;
- преодоление массового старения электросетевого оборудования линий и подстанций;
- проверка соответствия отключающей способности коммутационной аппаратуры, установленной на шинах подстанций и электростанций, уровню перспективных токов КЗ, оценка уровня токов КЗ для выбора коммутационной аппаратуры новых ПС.
В основу перспективного развития электрической сети Тюменской области на рассматриваемую перспективу закладывались следующие принципы:
- электрическая сеть должна обладать достаточной гибкостью, позволяющей осуществлять ее поэтапное развитие, обеспечивающее приспособляемость сети к росту потребителей и развитию энергоисточников. Это может быть обеспечено при опережающем развитии электрической сети с применением новых технологий управляемых систем электропередачи переменного тока, содержащих современные многофункциональные устройства регулирования напряжения (СТК, СК, УШР), а также ААС;
- схемы выдачи мощности электростанций в нормальных режимах в полной схеме и при отключении любой из линий должны обеспечивать выдачу полной мощности электростанции на любом этапе ее строительства (принцип "N-1");
- схема основной электрической сети должна соответствовать требованиям охраны окружающей среды. Прежде всего, это касается уменьшения площади, отчуждаемой от земельных угодий для нового строительства - сооружение подстанций закрытого типа и кабельных линий 110 - 220 кВ, где это является необходимым. В работе это требование обеспечено за счет учета при расчетах объема капиталовложений применения элегазового оборудования, микропроцессорной и цифровой техники на подстанциях, что существенно уменьшает площадь отвода земли под территорию подстанций. Это касается как строительства новых электросетевых объектов, так и подлежащих комплексной реконструкции и техперевооружению;
- оптимальное потокораспределение между линиями различного класса напряжения;
- схема и параметры сети должны обеспечивать надежность электроснабжения потребителей в полной схеме и при отключении электросетевого элемента без ограничения потребителя и с соблюдением нормативных требований к качеству электроэнергии (принцип "N-1"), а также при всех нормативных возмущениях.

Социально направленные объекты Тюменской области
Генеральным планом города Тюмени на 2015 - 2019 гг. предусмотрено активное развитие следующих планировочных районов: Комарово-2, Мыс, Яр, районы деревень Патрушево и Нариманово, а также сел Каменка и Перевалово. Перспективные нагрузки по указанным районам на сегодняшний день не подтверждены, но, учитывая большую социальную значимость объектов для обеспечения подключения новых нагрузок, рекомендуется строительство 5 новых подстанций 110 кВ и реконструкция существующей ПС 110 кВ.
Новое строительство:
- ПС 110/10 кВ Дударево (район "Комарово-2" г. Тюмень) по схеме № 110-5Н с присоединением в рассечку ВЛ 110 кВ Ожогино - Сибжилстрой-1 для реализации строительства многоэтажных жилых домов (до 24-х этажей) и спортивно-концертного комплекса "Тюмень-Арена" с ориентировочной нагрузкой 16 МВт;
- ПС 110/10 кВ Патрушево (район восточнее д. Патрушево в г. Тюмени) по схеме № 110-5Н с присоединением в рассечку КЛ 110 кВ ТТЭЦ-2 - Ожогино для реализации строительства жилого района с нагрузкой до 30 МВт;
- ПС 110/10 кВ Кулига (район с. Каменка) по схеме № 110-5Н с присоединением в рассечку ВЛ 110 кВ Сибжилстрой - Молчаново - Устье для реализации строительства объектов ИЖС территорий в районе н.п. Каменка, Кулига, Насекино, Коняшино и развития рекреационного центра "Кулига-парк";
- ПС 110/10 кВ Молодежная с двухцепной ВЛ-110 кВ, ВЛ-10 кВ и РП-10 кВ до границ земельных участков в районе н.п. Гусево, Зубарево, Перевалово, Ушаково, Молодежный, Комарово, Плеханово, Падерина, Московский (для реализации строительства объектов ИЖС, жилого микрорайона из 3-, 5-этажных домов эконом-класса, рыбзавода и логистического центра на территории;
- ПС 110/10 кВ "Исток" ("Причал") (районы "Мыс" и "Яр" г. Тюмень) по схеме № 110-4Н с присоединением в ответвлением к ВЛ 110 кВ ТТЭЦ-1 - Тюмень-1, 2 для реализации многоэтажной застройки данных районов и разгрузки существующих ПС 110 кВ Щербаковская, Алебашево, Тарманы.
Реконструкция:
- ПС 110/10 кВ Нариманово (район д. Наримано Тюменского района) по схеме № 110-4Н с установкой силовых трансформаторов 2 x 16 МВА и строительством второго ответвления от ВЛ 110 кВ Сибжилстрой - Молчаново для реализации строительства тепличного комплекса ориентировочной нагрузкой 17 МВт.
Окончательные параметры и сроки ввода рекомендованных к сооружению/реконструкции ПС 110 кВ должны быть определены собственником на основании подтвержденных Администрацией Тюменской области перспективных нагрузок, заявок на технологическое присоединение и заключенных договоров об осуществлении технологического присоединения конечных потребителей. Более подробно сооружение и реконструкцию указанных ПС 110 кВ целесообразно рассмотреть в работе "Схема и Программа развития электроэнергетики Тюменской области на период 2015 - 2019 гг.".

Объекты электрификации участка железной дороги Войновка - Тобольск
Важным проектом, реализуемым в Тюменской области, является электрификация участка железной дороги Войновка - Тобольск, предусматривающая строительство контактной сети и тяговых подстанций. В настоящее время электрификация, пришедшая на станцию Войновка в 1981 году, пошла дальше, на восток, оставив в стороне направление на север. Как только участок будет электрифицирован, появится возможность пропускать поезда северного направления без размена локомотивной тяги с электровоза на тепловоз. Также удастся разгрузить станцию Войновка, и, как следствие, значительно сократить время нахождения поездов с грузами в парках.
В качестве исходных данных для анализа взята работа "Электрификация участка Войновка - Тобольск. Определение схемы и стоимости присоединения к системе внешнего электроснабжения устройств электрификации данного участка", выполненная ОАО "Инженерный центр энергетики Урала" в 2012 г. для ОАО "Уралгипротранс".
В соответствии с выводами данной работы рекомендуется электроснабжение устройств электрификации участка железной дороги выполнить на напряжении 110 кВ с сооружением 13 тяговых ПС 110 кВ:
- Три опорные тяговые ПС 110/10 кВ 2 x 16 МВА, ОРУ 110 кВ рекомендуется выполнить по схеме "Одна рабочая, секционированная выключателем, и обходная система шин" (типовая схема № 110-12): Войновка-2-тяга, Торгили-тяга, Усть-Тавда-тяга;
- Десять транзитных тяговых ПС 110/10 кВ 2 x 16 МВА, ОРУ 110 кВ рекомендуется выполнить по схеме "Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформатора" (типовая схема № 110-5АН): Туринский-тяга, Искинский-тяга, Картымская-тяга, 91 км-тяга, Бачкун-тяга, Большесельский-тяга, Тахтаир-тяга, 184 км-тяга, 204 км-тяга, Тобольск-тяга.
Также требуется сооружение линий 110 кВ, протяженностью:
- Двухцепных - 16 км;
- Одноцепных - 167,5 км.

Перечень электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу, в том числе для устранения "узких мест"
Для обеспечения роста энергетической потребности промышленности, социальной сферы и населения Тюменской области, а также энергобезопасности, необходимо опережающее развитие электроэнергетики области.
Ниже приведен перечень электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу, в том числе для устранения "узких мест", сформированный на основании инвестиционной программы ОАО "ФСК ЕЭС" на 2013 - 2017 гг., инвестиционной программы ОАО "Тюменьэнерго" на 2012 - 2017 гг., а также Схемы и программы развития ЕЭС России на 2013 - 2019 гг. Данный перечень будет уточнен после проведения соответствующих расчетов электрических режимов потокораспределения и уровней напряжения.
Объекты 220, 500 кВ
Новое строительство
ПС 220 кВ Тура (2 x 125 МВА) с заходами ВЛ 220 кВ (2 x 14 км) - 2015 год. Строительство подстанции необходимо для повышения надежности электроснабжения потребителей Тюменского энергоузла и обеспечения подключения новых нагрузок. Ввод в эксплуатацию ПС 220 кВ Тура разгрузит существующие трансформаторы 220/110 кВ ПС 500 кВ Тюмень. Подстанцию предлагается выполнить в закрытом исполнении, распределительные устройства 110 и 220 кВ подстанции - по схеме "две рабочие системы шин" (типовые схемы № 110-13 и № 220-13).
ПС 220/10/10 кВ Губернская (2 x 63 МВА) с заходами ВЛ 220 кВ (2 x 3 км) - 2015 год. Подстанция сооружается для электроснабжения развивающегося завода ОАО "Антипинский нефтеперерабатывающий завод" с максимальной мощностью энергопринимающих устройств - 62 МВт. Объект целесообразно расположить на территории завода (Старый Тобольский тракт 6 км, восточная часть города). Распределительное устройство 220 кВ подстанции рекомендуется выполнить по схеме "мостик с автоматической перемычкой со стороны трансформатора без ремонтной перемычки" (типовая схема № 220-5Н).
Транзит ВЛ 500 кВ Восход - Витязь (Ишим) - Иртыш с сооружением крыла 500 кВ на ПС 220 кВ Заря (Ишим) (с последующим переименованием в ПС 500 кВ Витязь) и переводом ВЛ 220 кВ Иртыш - Заря на номинальное напряжение 500 кВ (перезавод ВЛ с ПС 220 кВ Заря на ПС 500 кВ Витязь). Строительство транзита и расширение подстанций необходимо для создания межсистемной связи между ОЭС Урала и ОЭС Сибири и повышения надежности электроснабжения потребителей Ишимского энергоузла.
- ПС 500 кВ Иртыш. Реконструкция РУ 110 кВ, 2011 - 2015 гг.
- ВЛ 500 Восход - Ишим (Витязь), 310 км, 2010 - 2014 гг.
Реконструкция, расширение и техперевооружение
ПС 500 кВ Демьянская - 2010 - 2018 гг. - комплексная реконструкция, в связи с физическим и моральным износом энергообъекта, позволит существенно снизить риски ограничений потребителей и повысить надежность энергоснабжения северных районов Тюменской области. Кроме того, появится возможность дальнейшего освоения перспективной Уватской группы нефтяных месторождений. Установка двух автотрансформаторных групп мощностью 501 МВА каждая, двух реакторных групп 500 кВ, управляемый шунтирующий реактор 220 кВ 100 МВар, элегазовые выключатели 500, 200, 110 кВ, трансформаторы напряжения, высокочастотные заградители, ограничители перенапряжения.
Объекты 110 кВ
Новое строительство
Две КЛ 110 кВ Мурманская - Центральная (2 x 10 км) - 2014 год. Строительство данного электросетевого объекта предусматривается для повышения надежности электроснабжения потребителей центральной части г. Тюмень. Присоединение ПС 110 кВ Центральная и ПС 110 кВ Мурманская к предлагаемым КЛ планируется выполнить по схеме "заход-выход" одной КЛ с чередованием. Присоединение ПС 110 кВ Загородная выполняется ответвлением от обеих КЛ.
КЛ 110 кВ Тюменская ТЭЦ-2 - Ожогино 1, 2 (2 x 6 км) - 2014 год. Строительство данного электросетевого объекта предусматривается для обеспечения выдачи мощности Тюменских ТЭЦ-1 и ТЭЦ-2 в ремонтных схемах и повышения надежности электроснабжения коммунально-бытовых потребителей г. Тюмень.
ПС 110/10 кВ Молодежная с двухцепной ВЛ-110 кВ, ВЛ-10 кВ и РП-10 кВ до границ земельных участков в районе Комарово, Плеханово г. Тюмени, Гусево, Московский, Падерина Тюменского района - 2016 год. Строительство данного объекта необходимо для создания условий подключения к сетям электроснабжения объектов ИЖС, планируемых к созданию на земельных участках, передаваемых многодетным семьям.
Реконструкция, расширение и техперевооружение
Одноцепная ВЛ 110 кВ Сибжилстрой - Молчаново - Устье - 2016 год. Реконструкция с заменой провода АС-70, АЖ-120 на провод сечением АС-120 на участке протяженностью 49 км. Замена опор, грозотроса, в связи с недостаточной пропускной способностью ВЛ, физическим износом опор и провода.
Одноцепная ВЛ 110 кВ Тюмень - Караганда - Велижаны - Нижняя Тавда - 2016 год. Реконструкция с заменой провода АЖ-120, АС-95 на провод АС-120 на участке протяженностью 79 км. Замена опор, грозотроса, в связи с недостаточной пропускной способностью ВЛ.
Одноцепная ВЛ 110 кВ Заводоуковск - Омутинка с отпайкой на ПС 110 кВ Полевая - 2016 год. Техническое перевооружение с заменой провода АС-120 одной цепи на участке Вагай - Омутинка протяженностью 25,5 км на провод АС-120. Замена грозозащитного троса протяженностью 84 км на ОКГТ, промежуточных опор и анкерно-угловых опор, в связи с моральным и физическим износом ВЛ.
Одноцепная ВЛ-110 кВ Декабристов - Красный Яр - 2016 год. Техническое перевооружение с заменой провода АЖ-120 на провод марки АС-120 на участке Петелино - Красный Яр протяженностью 24,9 км. Замена промежуточных железобетонных опор и анкерно-угловых опор, в связи с моральным и физическим износом ВЛ.
Одноцепная ВЛ-110 кВ Ожогино - Шорохово - Рафайлово - 2018 год. Реконструкция с заменой провода АС-95 на участке Червишево - Рафайлово (протяженность 64 км) на провод сечением АС-120, в связи с ограниченной пропускной способностью ВЛ.
Одноцепная ВЛ-110 кВ Ишим - Петропавловск с отпайкой на ПС 110 кВ Казанка (до опоры № 228 на границе Тюменской ЭС протяженность 95 км) - 2018 год. Реконструкция с заменой провода АС-120 на провод АС-120, опор, грозотроса, в связи с физическим износом ВЛ.
В настоящее время от ПС 110/35/10 кВ Нижняя Тавда осуществляется электроснабжение электроприемников Нижнетавдинского административного района, в том числе электроприемников второй категории: ГБУ ТО "Управление капитального строительства" - 427 кВт, Администрация Нижнетавдинского муниципального района - 190,7 кВт, ООО ПК "Молоко" - 400 кВт.
Одноцепная ВЛ-110 кВ Торгили - Нижняя Тавда - 2014 - 2015 гг. В настоящее время электроснабжение потребителей Нижнетавдинского административного района (в том числе электроприемников второй категории: ГБУ ТО "Управление капитального строительства" - 427 кВт, Администрация Нижнетавдинского муниципального района - 190,7 кВт, ООО ПК "Молоко" - 400 кВт) осуществляется по одноцепной ВЛ 110 кВ Тюмень - Караганда - Велижаны - Н. Тавда. Резервное электроснабжение потребителей Нижнетавдинского административного района осуществляется на напряжении 35 кВ по ВЛ 35 кВ Велижаны - Нижняя Тавда. Таким образом, нормальное и резервное электроснабжение электроприемников Нижнетавдинского административного района осуществляется от единого источника питания - ПС 110/35/10 кВ Велижаны, что не соответствует требованиям ПУЭ - "Электроприемники второй категории в нормальных режимах должны обеспечиваться электроэнергией от двух независимых взаимно резервирующих источников питания".
Для повышения надежности электроснабжения потребителей и обеспечения требуемой категории по надежности (II) рекомендуется на уровне 2014 г. выполнить сооружение ВЛ 110 кВ Торгили - Нижняя Тавда.
В настоящее время существует построенный участок ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Торгили до опоры № 108 (у населенного пункта Красный Яр), работающий на напряжении 10 кВ. Участок ВЛ 110 кВ выполнен в одноцепном исполнении проводами марки АС-120, протяженность 24,5 км, год постройки - 1990.
Исходя из вышеизложенного рекомендуется перевод на номинальное напряжение участок ВЛ-110 кВ Торгили - оп. № 108 и достройку участка ВЛ до ПС 110 кВ Нижняя Тавда (протяженность порядка 30 км). При этом следует провести ревизионную проверку существующего участка ВЛ 110 кВ в части возможности ее перевода на номинальное напряжение.
Реконструкция ПС 110 кВ Тюменской области на 2014 - 2019 гг., в соответствии с инвестиционной программой ОАО "Тюменьэнерго", указана ниже.

Реконструкция ПС 110 кВ Тюменской области на 2014 - 2019 гг.

Объект
Существующая трансформаторная мощность, МВА
В соответствии с инвестиционной программой ОАО "Тюменьэнерго"
Причина реконструкции
Рекомендации в соответствии с уровнями мощности и электроэнергии ОАО "СО ЕЭС"
Планируемая трансформаторная мощность, МВА
Год реконструкции
Рекомендуемая трансформаторная мощность, МВА
Рекомендуемый срок ввода
ПС 110 кВ Граничная
2 x 25
2 x 40
2014
Обеспечение прогнозного роста нагрузки, создание резерва трансформаторной мощности
2 x 40
2014
ПС 110 кВ Молчаново
1 x 6,3
2 x 6,3
2014
Повышение надежности и качества электроснабжения Обеспечение прогнозного роста нагрузки
2 x 6,3
2014
ПС 110/10 кВ Горьковка
1 x 16 + 1 x 10
2 x 16
2014
2 x 16
2014
ПС 110/10 кВ Нижняя Тавда
2 x 10
2 x 16
2014
Повышение надежности электроснабжения
2 x 16
2014
ПС 110/35/10 кВ Ярково
2 x 6,3
2 x 10
2015
2 x 16
2015 <*>
ПС 110 кВ Кулаково
1 x 6,3
2 x 10
2015
Повышение надежности и качества электроснабжения Обеспечение прогнозного роста нагрузки
2 x 16
2015 <*>
ПС 110/10 кВ Тютрино
1 x 2,5
1 x 6,3
2015
Физический и моральный износ коммутационных аппаратов, нехватка трансформаторных мощностей
1 x 6,3
2015
ПС 110/10 кВ Чермет
2 x 6,3
2 x 16
2015
Обеспечение прогнозного роста нагрузки, создание резерва трансформаторной мощности
2 x 16
2015
ПС 110/35/10 кВ Велижаны
1 x 6,3 + 1 x 10
2 x 10
2015
2 x 10
2015
ПС 110/35/10 кВ Омутинка
1 x 15 + 1 x 25
2 x 25
2015
2 x 25
2015
ПС 110/35/10 кВ Мичурино
2 x 10
2 x 16
2016
2 x 16
2015 <*>
ПС 110/10 кВ Мурманская
2 x 25
2 x 40
2016
2 x 40
2016
ПС 110/35/10 кВ Упорово
1 x 10
2 x 10
2016
Повышение надежности электроснабжения потребителей
2 x 10
2016
ПС 110/10 Буньково
1 x 6,3
2 x 6,3
2016
2 x 6,3
2016
ПС 110/10 кВ Ялуторовск
1 x 20 + 1 x 16
1 x 25 + 1 x 16
2016
Физический и моральный износ коммутационных аппаратов, нехватка трансформаторных мощностей
1 x 25 + 1 x 16
2016
ПС 110/10 кВ Кротово
1 x 2,5 + 1 x 6,3
1 x 2,5 c РПН + 1 x 6,3
2014
Поддержание заданного уровня напряжения в зависимости от суточных и сезонных изменений нагрузки, повышение качества отпускаемой электроэнергии и надежности электроснабжения потребителей, уменьшения потерь, увеличение диапазона регулирования напряжения. Превышение нормативного срока эксплуатации трансформаторов подстанции
1 x 2,5 c РПН + 1 x 6,3
2014
ПС 110/10 кВ Ощепково <**>
1 x 3,2 + 1 x 2,5
1 x 6,3 с РПН + 1 x 2,5
2016
1 x 6,3 с РПН + 1 x 2,5
2016
ПС 110/10 кВ Песьяново
2 x 2,5
1 x 2,5 + 1 x 2,5 с РПН
2016
1 x 2,5 + 1 x 2,5 РПН
2016
ПС 110/10 кВ Абатск
1 x 10 + 1 x 6,3
1 x 10 + 1 x 16 с РПН
2017
1 x 10 + 1 x 16 с РПН
2017
ПС 110/10 кВ Стрехнино
2 x 10
1 x 10 + 1 x 16
2018
Повышение надежности электроснабжения потребителей
1 x 10 + 1 x 16
2018
ПС 110/10 кВ Антипино
2 x 25
2 x 40
2016
2 x 40
2016
ПС 110/10 кВ Речпорт
1 x 10 + 1 x 16
-
-
Обеспечение прогнозного роста нагрузки, создание резерва трансформаторной мощности
2 x 16
2015 <*>
ПС 110/10 кВ Казарово
2 x 16
-
-
2 x 25
2015 <*>
ПС 110/10 кВ Северная
2 x 25
-
-
2 x 40
2015 <*>
ПС 110/10 кВ Щербаковская
2 x 16
-
-
2 x 25
2015 <*>
ПС 110/10 кВ Винзили
2 x 16
-
-
2 x 25
2015 <*>
ПС 110/10 кВ Кирсарай
2 x 6,3
-
-
2 x 16
2015 <*>
ПС 110/10 кВ Сумкино
1 x 6,3 + 1 x 10
-
-
2 x 10
2015 <*>
ПС 110/10 кВ Утяшево
2 x 10
-
-
2 x 16
2015 <*>
ПС 110/10 кВ Червишево
2 x 6,3
-
-
2 x 16
2015 <*>

--------------------------------
<*> - выполнение реконструкции подстанций с увеличением трансформаторной мощности необходимо в период 2014 - 2015 гг. Рекомендуемый срок ввода объекта принят в соответствии со Стандартом организации ОАО "ФСК ЕЭС" СТО 56947007 - 29.240.121-2012 "Сроки работ по проектированию, строительству и реконструкции подстанций и линий электропередачи 35-1150 кВ".
<**> - реконструкция ПС 110/10 кВ Ощепково выполняется в объеме замены трансформатора 1Т - 3,2 МВА на трансформатор большей мощности с РПН с целью поддержания заданного уровня напряжения в зависимости от суточных и сезонных изменений нагрузки, повышения качества отпускаемой электроэнергии и надежности электроснабжения потребителей, уменьшения потерь, увеличения диапазона регулирования напряжения. Стоит отметить, что трансформатор 1Т ПС 110/10 кВ Ощепково относится к ПС 110/10 кВ Максимовская.

Рекомендации по реконструкции с заменой существующих трансформаторов на трансформаторы большей мощности на ПС 110 кВ Речпорт, ПС 110 кВ Казарово, ПС 110 кВ Северная, ПС 110 кВ Щербаковская, ПС 110 кВ Винзили, ПС 110 кВ Кирсарай, ПС 110 кВ Сумкино, ПС 110 кВ Утяшево, ПС 110 кВ Червишево даны в соответствии с перспективными нагрузками на 2014 - 2019 годы.
Для проверки электрической сети 110 кВ и выше Тюменской энергосистемы были проведены расчеты нормальных, ремонтных и послеаварийных электрических режимов зимнего максимума и летнего максимума нагрузок рабочего дня, а также летнего минимума нагрузок выходного дня. На основании расчетов и анализа электрических режимов Тюменской энергосистемы на 2014 - 2019 гг. были разработаны рекомендации по необходимому усилению сети 110 кВ и выше, в том числе для исключения "узких мест" (новое строительство, реконструкция, техническое перевооружение). Указаны характеристики объектов, технический эффект от реализации рекомендуемых мероприятий и сроков ввода в работу рекомендованных объектов. А также проведена сравнительная оценка разработанных рекомендаций по усилению электрической сети 110 кВ со "Схемой и Программой развития Единой энергетической системы России на 2013 - 2019 гг." и Инвестиционными программами электросетевых и электрогенерирующих компаний.

14. Мероприятия по снижению перетоков реактивной мощности

Проблема компенсации реактивной мощности занимает важное место в общем комплексе вопросов повышения эффективности передачи, распределения и потребления электрической энергии. Правильное решение проблемы компенсации реактивной мощности в значительной мере предопределяет экономию денежных и материальных ресурсов, повышение качества электроснабжения.
Острота проблемы компенсации реактивной мощности на современном этапе развития электроэнергетики вызвана следующими обстоятельствами:
- повышенные требования к качеству электрической энергии в соответствии с нормами ГОСТ 13109-97 "Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения". Реактивная мощность существенно влияет на изменения режима напряжения в электрических сетях;
- концентрация и централизация генерирующих источников;
- осуществление политики ресурсо- и энергосбережения. Оптимизация реактивной мощности, в том числе с помощью местных компенсирующих устройств, позволяет существенно снизить потери мощности и электрической энергии в сетях;
- ГОСТ 721-77 "Системы электроснабжения, сети, источники, преобразователи и приемники электрической энергии. Номинальные напряжения свыше 1000 В";
- недостаточная установленная мощность компенсирующих установок в питающих и распределительных электрических сетях, в том числе комплектных автоматически управляемых конденсаторных батарей.
Вопрос компенсации реактивной мощности включает в себя ряд технико-экономических задач, а именно:
- проведение мероприятий для снижения реактивной мощности самих электроприемников;
- выбор типа и мест установки компенсирующих устройств;
- многокритериальная оптимизация режимов работы компенсирующих устройств при развитии и функционировании систем электроснабжения.
Анализ результатов расчетов потокораспределения и уровней напряжения показал, что для регулирования напряжения в нормальных и послеаварийных режимах зимних и летних нагрузок, а также для снижения перетоков реактивной мощности необходима установка средств компенсации реактивной мощности (СКРМ).
В таблице 14 приведен объем и стоимость СКРМ (млн. руб. в текущих ценах) в электрической сети 110 кВ и выше Тюменской энергосистемы.

Объем и стоимость СКРМ (в текущих ценах) в электрической
сети 110 кВ и выше Тюменской энергосистемы

Объект установки
Место установки/Класс напряжения
Объем/стоимость <*> СКРМ, Мвар/тыс. руб.
2013 г.
ПС 500 кВ Тюмень <**>
500 кВ
УШР-180
365706
ПС 500 кВ Витязь
500 кВ
2 x ШР-180
209975
ПС 500 кВ Демьянская
220 кВ
УШР-100
237738
ПС 110 кВ Кальча
10 кВ
БСК-10
20928
Итого по СКРМ, тыс. рублей

834347

--------------------------------
<*> в стоимость УШР входит изготовление, транспортная доставка, шеф-монтаж и наладка
<**> установка УШР вместо одного из 3 существующих ШР

Установка УШР 220 кВ на ПС 500 кВ Демьянская входит в объем комплексной реконструкции ПС 500 кВ Демьянская, которая включена в Инвестиционную программу ОАО "ФСК ЕЭС" на 2013 - 2017 гг.
Установка на ПС 500 кВ Витязь двух ШР 500 кВ 2 x 180 Mвар с подключением к линейным сборкам ВЛ 500 кВ Витязь - Курган и ВЛ 500 кВ Витязь - Иртыш принято в соответствии с согласованными ОАО "СО ЕЭС" проектными решениями по ПС 500 кВ Витязь в части средств компенсации реактивной мощности.
Остальные объекты СКРМ отсутствуют в инвестиционных программах ОАО "ФСК ЕЭС" и ОАО "Тюменьэнерго" и рекомендованы к вводу на основе расчета и анализа электрических режимов Тюменской ЭС на период 2014 - 2019 гг. в качестве мер, позволяющих обеспечить нормируемые уровни напряжения в электрической сети 110 кВ и выше Тюменской энергосистемы и снизить перетоки реактивной мощности.

15. Сводные данные по развитию электрической сети 110 кВ
и выше Тюменской энергосистемы. Сводные данные по развитию
электрической сети, класс напряжения которой ниже 110 кВ

Оценка потребности в инвестициях
В настоящем разделе приведены капиталовложения по электросетевым объектам на 2014 - 2019 годы. Все капиталовложения приведены в текущих ценах.
Капиталовложения по объектам электрификации участка железной Войновка - Тобольск приняты в соответствии с работой "Электрификация участка Войновка - Тобольск. Определение схемы и стоимости присоединения к системе внешнего электроснабжения устройств электрификации данного участка" (ОАО "Инженерный центр энергетики Урала", 2012 г.). Суммарные капитальные затраты для подключения к системе внешнего электроснабжения объектов электрификации участка железной Войновка - Тобольск составит 9651 млн. рублей (ВЛ 110 кВ - 4436 млн. рублей, подстанции - 5215 млн. рублей).
Капиталовложения по электросетевым объектам не вошедшим в Инвестиционные программы ОАО "Тюменьэнерго" и ОАО "ФСК ЕЭС" определены в соответствии с "Укрупненным показателям стоимости сооружения (реконструкции) подстанций 35-750 кВ и линий электропередачи напряжением 6,10-750 кВ" (Стандарт организации ОАО "ФСК ЕЭС", утвержден и введен в действие приказом ОАО "ФСК ЕЭС" от 18 апреля 2008 г. № 144), "Сборник укрупненных показателей стоимости строительства (реконструкции) подстанций и линий электропередачи для нужд ОАО "Холдинг МРСК" (утвержден и введен в действие приказом ОАО "Холдинг МРСК" 20 сентября 2012 г. № 488).
За базисный уровень цен принят уровень цен, сложившихся на 01.01.2000, без учета НДС. Для пересчета капитальных затрат в текущие цены применяется индекс цен по капитальным вложениям для отрасли электроэнергетика, определенный в соответствии с Межрегиональным информационно-аналитическим бюллетенем "Индексы цен в строительстве" (КО-ИНВЕСТ, Выпуск 81, 2012).
Суммарный объем капиталовложений пообъектно показан на год ввода электросетевых объектов в эксплуатацию.
Планируются работы по реконструкции и техническому перевооружению существующих сетей с заменой отдельных элементов основного оборудования.
По линиям электропередачи во всех сетевых предприятиях, кроме работ по строительству новых линий взамен существующих по сроку эксплуатации, планируются: замена проводов на провода большего сечения, приведение схем присоединения подстанций в соответствие "Методическим рекомендациям по проектированию развитию энергосистем".

16. Рекомендации по развитию электрической сети 110 кВ
и выше Тюменской ЭС

Для усиления электросетевого комплекса Тюменской области рекомендуется ввод следующих электросетевых объектов:
Строительство ПС 220 кВ Тура (2 x 125 МВА) с заходами ВЛ 220 кВ (2 14 км). Рекомендуется к вводу в 2014 г. Строительство подстанции необходимо для повышения надежности электроснабжения потребителей Тюменского энергоузла и обеспечения подключения новых нагрузок. ПС 220 кВ Тура разгрузит существующие трансформаторы 220/110 кВ ПС 500 кВ Тюмень.
ПС 500 кВ Иртыш - замена существующего АТ-1 500/110 кВ мощностью 250 МВА на новый той же мощности, установка третьего АТ 500/110 кВ. Рекомендуется к вводу в 2015 г. Включение автотрансформаторов на параллельную работу после завершения реконструкции ОРУ-110 кВ ПС 500 кВ Иртыш (2015 г.).
Для обеспечения выдачи мощности ТГ № 5 и ТГ № 3 после перевода ВЛ 220 кВ Заря - Иртыш на номинальный класс напряжения (500 кВ) рекомендуется установка второго АТ 220/110 кВ на ПС 500 кВ Иртыш.
Сооружение двух КЛ 110 кВ Тюменская ТЭЦ-1 - Центральная - Сибжилстрой и Тюменская ТЭЦ-1 - Мурманская - Сибжилстрой, 1/ПвВнг-1x1400. Сооружение КЛ 110 кВ позволит снять существующие ограничения по выдаче мощности Тюменской ТЭЦ-1, осуществить транзит мощности в дефицитный узел - ПС 110 кВ Сибжилстрой и повысить надежность электроснабжения потребителей центральной части города. Рекомендуется к вводу в 2016 г.
ВЛ 110 кВ Аремзяны - Уват. Протяженность 92 км, АС-120. Для поддержания требуемого уровня напряжений на транзите и повышения надежности электроснабжения потребителей, в том числе ПС 110 кВ Туртас (ОАО "РЖД", Сургутская дистанция электроснабжения), ПС 110 кВ Сырьевая (ОАО "Тобольскнефтехим"), ПС 110 кВ Аремзяны и ПС 110 кВ Уват (ОАО "Сибнефтепровод" - Тобольское управление магистральных нефтепроводов), рекомендуется строительство второй цепи ВЛ 110 кВ Аремзяны - отп. на Уват и подключением к ней по схеме "заход-выход" ПС 110 кВ Туртас. Рекомендуется к вводу в 2017 г.
Реконструкция двух цепей ВЛ 220 кВ Тюменская ТЭЦ-2 - ТММЗ. Замена провода АС-400 на высокотемпературный. Рекомендуется в 2015 г.
Реконструкция двух цепей ВЛ 220 кВ Тюмень - ТММЗ. Замена провода АС-400 и АС-300 на высокотемпературный. Рекомендуется в 2015 г.
Реконструкция ВЛ 220 кВ Тюменская ТЭЦ-2 - ТММЗ и Тюмень - ТММЗ необходима для повышения пропускной способности ВЛ и снятия существующих ограничений по выдаче мощности Тюменской ТЭЦ-2. Замена существующих проводов марки АС на высокотемпературные композитные провода может быть выполнена без замены существующих опор и прокладки КЛ.
ВЛ 110 кВ Тюмень - Алебашево. Протяженность 4 км. Сооружение ВЛ 110 кВ необходимо для повышения надежности электроснабжения потребителей и приведения подключения ПС 110 кВ Алебашево, ПС 110 кВ Щербаковская и ПС 110 кВ Тарманы в соответствие "Методическим рекомендациям по проектированию развития энергосистем". Рекомендуется к вводу в 2015 г.
ПС 110 кВ Ульяновская. Замена трансформаторов 1 x 6,3 + 1 x 10 МВА на новые, большей мощности - 2 x 16 МВА в связи с перспективным ростом нагрузки (прогнозные нагрузки по ПС 110 кВ согласованы письмами ОАО "Тюменьэнерго": № 15/287 от 25.10.2012 и № 1/288 от 26.10.2012). Рекомендуется в 2016 г.
ПС 110 кВ Ярково. Замена трансформаторов 2 x 6,3 МВА на новые, большей мощности - 2 x 16 МВА в связи с перспективным ростом нагрузки. Рекомендуется в 2015 г.
ПС 110 кВ Кулаково. Замена трансформатора 1 x 6,3 МВА на новый, большей мощности - 16 МВА и установка второго трансформатора 16 МВА для повышения надежности, качества электроснабжения и обеспечения перспективного роста нагрузки. Рекомендуется в 2015 г.
ПС 110 кВ Мичурино. Замена трансформаторов 2 x 10 МВА на новые, большей мощности - 2 x 16 МВА в связи с перспективным ростом нагрузки. Рекомендуется в 2015 г.
На ПС 110/10 кВ: Речпорт, Казарово, Северная, Щербаковская, Винзили, Кирсарай, Сумкино, Утяшево, Червишево рекомендуется замена трансформаторов на новые, большей мощности. В инвестиционной программе ОАО "Тюменьэнерго" замена трансформаторов на новые большей мощности на вышеперечисленных подстанциях 110 кВ не предусмотрена.
Для обеспечения прогнозного роста нагрузки и создания резерва трансформаторной мощности рекомендуется замена трансформаторов на новые на уровне 2015 г.:

ПС 110/10 кВ Речпорт
1 x 10 + 1 x 16 МВА
2 x 16 МВА
ПС 110/10 кВ Казарово
2 x 16 МВА
2 x 25 МВА
ПС 110/10 кВ Северная
2 x 25 МВА
2 x 40 МВА
ПС 110/10 кВ Щербаковская
2 x 16 МВА
2 x 25 МВА
ПС 110/10 кВ Винзили
2 x 16 МВА
2 x 25 МВА
ПС 110/10 кВ Кирсарай
2 x 6,3 МВА
2 x 16 МВА
ПС 110/10 кВ Сумкино
1 x 6,3 + 1 x 10 МВА
2 x 10 МВА
ПС 110/10 кВ Утяшево
2 x 10 МВА
2 x 16 МВА
ПС 110/10 кВ Червишево
2 x 6,3 МВА
2 x 16 МВА

Сводные данные по развитию электрической сети, класс напряжения которой ниже 110 кВ Тюменской области приведены ниже.

Перечень вводимых и реконструируемых электросетевых объектов
110 кВ и выше (в том числе социально-направленных)
с указанием характеристик, технического эффекта и года ввода

N
Объект
Характеристика объекта
Технический эффект
Год ввода в соответствии с ИП/ СиПР ЕЭС России
Рекомендуемый год ввода
1
2
3
4
5
6
1
ПС 500 кВ Иртыш
Установка второго АТ 220/110 кВ мощностью 125 МВА
Обеспечение выдачи мощности Тобольской ТЭЦ
---
2014
2
ПС 500 кВ Иртыш
Замена существующего АТ-1 500/110 кВ мощностью 250 МВА с включением на параллельную работу АТ-1 и АТ-2
Моральный и физический износ (1973 год выпуска). Обеспечение выдачи мощности Тобольской ТЭЦ
---
2015
3
ПС 500 кВ Иртыш
Установка третьего АТ 500/110 кВ мощностью 250 МВА
Обеспечение выдачи мощности Тобольской ТЭЦ
---
2015
4
ПС 500 кВ Иртыш
Реконструкция РУ 110 кВ
Включение на параллельную работу АТ-1 и АТ-2 ПС 500 кВ Иртыш
2015
2015
5
ПС 220 кВ Тура
2 x 125 МВА Двухцепная ВЛ 220 кВ Тюмень - Тура. Протяженность 14 км, марка провода - АС-300
Повышение надежности электроснабжения потребителей Тюменского энергоузла, обеспечение подключения новых потребителей
2015/2015
2014
6
ПС 220 кВ Губернская
2 x 63 МВА Двухцепное ответвление от ВЛ 220 кВ Тюменская ТЭЦ-2 - ТММЗ. Протяженность 3 км, марка провода - АС-240
Электроснабжение активно развивающегося нефтеперерабатывающего завода ЗАО "Антипинский НПЗ"
2015/---
2015
7
Транзит ВЛ 500 кВ Восход - Витязь (Ишим) - Иртыш
Сооружение крыла 500 кВ на ПС 220 кВ Заря (Ишим) (установка АТГ 500 кВ 3х167 МВА с последующим переименованием в ПС 500 кВ Витязь).
Перевод ВЛ 220 кВ Иртыш - Заря на номинальное напряжение 500 кВ.
Сооружение ВЛ 500 Восход - Ишим (Витязь).
Протяженность - 310 км, 3хАС-400 + 3хАС-300 + 2хАС-500
Создание межсистемной связи между ОЭС Урала и ОЭС Сибири и повышения надежности электроснабжения потребителей Ишимского энергоузла
2014
2014
8
ПС 500 кВ Демьянская
Комплексная реконструкция 6 x 167 МВА, 2 x 200 МВА, 2 x 25 МВА, 2 x 63 МВА
Снижение рисков ограничений потребителей и повышение надежности энергоснабжения северных районов Тюменской области
2018/2017
2018
9
КЛ 110 кВ Центральная - Мурманская
(2 x 3) x 5 км, ПвВнг - 1 x 1400
Развитие распределительных сетей 110 кВ города Тюмень. Повышение надежности электроснабжения потребителей центральной части города
2014
----
10
КЛ 110 кВ Тюменская ТЭЦ-1 - Центральная - Сибжилстрой
(2 x 3) x 18 км, ПвВнг - 1 x 1400
Развитие распределительных сетей 110 кВ города Тюмень. Повышение надежности электроснабжения потребителей центральной части города. Транзит мощности в дефицитный узел - ПС 110 кВ Сибжилстрой. Ликвидация "узких мест" схемы выдачи мощности Тюменской ТЭЦ-1
---
2016 <**>
11
КЛ 110 кВ Тюменская ТЭЦ-1 - Мурманская - Сибжилстрой
(2 x 3) x 18 км, ПвВнг - 1 x 1400
Развитие распределительных сетей 110 кВ города Тюмень. Повышение надежности электроснабжения потребителей центральной части города. Транзит мощности в дефицитный узел - ПС 110 кВ Сибжилстрой. Ликвидация "узких мест" схемы выдачи мощности Тюменской ТЭЦ-1
---
2016 <**>
12
КЛ 110 кВ Тюменская ТЭЦ-2 - Ожогино 1, 2
(2 x 3) x 6 км, OP-CWSLAE-W 1 x 1600/300
Обеспечение выдачи мощности Тюменской ТЭЦ-2 в ремонтных схемах и повышения надежности электроснабжения коммунально-бытовых потребителей г. Тюмень
2014
2014
13
Одноцепная ВЛ 110 кВ Сибжилстрой - Молчаново - Устье
Реконструкция с заменой провода АС-70, АЖ-120 на провод сечением АС-120 на участке протяженностью 49 км. Замена опор, грозотроса
Повышение пропускной способности ВЛ, ограниченной в настоящее время физическим износом опор и проводов
2016
2016
14
Одноцепная ВЛ 110 кВ Тюмень - Караганда - Велижаны - Нижняя Тавда
Реконструкция с заменой провода АЖ-120, АС-95 на провод АС-120 на участке протяженностью 79 км. Замена опор, грозотроса
Повышение пропускной способности ВЛ, ограниченной в настоящее время физическим износом опор и проводов
2016
2016
15
Одноцепная ВЛ 110 кВ Заводоуковск - Омутинка с отпайкой на ПС 110 кВ Полевая
Техническое перевооружение с заменой провода АС-120 одной цепи на участке Вагай - Омутинка протяженностью 25,5 км на провод АС-120. Замена грозозащитного троса протяженностью 84 км на ОКГТ, промежуточных опор и анкерно-угловых опор
Повышение пропускной способности ВЛ, ограниченной в настоящее время физическим износом опор и проводов
2016
2016
16
Одноцепная ВЛ-110 кВ Декабристов - Красный Яр
Техническое перевооружение с заменой провода АЖ-120 на провод марки АС-120 на участке Петелино-Красный Яр протяженностью 24,9 км. Замена промежуточных железно-бетонных опор и анкерно-угловых опор
Повышение пропускной способности ВЛ, ограниченной в настоящее время физическим износом опор и проводов
2016
2016
17
Одноцепная ВЛ-110 кВ Ожогино - Шорохово - Рафайлово
Реконструкция с заменой провода АС-95 на участке Червишево - Рафайлово (протяженность 64 км) на провод сечением АС-120
Повышение пропускной способности ВЛ, ограниченной в настоящее время физическим износом опор и проводов
2018
2018
18
Одноцепная ВЛ-110 кВ Ишим - Петропавловск с отпайкой на ПС 110 кВ Казанка
Реконструкция с заменой провода АС-120 на провод АС-120, опор, грозотроса до опоры № 228 на границе Тюменской ЭС протяженность 95 км
Повышение пропускной способности ВЛ, ограниченной в настоящее время физическим износом опор и проводов
2018
2018
19
ВЛ 110 кВ Аремзяны - Уват
Строительство второй цепи ВЛ 110 кВ. Протяженность 92 км. Марка провода АС-120
Повышение надежности электроснабжения
---/---
2017
20
ВЛ 110 кВ Тюмень - Алебашево
Строительство ВЛ 110 кВ Тюмень - Алебашево Протяженность 4 км
Повышение надежности электроснабжения
---/---
2015
21
ВЛ 220 кВ Тюменская ТЭЦ-2 - ТММЗ
Реконструкция с заменой провода АС-400 на высокотемпературный Протяженность 2 x 10,5 км
Повышение пропускной способности ВЛ. Ликвидация "узких мест" схемы выдачи мощности Тюменской ТЭЦ-2
---/---
2015 <*>
22
ВЛ 220 кВ Тюмень - ТММЗ
Реконструкция с заменой провода АС-400 и АС-300 на высокотемпературный Протяженность 2 х 15,2 км
Социально-направленные объекты
Обеспечение электроснабжением земельных участков, передаваемых многодетным семьям для жилищного строительства
23
ПС 110/10 кВ Молодежная с двухцепной ВЛ-110 кВ, ВЛ-10 кВ и РП-10 кВ до границ земельных участков в районе Комарово, Плеханово г. Тюмени, Гусево, Московский, Падерина Тюменского района - 2016 год
Строительство ПС 110/10 кВ, ВЛ-110 кВ, ВЛ-10 кВ, РП-10 кВ
Создание возможности технологического присоединения к сетям электроснабжения объектов ИЖС, планируемых к созданию на земельных участках, передаваемых многодетным семьям.
2016
2016
24
Строительство внутриплощадочных объектов электроснабжения в районе д. Комарово, д. Плеханова, с. Гусево, п. Московский, д. Падерина
Строительство ВЛ-10, ВЛ-0,4 кВ, БРТП-10/0,4 кВ
Создание возможности технологического присоединения к сетям электроснабжения объектов ИЖС, планируемых к созданию на земельных участках, передаваемых многодетным семьям.
2017
2017
Объекты электрификации участка железной дороги Войновка - Тобольск
1
ПС 110/10 кВ Войновка-2-тяга
2 x 16 МВА
Электрификация участка железной Войновка - Тобольск, предусматривающая строительство контактной сети и тяговых подстанций: три опорные тяговые ПС, десять транзитных тяговых ПС, ВЛ 110 кВ (двухцепные - 16 км, одноцепные - 167,5 км)
---/---
2018
2
ПС 110/10 кВ Торгили-тяга
2 x 16 МВА
3
ПС 110/10 кВ Усть-Тавда-тяга
2 x 16 МВА
4
ПС 110/10 кВ Туринский-тяга
2 x 16 МВА
5
ПС 110/10 кВ Искинский-тяга
2 x 16 МВА
6
ПС 110/10 кВ Картымская-тяга
2 x 16 МВА
7
ПС 110/10 кВ 91 км-тяга
2 x 16 МВА
8
ПС 110/10 кВ Бачкун-тяга
2 x 16 МВА
9
ПС 110/10 кВ Большесельский-тяга
2 x 16 МВА
10
ПС 110/10 кВ Тахтаир-тяга
2 x 16 МВА
11
ПС 110/10 кВ 184 км-тяга
2 x 16 МВА
12
ПС 110/10 кВ 204 км-тяга
2 x 16 МВА
13
ПС 110/10 кВ Тобольск-тяга
2 x 16 МВА

--------------------------------
<*> - требуемый срок реализации объектов определен в соответствии со Стандартом организации ОАО "ФСК ЕЭС" СТО 56947007-29.240.121-2012 "Сроки работ по проектированию, строительству и реконструкции подстанций и линий электропередач 35-1150 кВ"
<**> - по данным ОАО "Тюменьэнерго" ввод в работу КЛ 110 кВ Тюменская ТЭЦ-1 - Центральная (Мурманская) - Сибжилстрой возможен не ранее первого полугодия 2016 года.

Сводные данные по развитию электрической сети, класс
напряжения которой ниже 110 кВ Тюменской области

Населенный пункт
Существующие ТП 10 кВ (на 01.01.2014)
ТП 10 кВ, рекомендуемые к реконструкции
Новые ТП 10 кВ
ТП 10 кВ на конец рассматриваемого периода (2019 год)
Количество, шт.
Мощность, кВА
Количество, шт.
Мощность, кВА
Количество, шт.
Мощность, кВА
Количество, шт.
Мощность, кВА
г. Тюмень
1270
1572700
61
76860
181
305490
1451
2253828
г. Тюмень
п. Березняки
62
13178
2
320
11
2330
73
15665
п. Верхний Бор
22
8126
-
-
-
-
22
8126
п. Воронино
12
3743
5
890
-
-
12
4013
д. Гилево (Быково, Зайково)
26
6155
5
1070
-
-
26
6215
д. Копытово
4
2160
1
630
-
-
4
2390
д. Комарово
3
570
2
320
23
57660
31
65000
д. Казарово
24
9070
-
-
5
1250
29
10320
д. Княжево
17
2756
5
920
-
-
17
2876
п. Рощино
9
3740
4
1440
-
-
9
3970
с. Утяшево
23
6648
-
-
7
3490
30
10138
п. Мелиораторов (Велижанский)
3
500
-
-
3
750
6
1250
д. Падерино
18
4183
1
250
1
160
19
4413
Тюменский район
п. Богандинский
40
13410
8
1460
1
160
41
13720
с. Каменка
21
4310
4
1300
3
480
24
4940
с. Кулига
5
1043
3
960
2
320
7
1443
с. Княжево
5
1210
3
510
6
489
11
619
с. Кулаково
23
4630
7
1600
4
1000
27
5840
с. Луговое
33
7275
4
2800
7
1750
40
9410
п. Московский
44
15027
8
1970
4
1980
48
17157
с. Гусево
11
2080
4
1060
-
-
11
2320
д. Падерино
18
4183
1
250
1
160
19
4413
д. Патрушево
21
4983
4
820
1
160
22
5203
с. Перевалово
33
6899
7
1810
6
5050
39
12189
д. Ушаково
10
3106
2
560
2
790
12
3896
с. Успенка
31
9790
1
100
-
-
31
9790
д. Зырянка
12
2130
4
910
1
250
13
2380
д. Малиновка
4
700
3
450
1
160
5
860
с. Червишево
35
9704
7
3460
3
820
38
11434
с. Мичурино
5
1070
2
350
1
160
6
1230
п. Новотарманский
17
5640
-
-
22
2745
39
8385
д. Решетниково
11
2298
2
650
3
750
14
3288
Итого:
1872
1733017
160
103720
299
388354
2176
2506721

17. Прогноз возможных объемов развития Тюменской области
на основе ВИЭ и местных видов топлива. Существующие
и планируемые к строительству и выводу из эксплуатации
генерирующих объектов, функционирующих на основе
использования возобновляемых источников энергии

17.1. Ветроэнергетика

Программой модернизации электроэнергетики России на период до 2020 года в Тюменской области предусмотрен ввод 0,7 МВт мощности ветрогенерирующих установок за период 2016 - 2020 годов. Для установки предполагается использовать децентрализованные ветровые электростанции и ветро-дизельные электростанции мощностью 10 - 50 кВт.
Потенциал развития генерации электроэнергии на ветрогенерирующих установках можно оценить по карте на рисунке 4.4.



Рисунок 4.4. Карта распределения удельного ветропотенциала (Вт/м2) на высоте 100 м

Потенциал по вводу ветрогенерирующих установок на территории Тюменской области оценивается величиной 0,1 - 0,2 МВт/м2.
Наиболее перспективным является ввод ветрогенерирующих установок в территориально удаленных от ЕЭС районах для обеспечения нефтяных, газовых месторождений и удаленных поселений без подключения ветрогенерирующих установок к сети. Резервным источником энергии в данном случае будет являться маневренная дизельная установка, работающая во время штиля.
Ввод ветрогенерирующих установок позволит снизить зависимость отдаленных регионов от дизельного топлива, а также будет способствовать снижению себестоимости электроэнергии в этих регионах.

17.2. Гидроэнергетика
В Тюменской области насчитывается свыше 5100 рек и ручьев, относящихся к бассейну Иртыша. Рек длиной более 500 км здесь девять (Иртыш, Ишим, Тобол, Демьянка, Тура, Тавда, Исеть, Пышма и Вагай), из них лишь две (Демьянка и Вагай) местные, а сток остальных семи формируется в той или иной степени за пределами области. Крупнейшими по водоносности реками являются Иртыш и Тобол, за которыми следуют Тавда (455 м3/с), Тура (230 м3/с) и Демьянка (180 м3/с). Таким образом, небольшое количество водоносных артерий может быть использовано для развития сегмента генерации электроэнергии малыми ГЭС.

17.3. Солнечная энергетика
Данный вид энергетики основывается на преобразовании электромагнитного солнечного излучения в электрическую или тепловую энергию. Потенциал развития солнечной энергетики в Тюменской области определяется тем, что выработка солнечной энергии в первую очередь зависит от географической широты, от погоды, времени суток и необходимости очистки панелей от снега и пыли. На рисунке 4.5 приведена карта суммарной солнечной радиации в день на территории России.



*-* 2 Рисунок 4.5. Карта потока солнечной радиации, приходящегося на м за один день на территории России

По приведенной выше карте можно отметить, что по территории Тюменской области суммарная солнечная радиация на 1 м2 в течение дня распределяется от 3,5 до 4,0 кВт.ч/м2. В то же самое время продолжительность солнечного сияния по территории Тюменской области составляет от 1700 до 2000 часов в год. Рисунок с картой продолжительности сияния приведены ниже.



От 1700 до 2000 часов в год

Карта продолжительности солнечного сияния

По приведенным выше картам можно приблизительно оценить максимальную возможную величину выработки электроэнергии на территории Тюменской области: 200 млн. кВт*ч за год. Но с учетом местоположения Тюменской области можно утверждать, что выработка электроэнергии на солнечных электростанциях будет осуществляться преимущественно в летний период. В зимний период данный вид ВИЭ не может быть использован по причине малой солнечной радиации, падающей на поверхность (высокие широты расположения региона), а периодические снегопады и затрудненный доступ к солнечным электростанциям (отсутствие дорог, большие заболоченные территории т.д.) снижают потенциал развития данного источника ВИЭ. Также данный вид ВИЭ будет требовать установки маневренных дублирующих источников энергии сопоставимой мощности либо подключения к энергосистеме по причине непредсказуемости генерации в течение суток. Все это говорит о том, что применение солнечных электростанций на Тюменской области экономически и технически нецелесообразно.

17.4. Биоэнергетика
Данный сегмент возобновляемых источников энергии при производстве электрической и тепловой энергии в качестве сырья использует биотопливо - топливо, получаемое из биологического сырья. По типу исходного сырья различают три вида биотоплива: биологические отходы, лигно-целлюлозные соединения и водоросли.
Из биотоплива первого поколения наиболее перспективным направлением является использование торфа (наличие большого количества месторождений торфа) и леса (за 2011 год заготовка и первичная переработка составила 2,3 млн. м3, за 2013 год - 1,7 млн. м3). Объем запаса торфа на территории области составляет 2613 млн. тонн. Вместе с этим, наиболее перспективным видом биотоплива является древесина. Общий запас которой составляет 932 млн. м3, в том числе спелых и перестойных - 538 млн. м3, из них 32% приходится на лиственные породы. Утвержденная расчетная лесосека позволяет заготовить 13 млн. м3 лиственной древесины в год. Район слабо освоен, под сельскохозяйственными угодьями находится 6,2% территории. В связи с тем, что в Тюменской области посевные площади растений, отходы которых могут быть использованы для производства биотоплива, малы, а поголовье крупного рогатого скота, свиней и птицы не особенно многочисленно, использование данного типа сырья для выработки электроэнергии в промышленных масштабах не является перспективным. Также возможно получение биотоплива из твердых бытовых отходов и на очистных сооружениях. При переработке 25 м3 сточных вод можно получить около 1 м3 биогаза, или 0,0007 тут. При переработке 1 тонны твердых бытовых отходов можно получить 70 - 115 м3 биогаза, или 0,05 - 0,08 тут.
Биотопливо третьего поколения получается из специальных водорослей с высоким содержанием масла. Такие виды водорослей очень чувствительны к низкой температуре и требуют высокую температуру для активного роста. При затяжной зиме и низкой среднегодовой температуры данная технология в открытых водоемах не может быть применена. Единственная возможность получения биотоплива из водорослей на территории Тюменской области - выращивание водорослей в малых биореакторах около ТЭЦ за счет сбросного тепла станций.

18. Заключение

Разработанная "Схема и Программа развития электроэнергетики Тюменской области на 2015 - 2019 гг." решает основные задачи по развитию электросетевого комплекса Тюменской области на перспективу 2015 - 2019 гг.:
создание технических основ надежного энергоснабжения и гарантированного доступа всех субъектов экономической деятельности к источникам электрической энергии, а источников - к сетям;
ликвидация "узких мест" элементов электрической сети;
Разработанная "Схема и Программа развития электроэнергетики Тюменской области на 2015 - 2019 гг." соответствует "Методическим рекомендациям по проектированию развития энергосистем" (СО 153-34.20.118-2003), позволяет обеспечить требуемый ОАО "СО ЕЭС" критерий надежности (в соответствии с "Методическими указаниями по устойчивости энергосистем"), а также, в полном объеме осуществить подключение перспективных потребителей в рассматриваемом периоде (до 2019 г.)

Схема развития электроэнергетики Тюменской области
на 2015 - 2019 гг.




------------------------------------------------------------------