Вы можете открыть актуальную версию документа прямо сейчас.
Если вы являетесь пользователем интернет-версии системы ГАРАНТ, вы можете открыть этот документ прямо сейчас или запросить по Горячей линии в системе.
Вход
Купить систему ГАРАНТ
Получить демо-доступ
Узнать стоимость
Информационный банк
Подобрать комплект
Семинары
- Главная
- Распоряжение Губернатора Тюменской области от 30 апреля 2021 г. N 37-р "Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Тюменской области на 2022 - 2026 годы" (документ утратил силу)
- Приложение. Схема и программа развития электроэнергетики Тюменской области на 2022 - 2026 годы
Приложение. Схема и программа развития электроэнергетики Тюменской области на 2022 - 2026 годы
Приложение
к распоряжению Губернатора
Тюменской области
от 30 апреля 2021 г. N 37-р
Схема и программа
развития электроэнергетики Тюменской области на 2022 - 2026 годы
Перечень сокращений
А - ампер;
АДТН - аварийно-допустимая токовая нагрузка
АО - акционерное общество;
АЛАР - автоматика ликвидации асинхронного хода;
АОПО - автоматика ограничения токовой перегрузки оборудования;
АОПЧ - автоматика ограничения повышения частоты;
АОСН - автоматика ограничения снижения напряжения;
АПНУ - автоматика предотвращения нарушения устойчивости;
АТ - автотрансформатор;
АТГ - автотрансформаторная группа;
АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическим процессом;
АЧР - автоматика частотной разгрузки;
В - выключатель;
ВЛ - воздушная линия электропередачи;
ВИЭ - возобновляемые источники электроэнергии;
ВРП - валовой региональный продукт;
г. - город;
ГАО - графики аварийного ограничения режима потребления электрической энергии (мощности);
ГПГУ - газопоршневая генерирующая установка;
ГПЗ - газоперерабатывающий завод;
ГРЭС - государственная районная электростанция;
ГТУ - газотурбинная установка;
ГТЭС - газотурбинная электростанция;
ГЭС - гидроэлектростанция;
ДЭС - дизельная электростанция;
ДДТН - длительно допустимый ток нагрузки;
ЕЭС - Единая энергетическая система;
ж/к - жилой комплекс;
ЗАО - закрытое акционерное общество;
кВ - киловольт;
кВт-ч - киловатт-час;
КИП - контрольно-измерительные приборы;
КЛ - кабельная линия;
км - километр;
КПД - коэффициент полезного действия;
ЛПУ МГ - линейное производственное управление магистрального газопровода;
ЛЭП - линия электропередачи;
МВА - мегавольт-ампер;
Мвар - мегавольт-ампер реактивный;
МВт - мегаватт;
мкр. - микрорайон;
млн. - миллион;
МО - муниципальное образование;
МП - муниципальное предприятие;
МУП - муниципальное унитарное предприятие;
МШВ - междушинный выключатель;
МЭС - магистральные электрические сети;
м/р - месторождение;
ОАО - открытое акционерное общество;
ОДУ - объединенное диспетчерское управление;
ООО - общество с ограниченной ответственностью;
отп. - отпайка линии электропередачи;
п. - поселок;
ПА - противоаварийная автоматика;
ПАР - послеаварийный режим;
пгт - поселок городского типа;
ПГУ - парогазовая установка (электростанция);
ПГЭ - парогазовая электростанция;
ПНС - подкачивающая насосная станция;
ПП - переключательный пункт;
ППУ - пенополиуретан;
ПС - подстанция;
ПСУ - паросиловая установка;
ПЭС - передвижная электростанция;
Р - реактор;
р.п. - рабочий поселок;
РДУ - региональное диспетчерское управление;
РП - распределительный пункт;
РУ - распределительное устройство;
с. - село;
СВ - секционный выключатель;
сек. - секция;
СиПРЭ - схема и программа развития электроэнергетики;
СКРМ - средство компенсации реактивной мощности;
СП - соединительный пункт;
СШ - система шин;
Т - трансформатор;
ТГ - турбогенератор;
ТП - трансформаторная подстанция;
ТПиР - техническое перевооружение и реконструкция;
ТПП - территориальное производственное предприятие;
т.у.т. - тонны условного топлива;
ТЭР - топливно-энергетические ресурсы;
ТЭС - теплоэлектростанция;
ТЭЦ - теплоэлектроцентраль;
УРС - устройство регулирования и стабилизации;
УШР - управляемый шунтирующий реактор;
ЧДА - частотно-делительная автоматика;
ЦТП - центральный тепловой пункт;
ЦСПА - централизованная система противоаварийной автоматики;
чел. - человек;
шт. - штук;
ЭС - энергосистема;
ЭЭ - электроэнергия;
ЭЭС - электроэнергетическая система;
- длительно допустимое значение токовой нагрузки;
- аварийно допустимое значение токовой нагрузки;
- значение расчетной токовой нагрузки;
- номинальный ток;
- номинальное напряжение;
- номинальная мощность.
1. Существующее состояние объектов по производству электрической энергии и электросетевого хозяйства 110 кВ и выше Тюменской области
1.1. Общая характеристика Тюменской области
Тюменская область как субъект Российской Федерации входит в состав Уральского федерального округа (УФО) и располагается в Западной Сибири, как это показано на рисунке 1. На территории Тюменской области расположены Ханты-Мансийский автономный округ - Югра (далее - ХМАО - Югра) и Ямало-Ненецкий автономный округ (далее - ЯНАО), которые получили статус равноправных субъектов Российской Федерации в 1993 году, но территориально входят в состав Тюменской области. В настоящей схеме и программе развития электроэнергетики исследуется территория Тюменской области без вышеупомянутых автономных округов.
Рисунок 1 - Географическое положение Тюменской области
Территориально Тюменская область (без автономных округов) граничит со следующими субъектами РФ: на севере с ХМАО - Югрой, на северо-западе и западе со Свердловской областью, на юго-западе с Курганской областью, на юге с Северо-Казахстанской областью Казахстана, на востоке с Омской областью и Томской областью.
Площадь территории Тюменской области (без автономных округов) составляет 160,1 тыс. км 2. На 01.01.2020 по данному показателю регион занимает 4 место по УФО и 24 место по Российской Федерации. Численность населения области (без автономных округов), по оценке Росстата, на 01.01.2021 составляет 1542,5 тыс. человек. В последние годы для Тюменской области характерно увеличение численности населения.
Климат региона континентальный. Средняя температура воздуха в г. Тюмень в январе составляет минус 18 - 20 С, в июле - плюс 19 - 20 С.
Самым продолжительным климатическим периодом является зимний, который составляет в среднем от 161 дня на юге до 179 дней на севере. Снежный покров устанавливается в период со второй декады октября до второй декады ноября. Его высота в среднем по области может составлять до 60 см. Весенний период обычно начинается с первой декады апреля и продолжается до 13 - 26 мая (35 - 45 дней), снежный покров сходит в течение всего апреля в зависимости от района. Летний период является вторым по продолжительности после зимнего, составляет 110 - 128 дней и заканчивается, как правило, во второй декаде сентября. Средняя температура летнего периода лежит в диапазоне плюс 15 - 17 С.
К наиболее крупным городам Тюменской области с численностью населения более 50 тыс. человек относятся г. Тюмень (807,3 тыс. человек), г. Тобольск (102,3 тыс. человек), г. Ишим (64,4 тыс. человек), по данным Росстата на 01.01.2020.
Выгодное географическое положение, благоприятные природно-климатические условия, наличие запасов полезных ископаемых, земельных, лесных, водных ресурсов, развитость инженерной, телекоммуникационной и транспортной инфраструктуры 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 превышали среднероссийские показатели. За десять лет (2019 год к уровню 2009 года) ВРП области в сопоставимых ценах увеличился в 1,36 раза (в среднем по России ВРП за аналогичный период увеличился в 1,25 раза). Динамичное развитие свидетельствует об относительно высокой конкурентоспособности экономики Тюменской области.
Наибольшее значение в развитии экономики Тюменской области занимает промышленный комплекс. В структуре промышленности доминирующее положение занимают организации обрабатывающих производств, их доля в объеме отгруженной продукции в 2020 году составила 71,6%, организаций добычи полезных ископаемых - 20,6%, обеспечения электрической энергией, газом и паром; кондиционирования воздуха - 5,8%, водоснабжения; водоотведения, организации сбора и утилизации отходов, деятельности по ликвидации загрязнений - 1,9%. На развитие промышленности региона большое влияние оказывает близость к нефтегазовым территориям ХМАО - Югры и ЯНАО, отличающихся высокой потребностью в привозных ресурсах для производственной деятельности и жизнеобеспечения населения. В автономные округа поставляются оборудование и другие технические средства для нефтяной и газовой промышленности, строительные материалы, продукты питания и иная продукция.
По предварительной оценке Росстата, доля сельского населения в общей численности населения на 01.01.2021 составила 32,2%. Среднегодовая численность занятых в сельском и лесном хозяйстве, охоте, рыболовстве и рыбоводстве в общей численности занятых за 2019 год составила 5,9%. Площадь сельскохозяйственных угодий в составе земель сельскохозяйственного назначения Тюменской области составляет порядка 2,9 млн га или около 20% от общей площади земель.
Основные отрасли сельского хозяйства: производство зерна, мясомолочное скотоводство, свиноводство, птицеводство, картофелеводство.
1.2. Характеристика состояния энергосистемы Тюменской области
Энергосистема Тюменской области входит в состав объединенной энергосистемы (ОЭС) Урала и имеет электрические связи класса напряжения 500 кВ и ниже с энергосистемами Свердловской, Курганской и Омской областей, энергосистемой ХМАО - Югры, а также с единой энергосистемой (ЕЭС) Казахстана (без межгосударственного перетока).
Одной из наиболее важных задач, выполняемой энергосистемой Тюменской области является обеспечение синхронной параллельной работы ЕЭС России и энергосистем ХМАО - Югры и ЯНАО посредством ЛЭП 500 кВ.
Энергосистема Тюменской области разделена на 4 энергорайона (рисунок 2): Тюменский, Ишимский, Тобольский и Южный.
Рисунок 2 - Схема фактического баланса электрических нагрузок Энергосистемы Тюменской области с разбивкой по энергорайонам на собственный максимум Энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов 2020 года
1. Тюменский энергорайон
Тюменский энергорайон (рисунок 3) охватывает территорию двух муниципальных образований области: городской округ Тюмень и Тюменский муниципальный район.
Основными центрами электроснабжения Тюменского энергорайона являются: ПС 500 кВ Тюмень, ПС 220 кВ Ожогино, ПС 220 кВ ТММЗ, ПС 220 кВ Губернская, Тюменская ТЭЦ-1, Тюменская ТЭЦ-2, ОАО "Газтурбосервис" ГТЭС (Бокс N 4), ГТЭС Моторостроители (Бокс N 6) ПАО "Тюменские моторостроители".
Рисунок 3 - Карта-схема Тюменского энергорайона энергосистемы Тюменской области
2. Тобольский энергорайон
Тобольский энергорайон (рисунок 4) охватывает территорию четырех муниципальных образований области: городской округ город Тобольск, Тобольский, Уватский, Вагайский муниципальные районы.
Основными центрами электроснабжения Тобольского энергорайона являются: ПС 500 кВ Иртыш, ПС 500 кВ Демьянская, ПС 500 кВ ЗапСиб, ПС 500 кВ Нелым, ПС 500 кВ Тобол, ПС 220 кВ Снежная, ПС 220 кВ Болчары, ПС 220 кВ Лянтинская, ПС 220 кВ Пихтовая, ПС 220 кВ Протозановская, ПС 220 кВ Чеснок и Тобольская ТЭЦ. В Тобольском энергорайоне имеются электростанции ПАО "Сургутнефтегаз" - ГТЭС Южно-Нюрымского м.р., электростанции ООО "РН-Уватнефтегаз" - ГТЭС Тегусская, ГПЭС Тегусская и ГТЭС Тямкинская.
Рисунок 4 - Карта-схема Тобольского энергорайона энергосистемы Тюменской области
3. Ишимский энергорайон
Ишимский энергорайон (рисунок 5) охватывает территорию десяти муниципальных образований юга области: городской округ город Ишим, Абатский, Аромашевский, Бердюжский, Викуловский, Ишимский, Казанский, Сладковский, Сорокинский муниципальные районы, Голышмановский городской округ. Основными центрами электроснабжения Ишимского энергорайона являются ПС 500 кВ Витязь, ПС 220 кВ Ишим и ПС 220 кВ Голышманово.
Рисунок 5 - Карта-схема Ишимского энергорайона энергосистемы Тюменской области
4. Южный энергорайон
Южный энергорайон (рисунок 6) охватывает территорию десяти муниципальных образований области: Заводоуковский городской округ, городской округ город Ялуторовск, Армизонский, Омутинский, Упоровский, Юргинский, Ялуторовский, Нижнетавдинский, Ярковский и Исетский муниципальные районы.
Основными центрами электроснабжения Южного энергорайона являются ПС 500 кВ Беркут, ПС 220 кВ Заводоуковск, ПС 220 кВ Княжево.
Рисунок 6 - Карта-схема Южного энергорайона энергосистемы Тюменской области
В таблице 1 представлены контролируемые сечения и их состав.
Таблица 1 - Контролируемые сечения в энергосистеме Тюменской области
|
Контролируемое сечение |
Состав электросетевого оборудования |
|
Сечение 35 |
ВЛ 500 кВ Курган - Беркут |
|
ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС - Тюмень-1 | |
|
ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС - Тюмень-2 | |
|
ОЭС Урала - Энергосистема Тюменской области (37) |
ВЛ 500 кВ Иртыш - Беркут |
|
ВЛ 500 кВ Луговая - Тюмень | |
|
ВЛ 500 кВ Тобол - Тюмень | |
|
Баланс ТюЭР, ЮЭР, ИЭР |
1,2АТГ ПС 500 кВ Тюмень |
|
ВЛ 110 кВ Верховино - Кармак (нормальное состояние транзита разомкнут) | |
|
ВЛ 110 кВ Гужевое - Кармак (нормальное состояние транзита разомкнут) | |
|
ВЛ 110 кВ Двинка - Красная Слобода (нормальное состояние транзита разомкнут) | |
|
ВЛ 110 кВ Красная Слобода - Краснополянск с заходом на ПС Баженово (нормальное состояние транзита разомкнут) | |
|
ВЛ 110 кВ Кротово - Татарка с отпайками | |
|
ВЛ 110 кВ Ница - Туринск (нормальное состояние транзита разомкнут) | |
|
ВЛ 110 кВ Сотник - МДФ | |
|
ВЛ 110 кВ Сотник - Тавда N 2 с отпайками | |
|
ВЛ 110 кВ Тобольская - Кутарбитка с отпайками |
Усредненный график потребления мощности энергосистемы Тюменской области приведен на рисунке 7. Как видно из рисунка, отношение летнего максимума энергосистемы Тюменской области к зимнему приблизительно равно 0,60. Отношение зимнего минимума к зимнему максимуму приблизительно равно 0,83. Отношение летнего минимума к летнему максимуму приблизительно равно 0,75.
Разница между зимним и летним максимумами и минимумами потребления объясняется значительной долей потребления электроэнергии населением в структуре потребления мощности энергосистемы Тюменской области. Равномерность летнего графика нагрузки обусловлена продолжительным световым днем в летний период.
Рисунок 7 - Усредненный график потребления мощности энергосистемы Тюменской области
Ниже представлен список крупнейших предприятий и организаций, составляющих основу энергосистемы Тюменской области.
К генерирующим компаниям относятся:
- ПАО "Фортум" - российское подразделение финской энергетической корпорации Fortum Corporation, один из ведущих производителей и поставщиков тепловой и электрической энергии на Урале и в Западной Сибири - Тюменские ТЭЦ-1,2;
- ООО "ЗапСибНефтехим" - Тобольская ТЭЦ.
К крупным электросетевым компаниям относятся:
- Филиал ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" - Магистральные электрические сети Урала (далее - филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала) - собственник электрических сетей напряжением 220 - 500 кВ;
- АО "Россети Тюмень". Осуществляет деятельность по передаче электроэнергии и технологическому присоединению на территории Тюменского региона (ЯНАО, ХМАО - Югра, Тюменская область). На обслуживании АО "Россети Тюмень" находятся сети 220 - 0,4 кВ;
- АО "Сибирско-Уральская энергетическая компания" (далее - АО "СУЭНКО"). Осуществляет деятельность по передаче электроэнергии и технологическому присоединению на территории Тюменской области (без автономных округов), входит в группу компаний ООО "Корпорация СТС". На обслуживании АО "СУЭНКО" находятся сети 110 - 0,4 кВ.
Функцию диспетчерского управления выполняют:
- Филиал АО "Системный оператор Единой энергетической системы" "Объединенное диспетчерское управление энергосистемы Урала" (далее - Филиал АО "СО ЕЭС" ОДУ Урала);
- Филиал АО "Системный оператор Единой энергетической системы" "Региональное диспетчерское управление энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского автономного округа - Югры и Ямало-Ненецкого автономного округа" (далее - Филиал АО "СО ЕЭС" Тюменское РДУ).
К крупным энергосбытовым компаниям и гарантирующим поставщикам электроэнергии относятся:
- АО "ЭК Восток" - гарантирующий поставщик электрической энергии на территории г. Тюмень и ряда крупных муниципальных образований Тюменской области;
- АО "Газпром энергосбыт Тюмень" (дочернее общество АО "Газпром энергосбыт") - гарантирующий поставщик электрической энергии в Тюменской области.
К наиболее крупным потребителям относятся:
- ООО "Газпром трансгаз Сургут";
- АО "Антипинский нефтеперерабатывающий завод";
- ООО "УГМК-Сталь" (Тюменский электрометаллургический завод);
- ООО "РН-Уватнефтегаз";
- Филиал ОАО "РЖД" "Свердловская железная дорога";
- АО "Транснефть - Сибирь";
- ООО "ЗапСибНефтехим".
1.3. Динамика потребления электроэнергии за пятилетний период
В таблице 2 приведены данные по динамике потребления электрической энергии за отчетный период 2016 - 2020 гг. на территории Тюменской области.
Таблица 2 - Динамика потребления электроэнергии на территории Тюменской области в 2016 - 2020 гг.
|
Наименование показателя |
2016 |
2017 |
2018 |
2019 |
2020 |
|
Электропотребление (млн кВт·ч.) |
11 697,9 |
13 073,7 |
13 647,5 |
14 501,6 |
14 923,4 |
|
Среднегодовые темпы прироста электропотребления (%) |
+4,0 |
+11,8 |
+4,4 |
+6,3 |
+2,9 |
1.4. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии с указанием потребления электрической энергии и мощности
Сведения о динамике электропотребления и максимуме потребляемой мощности
крупных потребителей электрической энергии и мощности в энергосистеме Тюменской области приведены в таблице 3.
Таблица 3 - Сведения об электропотреблении и максимуме потребления мощности крупных потребителей энергосистемы Тюменской области за период 2016 - 2020 гг.
|
Потребитель |
Год |
|||||
|
2016 |
2017 |
2018 |
2019 |
2020 |
||
|
ООО "Газпром трансгаз Сургут" |
|
1 658,4 |
1 132,3 |
1 010,1 |
1 234,9 |
1 003,0 |
|
|
248,7 |
201,8 |
187,9 |
142,9 |
186,9 |
|
|
ООО "Тобольск-Нефтехим" 1 |
|
489,8 |
- |
- |
- |
- |
|
|
63,0 |
- |
- |
- |
- |
|
|
ООО "Тобольск-Полимер" 1 |
|
237,9 |
- |
- |
- |
- |
|
|
34,2 |
- |
- |
- |
- |
|
|
ООО "СИБУР Тобольск" 1 |
|
- |
781,3 |
743,6 |
768,2 |
766,9 |
|
|
- |
89,2 |
99,8 |
99,0 |
117,1 |
|
|
АО "Антипинский НПЗ" 2 |
|
218,8 |
312,0 |
348,5 |
306,8 |
361,1 |
|
|
38,4 |
43,2 |
44,7 |
51,97 |
49,74 |
|
|
Филиал ООО "УГМК-Сталь" в г. Тюмени - "МЗ "Электросталь Тюмени" 2 |
|
298,0 |
360,8 |
377,7 |
371,9 |
363,7 |
|
|
67,2 |
61,1 |
64,0 |
63,8 |
64,7 |
|
|
ООО "РН-Уватнефтегаз", в том числе: |
|
132,1 |
112,7 |
108,3 |
407,0 |
552,9 |
|
|
17,2 |
16,3 |
14,1 |
80,3 |
89,5 |
|
|
ООО "РН-Уватнефтегаз" (электроснабжение добывающих скважин и объектов инфраструктуры) |
|
- |
- |
- |
384,4 |
518,3 |
|
|
- |
- |
- |
73,5 |
83,5 |
|
|
ООО "РН-Уватнефтегаз" (электроснабжение добывающих скважин и объектов инфраструктуры с буровыми установками) |
|
- |
- |
- |
407,0 |
552,9 |
|
|
- |
- |
- |
80,3 |
89,5 |
|
|
Филиал ОАО "РЖД" "Свердловская железная дорога" 2 |
|
467,3 |
479,1 |
475,7 |
467,8 |
470,0 |
|
|
64,2 |
67,0.1 |
66,4.1 |
65,1.1 |
64,2 |
|
|
АО "Транснефть - Сибирь" |
|
1 296,7 |
1 194,0 |
1 208,4 |
1 025,9 |
787,4 |
|
|
162,0 |
159,5 |
152,0 |
136,5 |
126,8 |
|
|
ООО "ЗапСибНефтехим" |
|
21,1 |
75,5 |
158,8 |
599,3 |
1 264,0 |
|
|
9,9 |
27,7 |
52,1 |
69,9 |
157,0 |
|
Примечание.
1. С 2016 года ООО "Тобольск-Нефтехим" и ООО "Тобольск-Полимер" реорганизованы в ООО "СИБУР Тобольск"
2. Корректировка данных и
в соответствии с ведомственной отчетностью
1.5. Динамика изменения максимума нагрузки за пятилетний период
Сводные данные по динамике изменения максимума нагрузки энергосистемы Тюменской области приведены в таблице 4. Представлены фактические данные по территории Тюменской области, на час прохождения максимума нагрузки энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов в 2016 - 2020 гг.
Таблица 4 - Динамика изменения максимума нагрузки энергосистемы Тюменской области за период 2016 - 2020 гг.
|
Наименование |
Год |
||||
|
2016 |
2017 |
2018 |
2019 |
2020 |
|
|
Максимум нагрузки, МВт |
1 890,0 |
1 912,0 |
2 057,0 |
1 979,0 |
2 134 |
|
Среднегодовые темпы прироста максимума нагрузки (%) |
-0,8 |
+1,2 |
+7,6 |
-3,8 |
+7,8 |
За последние пять лет максимум нагрузки энергосистемы Тюменской области увеличился на 12,9%. При этом снижение максимума нагрузки в 2016 г. и 2019 г. может быть объяснено благоприятными климатическими условиями прохождения максимума нагрузки.
1.6. Структура установленной мощности на территории Тюменской области
В состав энергосистемы Тюменской области входит три основных источника электроэнергии - Тюменская ТЭЦ-1, Тюменская ТЭЦ-2, принадлежащие ПАО "Фортум" (63,4% от суммарной установленной мощности электростанций Тюменской области), Тобольская ТЭЦ (29,4% от суммарной установленной мощности электростанций Тюменской области), ОАО "Газтурбосервис" ГТЭС и ГТЭС Моторостроители, принадлежащие ПАО "Тюменские моторостроители", ГТЭС Южно-Нюрымского м/р ПАО "Сургутнефтегаз", ГТЭС Тегусская, ГПЭС Тегусская и ГТЭС Тямкинская, принадлежащие ООО "РН-Уватнефтегаз" (7,3% от суммарной установленной мощности электростанций Тюменской области).
Суммарная установленная мощность электростанций энергосистемы Тюменской области по состоянию на 01.04.2021 составляет 2 266,448 МВт. Сводные данные по установленной мощности электростанций и типам генерирующих установок приведены в таблице 5.
Таблица 5 - Состав существующих электростанций по состоянию на 01.04.2021
|
Наименование электростанции |
Сведения о блоках/агрегатах |
Тип генерирующего оборудования |
Год ввода в эксплуатацию |
Установленная мощность, МВт |
|
Тюменская ТЭЦ-1 (ПАО "Фортум") |
Всего по электростанции |
681,7 |
||
|
Т-100-130 ст. N 5 |
ПСУ |
1969 |
94,0 |
|
|
Т-100-130 ст. N 6 |
ПСУ |
1970 |
94,0 |
|
|
Т-94-120 ст. N 7 |
ПСУ |
1970 |
94,0 |
|
|
ГТ V64.3A ст. N 1 |
ПГУ |
2005 |
60,0 |
|
|
Т-130/160-12,8 ст. N 1 |
2005 |
130,0 |
||
|
ГТ V64.3A ст. N 2 |
ПГУ |
2011 |
64,4 |
|
|
Т-145/160-12,8 ст. N 2 |
2011 |
145,3 |
||
|
Тюменская ТЭЦ-2 (ПАО "Фортум") |
Всего по электростанции |
755,0 |
||
|
Т-180/210-130-1 ст. N 1 |
ПСУ |
1986 |
180,0 |
|
|
Т-180/210-130-1 ст. N 2 |
ПСУ |
1987 |
180,0 |
|
|
Т-180/210-130-1 ст. N 3 |
ПСУ |
1987 |
180,0 |
|
|
К-215-130-1 ст. N 4 |
ПСУ |
1990 |
215,0 |
|
|
Тобольская ТЭЦ |
Всего по электростанции |
665,3 |
||
|
ПТ-135/165-130 ст. N 1 |
ПСУ |
1983 |
135,0 |
|
|
Т-175/210-130 ст. N 2 |
ПСУ |
1983 |
175,0 |
|
|
ПТ-140/165-130/15-2 ст. N 4 |
ПСУ |
1985 |
142,0 |
|
|
Р-100-130/15 ст. N 3 |
ПСУ |
2011 |
103,6 |
|
|
К-110-1,6 ст. N 5 |
ПСУ |
2011 |
109,7 |
|
|
ОАО "Газтурбосервис" ГТЭС (ПАО "Тюменские моторостроители") |
Т-12-2РЭУЗ 1 |
ГТУ |
2002 |
12,0 |
|
ГТЭС Моторостроители (ПАО "Тюменские моторостроители") |
Т-32-2РВ3-ГВ 2 |
ГТУ |
2016 |
24,9 |
|
ГТЭС Южно-Нюрымского м/р (ПАО "Сургутнефтегаз") |
Всего по электростанции |
8,0 |
||
|
Д-30ЭУ-2 |
ГТУ |
2017 |
4,0 |
|
|
Д-30ЭУ-2 |
ГТУ |
2017 |
4,0 |
|
|
ГТЭС Тегусская (ООО "РН-Уватнефтегаз") |
Всего по электростанции |
29,358 |
||
|
ГПЭС Тегусская (ООО "РН-Уватнефтегаз") |
Всего по электростанции |
15,4 |
||
|
QSV91-G |
ГПУ |
2020 |
1,54 |
|
|
QSV91-G |
ГПУ |
2020 |
1,54 |
|
|
QSV91-G |
ГПУ |
2020 |
1,54 |
|
|
QSV91-G |
ГПУ |
2020 |
1,54 |
|
|
QSV91-G |
ГПУ |
2020 |
1,54 |
|
|
QSV91-G |
ГПУ |
2020 |
1,54 |
|
|
QSV91-G |
ГПУ |
2020 |
1,54 |
|
|
QSV91-G |
ГПУ |
2020 |
1,54 |
|
|
QSV91-G |
ГПУ |
2020 |
1,54 |
|
|
QSV91-G |
ГПУ |
2020 |
1,54 |
|
|
ГТЭС Тямкинская (ООО "РН-Уватнефтегаз") |
Всего по электростанции |
24,0 |
||
|
ГТЭ-8/МС |
ГТУ |
2020 |
6,0 |
|
|
ГТЭ-8/МС |
ГТУ |
2020 |
6,0 |
|
|
ГТЭ-8/МС |
ГТУ |
2020 |
6,0 |
|
|
ГТЭ-8/МС |
ГТУ |
2020 |
6,0 |
|
|
Итого |
2 266,448 (100%) |
|||
|
в т.ч. ПСУ |
1 702,3 (75,1%) |
|||
|
ПГУ |
399,7 (17,6%) |
|||
|
ГТУ |
149,048 (6,6%) |
|||
|
ГПУ |
15,4 (0,7%) |
|||
-----------------------------
1Маркировка генератора
2Маркировка генератора
-----------------------------
В таблице 6 приведены данные о вводе, реконструкции и демонтаже генерирующего оборудования по электростанциям энергосистемы Тюменской области за последние 5 лет.
Таблица 6 - Информация о вводе, демонтаже и перемаркировке оборудования по электростанциям на территории Тюменской области за 2016 - 2020 гг.
|
Электростанция |
Год |
Тип работ |
Станционный номер |
Тип оборудования |
Установленная мощность, МВт |
|
ГТЭС Моторостроители (ПАО "Тюменские моторостроители") |
2016 |
Ввод |
1 |
ГТУ |
24,9 |
|
ГТЭС Южно-Нюрымского м/р (ПАО "Сургутнефтегаз") |
2017 |
Ввод |
1, 2 |
ГТУ |
2х4,0 |
|
Тюменская ТЭЦ-1 |
2018 |
Перемаркировка |
6 |
Т-100-130 |
94,0 |
|
Тюменская ТЭЦ-1 |
2019 |
Перемаркировка |
7 |
Т-94-120 |
94,0 |
Данные о вводе электросетевых объектов энергосистемы Тюменской области за последние 5 лет приведены в таблице 7.
Таблица 7 - Информация о вводе электросетевого оборудования на территории Тюменской области за 2016 - 2021 гг (I квартал 2021 г.)
|
Год ввода |
Наименование объекта |
Установленная мощность, МВА (Мвар, км) |
|
2016 |
Реконструкция ПС 110 кВ Молчаново |
2х6,3 МВА |
|
2016 |
Реконструкция ПС 110 кВ Горьковка |
2х16 МВА |
|
2016 |
ПС 220 кВ Губернская (Присоединение отпайками от ВЛ 220 кВ Тюменская ТЭЦ-2 - ТММЗ I, II цепь) |
2х63 МВА 1,78 км |
|
2016 |
Реконструкция ПС 110 кВ Затон |
1х10 МВА 1х6,3 МВА |
|
2016 |
Перевод блока N 1 Тюменской ТЭЦ-2 на шины 110 кВ. Включение АТ связи 220/110 кВ Тюменской ТЭЦ-2 |
|
|
2016 |
ПС 110 кВ Запсиб-2 (Присоединение отпайками от ответвлений на ПС 110 кВ КОС) |
2х25 МВА (2х6,0 км) |
|
2017 |
Реконструкция ПС 110 кВ Кулаково |
2х16 МВА |
|
2017 |
Реконструкция ПС 110 кВ Мурманская |
2х40 МВА |
|
2017 |
Реконструкция ПС 110 кВ Велижаны |
2х16 МВА |
|
2017 |
Реконструкция ПС 110 кВ Чермет |
2х16 МВА |
|
2017 |
Реконструкция ПС 110 кВ Мичурино |
2х16 МВА |
|
2017 |
Реконструкция ПС 110 кВ Ульяновская |
2х10 МВА |
|
2017 |
Реконструкция ПС 110 кВ Омутинка |
2х25 МВА |
|
2017 2018 |
Строительство ПП 500 кВ Тобол с заходами ВЛ 500 кВ, в т.ч.
2РУ-500 кВ ПС 500 кВ Тобол, заходы ВЛ 500 кВ Тюмень - Нелым на ПС 500 кВ Тобол с образованием ВЛ 500 кВ Нелым - Тобол, ВЛ 500 кВ Тобол - Тюмень
1РУ-500 кВ ПС 500 кВ Тобол, заходы ВЛ 500 кВ Демьянская - Иртыш на ПС 500 кВ Тобол с образованием ВЛ 500 кВ Иртыш - Тобол, ВЛ 500 кВ Демьянская - Тобол |
360 Мвар (60 Мвар резерв), 3х0,63 МВА, 0,25 МВА
6,68 км 6,73 км 3х60 Мвар
0,45 км 0,36 км 3х60 Мвар |
|
2018 |
ПС 500 кВ ЗапСиб, ВЛ 500 кВ ЗапСиб - Тобол-I, II, III, IV цепь |
4х250 МВА 2х2,655 км 2х2,696 км |
|
2018 |
Реконструкция ПС 110 кВ Н.Тавда |
2х16 МВА |
|
2018 |
Реконструкция ПС 110 кВ Червишево |
2х16 МВА |
|
2018 |
Реконструкция ПС 110 кВ Кротово |
1х2,5 МВА 1х6,3 МВА |
|
2018 |
Реконструкция ПС 110 кВ Упорово |
2х10 МВА |
|
2018 |
Реконструкция ПС 110 кВ Буньково |
2х6,3 МВА |
|
2019 |
Реконструкция ПС 110 кВ Ярково |
2х16 МВА |
|
2019 |
ПС 220 кВ Пихтовая на Тямкинском месторождении |
2х63 МВА УШР 63 Мвар |
|
2019 |
ВЛ 220 кВ от ПС 500 кВ Демьянская до ПС 220 кВ Пихтовая I, II цепь |
2х180,5 км |
|
2019 |
Строительство ВЛ 220 кВ Пихтовая - Лянтинская |
139,8 км |
|
2019 |
Строительство ПС 220 кВ Лянтинская |
2х125 МВА |
|
2019 |
Строительство ПС 220 кВ Протозановская |
2х63 МВА |
|
2019 |
Строительство ВЛ 220 кВ Пихтовая - Протозановская ВЛ 220 кВ Протозановская - Лянтинская |
57,705 км 86,439 км |
|
2019 |
Реконструкция ПС 110/10/6кВ Татарка |
2х10 МВА 1х2,5 МВА |
|
2019 |
Строительство ПС110/10 кВ Молодёжная с заходами ВЛ 110 кВ Ожогино - Перевалово |
2х25 МВА 2х0,086 км |
|
2019 |
Строительство ПС 110/10 кВ Причал с двухцепной ЛЭП 110 кВ |
2х40 МВА 2х0,042 |
|
2019 |
Реконструкция ПС 110/10кВ "Тополя" |
2х6,3 |
|
2019 |
Реконструкция ПС 110/6кВ "Водогрейная" |
2х16 |
|
2019 |
Реконструкция ПС 110/6кВ "Водозабор" |
2х2,5 |
|
2019 |
Реконструкция ПС 110/10кВ "Промбаза" |
2х40 |
|
2019 |
Переустройство КВЛ 110 кВ ТТЭЦ-1-Граничная |
1х0,184 км |
|
2019 |
Реконструкция КВЛ 110 кВ Ожогино-Граничная |
1х0,241 км |
На основании Протокола Северо-Уральского управления Ростехнадзора от 21.08.2017 N 193-5711-2017 "О запрете эксплуатации ВЛ 500 кВ Тобольск - Ишим" 22.08.2017 отключена ВЛ 500 кВ Тобольск - Ишим (диспетчерское наименование - ВЛ 220 кВ Витязь - Иртыш). В соответствии с Приказом Минэнерго России от 21.01.2019 N 16 вывод из эксплуатации ВЛ 220 кВ Витязь - Иртыш согласован с 31.05.2019.
1.7. Структура выработки электроэнергии электростанциями по типам электростанций и видам собственности
Все электростанции Тюменской области относятся к тепловым. По данным за 2020 г. 73,6% выработки электроэнергии приходится на электростанции, принадлежащие ПАО "Фортум", 22,5% - на Тобольскую ТЭЦ. Оставшаяся часть электроэнергии (3,9%) вырабатывается электростанциями, принадлежащими ПАО "Тюменские моторостроители", ПАО "Сургутнефтегаз", ООО "РН-Уватнефтегаз".
1.8. Оценка плановых значений показателей уровня надежности и качества оказываемых услуг в отношении территориальных сетевых организаций Тюменской области
В таблице 8 приведены плановые значения показателей уровня надежности и качества оказываемых услуг территориальных сетевых организаций Тюменской области на период 2020 - 2022 гг.
Уровень надежности оказываемых услуг определяется средней продолжительностью прекращения передачи электрической энергии потребителям услуг сетевой организации и средней частотой прекращения передачи электрической энергии потребителям услуг сетевой организации в течение расчетного периода регулирования. Уровень качества оказываемых услуг определяется показателем уровня качества осуществляемого технологического присоединения к сети. Показатели определяются согласно "Методическим указаниям по расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и территориальных сетевых организаций" утвержденных приказом Минэнерго России от 29.11.2016 N 1256.
Таблица 8 - Оценка плановых значений показателей уровня надежности и качества оказываемых услуг территориальных сетевых организаций Тюменской области на период 2021 - 2022 гг.
|
N |
Показатель |
2021 |
2022 |
|
1. |
АО "Россети Тюмень" |
||
|
1.1. |
Показатель средней продолжительности прекращения электрической энергии |
0,4358 |
0,4292 |
|
1.2. |
Показатель средней частоты прекращения передачи электрической энергии |
0,1969 |
0,1940 |
|
1.3. |
Показатель уровня качества осуществляемого технологического присоединения к сети |
1,0000 |
1,0000 |
|
2. |
АО "Сибирско-Уральская энергетическая компания" |
||
|
2.1 |
Показатель средней продолжительности прекращения электрической энергии |
0,8849 |
0,8716 |
|
2.2. |
Показатель средней частоты прекращения передачи электрической энергии |
0,4895 |
0,4822 |
|
2.3. |
Показатель уровня качества осуществляемого технологического присоединения к сети |
1,0000 |
1,0000 |
1.9. Характеристика балансов электроэнергии и мощности за пятилетний период
Балансы электрической мощности и электроэнергии энергосистемы Тюменской области за отчетный пятилетний период приведены в таблицах 9 и 10 соответственно. В качестве максимальной нагрузки потребления приведены фактические данные по территории Тюменской области на час прохождения максимума нагрузки энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов в 2016 - 2020 гг.
Таблица 9 - Баланс мощности на час прохождения максимума нагрузки энергосистемы Тюменской области в 2016 - 2020 гг., МВт
|
Наименование показателя |
2016 |
2017 |
2018 |
2019 |
2020 |
|
Суммарное покрытие |
1 546,5 |
1 652,0 |
1 460,9 |
1 814,3 |
1 696,0 |
|
в том числе: | |||||
|
Тюменская ТЭЦ-1 |
555,2 |
643,0 |
556,4 |
659,5 |
574,8 |
|
Тюменская ТЭЦ-2 |
538,5 |
557,0 |
578,0 |
710,6 |
729,9 |
|
Тобольская ТЭЦ |
452,8 |
452,0 |
321,8 |
439,9 |
379,5 |
|
ОАО "Газтурбосервис" ГТЭС (ПАО "Тюменские моторостроители") |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
3,8 |
|
ГТЭС Моторостроители (ПАО "Тюменские моторостроители") |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0 |
|
ГТЭС Южно-Нюрымского м.р. (ПАО "Сургутнефтегаз") |
- |
0,0 |
4,7 |
4,2 |
8,0 |
|
ГТЭС Тегусская (ООО "РН-Уватнефтегаз") |
- |
- |
- |
- |
- |
|
ГПЭС Тегусская (ООО "РН-Уватнефтегаз") |
- |
- |
- |
- |
- |
|
ГТЭС Тямкинская (ООО "РН-Уватнефтегаз") |
- |
- |
- |
- |
- |
|
Потребление |
1 890,0 |
1 912,0 |
2 057,0 |
1 979,0 |
2 134,0 |
|
Сальдо перетоков ("-" - избыток, "+" - дефицит) |
+343,5 |
+260,0 |
+596,1 |
+164,7 |
+438,0 |
Таблица 10 - Баланс электроэнергии за период 2016 - 2020 гг., млн кВтч
|
Наименование показателя |
2016 |
2017 |
2018 |
2019 |
2020 |
|
Суммарная выработка |
9 270,9 |
10 130,9 |
10 901,2 |
11 524,0 |
11 654,6 |
|
ТЭС |
9 227,1 |
10 083,9 |
10 827,1 |
11 434,0 |
11 197,0 |
|
Тюменская ТЭЦ-1 |
3 450,3 |
3 534,5 |
3 920,9 |
3 567,1 |
3 952,7 |
|
Тюменская ТЭЦ-2 |
3 538,8 |
4 176,7 |
4 424,5 |
5 189,1 |
4 628,1 |
|
Тобольская ТЭЦ |
2 238,0 |
2 372,7 |
2 481,8 |
2 678,0 |
2 616,2 |
|
ОАО "Газтурбосервис" ГТЭС (ПАО "Тюменские моторостроители") |
42,8 |
40,0 |
33,0 |
26,5 |
29,3 |
|
ГТЭС Моторостроители (ПАО "Тюменские моторостроители") |
1,0 |
4,7 |
5,3 |
4,1 |
4,0 |
|
ГТЭС Южно-Нюрымского м.р. (ПАО "Сургутнефтегаз") |
- |
2,3 |
35,6 |
59,3 |
69,2 |
|
ГТЭС Тегусская (ООО "РН-Уватнефтегаз") |
- |
- |
- |
- |
279,3 |
|
ГПЭС Тегусская (ООО "РН-Уватнефтегаз") |
- |
- |
- |
- |
16,0 |
|
ГТЭС Тямкинская (ООО "РН-Уватнефтегаз") |
- |
- |
- |
- |
59,8 |
|
Потребление |
11 697,9 |
13 073,7 |
13 647,5 |
14 501,6 |
14 923,4 |
|
Сальдо перетоков ("-" - избыток, "+" - дефицит) |
+2 427,2 |
+2 942,8 |
+2 746,3 |
+2 977,5 |
+3 268,8 |
1.10. Характеристика электрических сетей 110 кВ и выше Тюменской области (ЛЭП, подстанции, сводные данные)
Основными эксплуатирующими организациями электросетевого хозяйства 110 кВ и выше в энергосистеме Тюменской области являются:
- филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала в магистральном сетевом комплексе класса напряжения 220 кВ и выше;
- АО "Россети Тюмень" в распределительных сетях класса напряжения 220 - 0,4 кВ;
- АО "СУЭНКО" в распределительных сетях класса напряжения 110 - 0,4 кВ;
- иные промышленные предприятия, основным из которых является ОАО "РЖД".
Сводные данные по установленной мощности и количеству трансформаторов/автотрансформаторов (Т/АТ) ПС 110 кВ и выше по состоянию на 01.01.2021 представлены в таблице 11.
Таблица 11 - Сводные данные по существующим ПС 110 кВ и выше в энергосистеме Тюменской области
|
Наименование показателя |
Количество ПС (ПП), шт. |
Количество Т/АТ 1, шт. |
Мощность ПС, МВА |
|
По номинальному напряжению | |||
|
500 кВ |
7 |
21 |
3 005,0 |
|
220 кВ |
7 |
22 |
2 084,0 |
|
110 кВ |
241 |
452 |
7 748,8 |
|
По эксплуатирующим организациям | |||
|
ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала |
13 |
52 |
5 089,5 |
|
АО "Россети Тюмень" |
180 |
316 |
5 126,4 |
|
АО "СУЭНКО" |
5 |
10 |
179,6 |
|
Промышленные предприятия |
57 |
113 |
2 442,0 |
|
Всего |
255 |
491 |
12 837,5 |
-----------------------------
1Суммарное количество Т/АТ приведено с учетом резервных Т/АТ
-----------------------------
Сводные данные по количеству и протяженности ЛЭП 110 кВ и выше энергосистемы Тюменской области приведены в таблице 12.
Таблица 12 - Сводные данные о количестве и протяженности ЛЭП 110 кВ и выше энергосистемы Тюменской области
|
Наименование показателя |
Кол-во ЛЭП, шт. |
Длина, км |
|
По номинальному напряжению | ||
|
500 кВ (в том числе ЛЭП 220 кВ в габаритах 500 кВ) |
20 |
1 791,8 |
|
220 кВ |
32 |
2 002,9 |
|
110 кВ |
207 |
4 975 |
|
По эксплуатирующим организациям | ||
|
ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала |
54 |
3797,1 |
|
АО "Россети Тюмень" |
201 |
4958,2 |
|
АО "СУЭНКО" |
4 |
14,35 |
|
Всего |
259 |
8769,6 |
Перечень основных средств компенсации реактивной мощности (СКРМ), установленных в энергосистеме Тюменской области, приведен в таблице 13.
Таблица 13 - Сводные данные по СКРМ в энергосистеме Тюменской области
|
Наименование ПС |
Диспетчерское наименование |
|
Реактивная мощность, Мвар |
|
ПС 500 кВ Демьянская |
Р-500-Тобол |
500 |
3*60 |
|
Р-500-Нелым |
500 |
3*60 |
|
|
Р-110 |
110 |
3*33 |
|
|
ПС 500 кВ Нелым |
Р-500 Пыть-Ях |
500 |
3*60 |
|
Р-500 Тобол |
500 |
3*60 |
|
|
УШР-500 Магистральная |
500 |
3*60 |
|
|
ПС 500 кВ Беркут |
Р-500 Иртыш |
500 |
3*60 |
|
ПС 500 кВ Иртыш |
Р-500 Тобол |
500 |
3*60 |
|
2УШР-500 |
500 |
3*60 |
|
|
ПС 500 кВ Тюмень |
Р-500 Беркут |
500 |
3*60 |
|
2Р-500 |
500 |
3*60 |
|
|
Р-500 Луговая |
500 |
3*60 |
|
|
ПС 500 кВ Витязь |
Р-500 Курган |
500 |
3*60 |
|
Р-500 Иртыш |
500 |
3*60 |
|
|
ПС 500 кВ Тобол |
Р-500 Тюмень |
500 |
3*60 |
|
Р-500 Запсиб-1 |
500 |
3*60 |
|
|
ПС 110/10кВ Западная |
яч. 7 Аккумуляторый-1 |
10 |
7,016 |
|
ПС 110/10кВ Западная |
яч. 18 Аккумуляторный-2 |
10 |
|
|
ПС 110/10кВ Разбахта |
яч. 8 Литейный-1 |
10 |
0,8 |
|
ПС 110/10кВ Разбахта |
яч. 10 Литейный-2 |
10 |
|
|
ПС 110/10кВ Западная |
яч. 21 Нефтемаш-1 |
10 |
1,3 |
|
ПС 110/10кВ Западная |
яч. 4 Нефтемаш-2 |
10 |
|
|
ПС 110/10кВ Щербаковская |
яч. 19 Котельная-1 |
10 |
0,336 |
|
ПС 110/10кВ Щербаковская |
яч. 22 Котельная-2 |
10 |
|
|
ПС 110/10кВ Винзили |
яч. 21 РП-10-1 |
10 |
0,6 |
|
ПС 110/10кВ Винзили |
яч. 12 РП-10-2 |
10 |
|
|
ПС 110/10кВ Западная |
яч. 11 ЗМЗ-1 |
10 |
0,549 |
|
ПС 110/10кВ Западная |
яч. 20 ЭМЗ-2 |
10 |
|
|
ПС 110/10кВ Метелево |
ввод - 1,2 |
6 |
2,7 |
|
ПС 110/10кВ Медик |
ввод - 1,2 |
10 |
1,41 |
|
ПС 110/10кВ Кыштырла |
яч. 28 КСМ |
10 |
0,68 |
|
ПС 110/10кВ Антипино |
яч. 26 Завод-1 |
10 |
0,6 |
|
ПС 110/10кВ Антипино |
яч. 0 Завод-2 |
10 |
|
|
ПС 110/10кВ Кыштырла |
яч. 14 Снаб-2 |
10 |
0,6 |
|
ПС 110/10кВ Кыштырла |
яч. 14 Снаб-3 |
10 |
|
|
ПС 110/10кВ Монтажная |
яч. 14 АНПЗ-1 |
10 |
4,142 |
|
ПС 110/10кВ Антипино |
яч. 27 АНПЗ-2 |
10 |
0,9 |
|
ПС 110/10кВ Домостроительная |
яч. 37 РП-ДСП-1 |
10 |
1 |
|
ПС 110/10кВ Домостроительная |
яч. 38 РП-ДСП-2 |
10 |
|
|
ПС 110 кВ Вузгородок |
КРМ-1 |
10 |
1,8 |
|
КРМ-2 |
10 |
1,8 |
|
|
КРМ-3 |
10 |
1,8 |
|
|
КРМ-4 |
10 |
1,8 |
1.11. Основные внешние связи энергосистемы Тюменской области
Энергосистема Тюменской области в составе энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов граничит на севере с энергосистемой ХМАО - Югры, на западе со Свердловской энергосистемой, на юго-западе с Курганской энергосистемой, на юге с энергосистемой Республики Казахстан, на востоке с Омской энергосистемой. Подробный список электрических связей с внешними энергосистемами по состоянию на 01.01.2021 представлен в таблице 14, а также на рисунке 8.
Таблица 14 - Основные внешние связи энергосистемы Тюменской области
|
Энергосистема |
Диспетчерское наименование линии |
|
Энергосистема Свердловской области (ОЭС Урала) |
ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС - Тюмень N 1 |
|
ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС - Тюмень N 2 | |
|
ВЛ 220 кВ Тюмень - Тавда | |
|
ВЛ 110 кВ Велижаны - Увал с отпайкой на ПС Чугунаево | |
|
ВЛ 110 кВ Молчаново - Устье с отпайками | |
|
ВЛ 110 кВ Гужевое - Кармак | |
|
ВЛ 110 кВ Перевалово - Верховино | |
|
ВЛ 110 кВ Картопья - Атымья N 1 с отпайками | |
|
ВЛ 110 кВ Картопья - Атымья N 2 с отпайками | |
|
ВЛ 110 кВ МДФ - Тавда с отпайками | |
|
ВЛ 110 кВ Сотник - Тавда N 2 с отпайками | |
|
Энергосистема Курганской область (ОЭС Урала) |
ВЛ 500 кВ Курган - Беркут |
|
ВЛ 500 кВ Курган - Витязь | |
|
ЕЭС Казахстана |
ВЛ 110 кВ Петропавловская ТЭЦ-2 - Ишим (в габаритах 220 кВ) (связь разорвана на опоре 268) |
|
ВЛ 110 кВ Петропавловская ТЭЦ-2 - Казанка (связь разорвана на опоре 228) | |
|
Энергосистема Омской области (ОЭС Сибири) |
ВЛ 500 кВ Восход - Витязь |
|
ВЛ 110 кВ Орехово - Каргалы (С-80) | |
|
ВЛ 110 кВ 2529 км - Новоандреевская с отпайкой на ПС Мангут (С-136) | |
|
ВЛ 110 кВ Выстрел - Мангут-Т с отпайкой на ПС Мангут (С-135) | |
|
Энергосистема ХМАО - Югры (ОЭС Урала) |
ВЛ 500 кВ Тюмень - Луговая |
|
ВЛ 500 кВ Нелым - Магистральная | |
|
ВЛ 500 кВ Демьянская - Луговая | |
|
ВЛ 500 кВ Демьянская - Пыть-Ях | |
|
ВЛ 500 кВ Нелым - Пыть-Ях | |
|
ВЛ 220 кВ Демьянская - Болчары | |
|
ВЛ 220 кВ Демьянская - Чеснок | |
|
ВЛ 110 кВ Снежная - Фоминская I цепь с отпайками | |
|
ВЛ 110 кВ Снежная - Фоминская II цепь с отпайками | |
|
ВЛ 110 кВ Снежная - КС-6 с отпайкой на ПС Муген | |
|
ВЛ 110 кВ Снежная - Западно-Салымская II цепь с отпайкой на ПС Эвихон | |
|
ВЛ 110 кВ Снежная - Западно-Салымская I цепь с отпайкой на ПС Эвихон |
Рисунок 8 - Блок-схема электрических связей энергосистемы Тюменской области с внешними энергосистемами
Для исключения перегрузки ЛЭП нормально разомкнуты следующие транзиты:
- транзит 110 кВ Ожогино - Кармак - Маян, соединяющие энергосистему Тюменской области и Свердловскую энергосистему. Деление произведено на ПС 110 кВ Кармак и на ПС 110 кВ Зарница;
- транзит 110 кВ Ишим - Петропавловская ТЭЦ-2 в габаритах 220 кВ, соединяющий энергосистемы Тюменской области и Республики Казахстан. Деление произведено на ВЛ 110 кВ Ишим - Петропавловская ТЭЦ-2 (связь разорвана на опоре 268);
- транзит 110 кВ Ишим - Казанка - Петропавловская ТЭЦ-2, соединяющий энергосистемы Тюменской области и Республики Казахстан. Деление произведено на ВЛ 110 кВ Петропавловская ТЭЦ-2 - Казанка (связь разорвана на опоре 228);
- транзит 110 кВ Каргалы - Усть-Ишим - Тевриз - Бекшеево - Шухово, соединяющий энергосистему Тюменской области и Омскую энергосистему. Деление произведено на ПС 110 кВ Усть-Ишим;
- транзит 110 кВ Майка - Новоандреевская - Разъезд 2529 - Называевская, соединяющий энергосистему Тюменской области и Омскую энергосистему. Деление произведено на ПС 110 кВ Новоандреевская;
- транзит 110 кВ Майка - Мангут-т - Разъезд 2546 - Называевская, соединяющий энергосистему Тюменской области и Омскую энергосистему. Деление произведено на ПС 110 кВ Майка.
1.12. Анализ отчетных режимов зимних и летних нагрузок сети 110 кВ и выше
Расчеты проведены для режимов зимних максимальных нагрузок, зимних минимальных нагрузок, летних максимальных нагрузок, летних минимальных нагрузок.
Нормативные возмущения определены согласно методическим указаниям по устойчивости энергосистем, утвержденным приказом Минэнерго России от 03.08.2018 N 630 1.
-----------------------------
1При выполнении анализа результатов расчетов электроэнергетических режимов, в случае необходимости выполнения схемно-режимных мероприятий в послеаварийных схемах, время реализации мероприятий принято в соответствии с методическими указаниями по устойчивости энергосистем, утвержденными приказом Минэнерго России от 03.08.2018 N 630. Согласно указанному документу продолжительность нормализации послеаварийного режима составляет 20 минут.
-----------------------------
Для обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима рассматривалось применение следующих схемно-режимных мероприятий:
- деление электрической сети, в том числе с переводом потребителей на электроснабжение в тупиковом режиме;
- перенос существующей точки раздела электрической сети с переводом электроснабжения потребителей (части потребителей) на другие энергоузлы (энергорайоны);
- замыкание нормально разомкнутых транзитов (точек деления электрической сети) при допустимости по условиям обеспечения функционирования устройств релейной защиты и автоматики, обеспечения соответствия отключающей способности выключателей токам короткого замыкания;
- изменение активной мощности генерирующего оборудования электростанций;
- изменение реактивной мощности генерирующего оборудования электростанций, в том числе с переводом генераторов в режим потребления реактивной мощности;
- включение/отключение и изменение реактивной мощности СКРМ;
- изменение коэффициентов трансформации (авто)трансформаторов;
- отключение в резерв ЛЭП:
- проведение ремонтов электросетевого и/или генерирующего оборудования в иные периоды года.
Помимо схемно-режимных мероприятий для ввода параметров режима в область допустимых значений используются существующие устройства противоаварийной автоматики - АОПО (АРЛ), действующие по факту превышения допустимой токовой загрузки элементов сети.
Как показали результаты расчетов электроэнергетических режимов, в нормальной схеме/при нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети/при нормативных возмущениях в ремонтной схеме электрической сети параметры электроэнергетических режимов находятся в области допустимых значений, за исключением Нижнетавдинского района Тюменского энергорайона.
Электроснабжение Нижнетавдинского района производится по ВЛ 110 кВ Велижаны - Нижняя Тавда и ВЛ 35 кВ Велижаны - Нижняя Тавда с отпайкой на ПС Черепаново. В настоящее время ВЛ 35 кВ Велижаны - Нижняя Тавда с отпайкой на ПС Черепаново нормально отключена со стороны ПС 110 кВ Нижняя Тавда по условиям работы РЗА.
Согласно данным зимних контрольных замеров за последние 5 лет максимальная нагрузка района подстанции Нижняя Тавда составила (нагрузка трансформаторов 110 кВ подстанции Нижняя Тавда и трансформаторов 35 кВ ПС Черепаново и Мияссы):
- 2016 г - 14 МВт (21.12.2016 17-00);
- 2017 г - 6,6 МВт (20.12.2017 18-00);
- 2018 г - 9,8 МВт (19.12.2018 19-00);
- 2019 г - 8,5 МВт (18.12.2019 17-00);
- 2020 г. - 8,66 МВт (16.12.2020 18-00).
При аварийном отключении ВЛ 110 кВ Велижаны - Нижняя Тавда происходит полное погашение потребителей, запитанных от ПС 110 кВ Нижняя Тавда. Восстановление электроснабжения Нижнетавдинского района возможно путем включения на ПС 110 кВ Нижняя Тавда ВЛ 35 кВ Велижаны - Нижняя Тавда с отпайкой на ПС Черепаново.
Согласно результатам расчетов электроэнергетических режимов, в случае аварийного отключения ВЛ 110 кВ Велижаны - Нижняя Тавда в режиме зимнего максимума нагрузок 2016 года и при включении со стороны ПС 110 кВ Нижняя Тавда ВЛ 35 кВ Велижаны - Нижняя Тавда с отпайкой на ПС Черепаново уровни напряжения в сети 35, 10 кВ энергорайона ПС 110 кВ Нижняя Тавда ниже АДН (аварийно-допустимые напряжения) (рисунок 9.1), нарушается устойчивость нагрузки. Для ввода параметров электроэнергетического режима в область допустимых значений необходимо отключение нагрузки в объёме 6 МВт на время ремонта ВЛ 110 кВ Велижаны - Нижняя Тавда.
Для исключения отключения нагрузки рассмотрено несколько вариантов развития сети 35-110 кВ Нижнетавдинского района:
- Вариант 1: Строительство ВЛ 110 кВ Торгили - Нижняя Тавда протяженностью 50 км;
- Вариант 2: Строительство ВЛ 35 кВ Велижаны - Черепаново, протяженностью 23 км;
- Вариант 3: Установка источников реактивной мощности на шинах 35 кВ ПС 110 кВ Нижняя Тавда.
Ориентировочные капитальные затраты на реализацию рассматриваемых вариантов согласно анализа стоимости строительства объектов-аналогов составят:
- Строительство ВЛ 110 кВ Торгили - Нижняя Тавда - 461,44 млн. руб;
- Строительство ВЛ 35 кВ Велижаны - Черепаново - 215,16 млн. руб;
- Установка источников реактивной мощности на шинах 35 кВ ПС 110 кВ Нижняя Тавда - 42,03 млн. руб.
Учитывая, что капитальные затраты на реализацию Варианта 1 и 2 значительно превышают капитальные затраты на реализацию Варианта 3, то рекомендуется к выполнению мероприятие по установке источников реактивной мощности на шинах 35 кВ ПС 110 кВ Нижняя Тавда.
На основании результатов расчетов электроэнергетических режимов рекомендуется установка источников реактивной мощности на РУ 35 кВ ПС 110 кВ Нижняя Тавда с функцией регулирования напряжения установленной мощностью не менее 10 МВАр. Окончательную мощность и тип источников реактивной мощности необходимо определить при проектировании.
Рисунок 9 - Период зимних максимальных нагрузок 2016 года. Нормальный режим
Рисунок 9.1 - Период зимних максимальных нагрузок 2016 года. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Велижаны - Нижняя Тавда. Включение в работу ВЛ 35 кВ Велижаны - Нижняя Тавда с отпайкой на ПС Черепаново. Отключение нагрузки в объеме 6 МВт
Рисунок 9.2 - Период зимних максимальных нагрузок 2016 года. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Велижаны - Нижняя Тавда. Включение в работу ВЛ 35 кВ Велижаны - Нижняя Тавда с отпайкой на ПС Черепаново. С учетом установки ИРМ на ПС 110 кВ Нижняя Тавда величиной 10 МВар
2. Прогноз развития объектов по производству электрической энергии и электросетевого хозяйства Тюменской области на 2021 - 2025 годы 110 кВ и выше
2.1. Цели и задачи развития электроэнергетики Тюменской области
Основной целью развития электроэнергетики Тюменской области является обеспечение заданных энергетических условий развития экономики области посредством стабилизации и поддержания высоких темпов роста её энергоэффективности, а также обеспечения повышенного уровня энергобезопасности хозяйственного комплекса области и социальной сферы.
Для достижения поставленной цели "Стратегия социально-экономического развития Тюменской области до 2030 года" определяет для отрасли электроэнергетики следующие направления развития:
- надежное и качественное электроснабжение потребителей на территории Тюменской области;
- развитие систем электроснабжения в муниципальных образованиях Тюменской области.
К мероприятиям, направленным на развитие электроснабжения и повышение качества поставляемых услуг, относятся:
- ввод в эксплуатацию новых энергетических мощностей на генерирующих станциях Тюменской области, развитие малой энергетики для энергоснабжения нефтегазового комплекса;
- реконструкция и техническое перевооружение основных фондов электростанций;
- строительство и реконструкция распределительных подстанций, линий электропередачи с применением современного оборудования;
- внедрение современных интеллектуальных устройств автоматики, реконструкция средств диспетчерско-технологического управления на основе цифровых технологий;
- разработка и реализация комплекса мер по энергосбережению и снижению энергоемкости продукции.
2.2. Прогноз динамики отпуска электроэнергии из распределительных сетей. Перечень основных перспективных потребителей
2.2.1. Прогноз динамики отпуска электроэнергии из распределительных сетей
В таблице 15 приведена информация по динамике отпуска электроэнергии из распределительных сетей АО "Россети Тюмень" в 2020 году (факт) и на период 2021 - 2026 годов (план).
Таблица 15 - Отпуск электроэнергии из распределительных сетей АО "Россети Тюмень" в 2020 году (факт) и на период 2021 - 2026 гг. (план), млн кВтч
|
N |
Наименование ЭС |
2020 |
2021 |
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
|
1 |
Тюменские электрические сети |
8 035,0 |
8 200,0 |
8 200,0 |
8 200,0 |
8 510,0 |
8 510,0 |
8 510,0 |
2.2.2. Перечень основных перспективных потребителей
2.2.2.1. Базовый вариант развития
В энергосистеме Тюменской области в рассматриваемый период 2021 - 2026 годов в рамках реализации заключенных договоров на технологическое присоединение планируется ввод новых производственных мощностей следующих крупных потребителей:
- ООО "ПИТ СИБИНТЭК", Вареягское месторождение нефти Пограничного лицензионного участка по адресу: Вареягское месторождение нефти в районе КП-2 с координатами 59°48'50.7"N 70°9'10.5"E. Согласно техническим условиям на технологическое присоединение максимальная мощность энергопринимающих устройств, подключаемых к вновь сооружаемой ПС 110 кВ УПСВ Вареягского м/р, составляет 8,0 МВт. Присоединение вновь сооружаемой ПС 110/35/10 кВ УПСВ Вареягского м/р предусматривается ответвлением от ВЛ 110 кВ Снежная - КС-7.
- Индустриальный парк в районе п. Богандинский Тюменского муниципального района. Максимальная мощность энергопринимающих устройств данного комплекса составляет 25,3 МВт в соответствии с техническим условиями на технологическое присоединение. Электроснабжение индустриального парка планируется от ПС 110 кВ ЖБИ (замена трансформаторов 2х10 МВА на 2х25 МВА).
- ООО "Тюменский Лесопромышленный Комплекс". В рамках реализации технических условий на технологическое присоединение энергопринимающих устройств максимальной мощностью 10 МВт планируется строительство ПС 110 кВ Осинник с отпайками от ВЛ 110 кВ Горная-Юровская и от ВЛ 110 кВ Демьянская-Горная-2.
- ООО "Руском" планирует осуществить строительство комплекса по выращиванию и переработке индейки. Согласно техническим условиям на технологическое присоединение максимальная мощность энергопринимающих устройств, подключаемых к ПС 220 кВ Голышманово, составляет 13,97 МВт.
- ООО "ЗапСибНефтехим" осуществляет строительство аэропорта вблизи г. Тобольска. Согласно техническим условиям на технологическое присоединение максимальная мощность энергопринимающих устройств, подключаемых к ПС 110 кВ Маслово, составляет 4,1 МВт.
2.3. Характеристика перспективных балансов электрической энергии и мощности
В таблицах 16 и 17 представлены перспективные балансы электроэнергии и мощности энергосистемы Тюменской области на период 2021 - 2026 гг. (базовый вариант).
Таблица 16 - Перспективный баланс электроэнергии по территории Тюменской области на период 2021 - 2026 гг., млн кВтч
|
Показатель |
2021 |
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
|
Энергосистема Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | ||||||
|
Электропотребление |
90 806,0 |
93 066,0 |
95 600,0 |
98 673,0 |
100 473,0 |
101 165,0 |
|
Суммарная выработка электростанций |
96 570,0 |
100 112,0 |
102 215,0 |
104 602,0 |
105 620,0 |
106 136,0 |
|
Сальдо перетоков электрической энергии |
-5 764,0 |
-7 046,0 |
-6 615,0 |
-5 929,0 |
-5 147,0 |
-4 971,0 |
|
Энергосистема Тюменской области | ||||||
|
Электропотребление |
15 650,0 |
16 120,0 |
16 445,0 |
16 750,0 |
17 050,0 |
17 150,0 |
|
Суммарная выработка электростанций |
11 771,2 |
11 609,0 |
11 688,1 |
11 824,1 |
11 795,6 |
11 567,3 |
|
в том числе по электростанциям: | ||||||
|
Тюменская ТЭЦ-1 |
3 671,9 |
3 671,9 |
3 671,9 |
3 671,9 |
3 671,9 |
3 671,9 |
|
Тюменская ТЭЦ-2 |
4 508,5 |
4 508,5 |
4 508,5 |
4 508,5 |
4 508,5 |
4 508,5 |
|
Тобольская ТЭЦ |
2 673,4 |
2 523,6 |
2 617,2 |
2 793,4 |
2 799,1 |
2 740,3 |
|
ОАО "Газтурбосервис" ГТЭС (ПАО "Тюменские моторостроители") |
24,0 |
24,0 |
24,0 |
24,0 |
24,0 |
24,0 |
|
ГТЭС Моторостроители (ПАО "Тюменские моторостроители") |
6,0 |
6,0 |
6,0 |
6,0 |
6,0 |
6,0 |
|
ГТЭС Южно-Нюрымского м.р. (ПАО "Сургутнефтегаз") |
55,0 |
55,0 |
55,0 |
55,0 |
55,0 |
55,0 |
|
ГТЭС Тегусская (ООО "РН-Уватнефтегаз") |
658,6 |
643,4 |
624,6 |
594,0 |
563,5 |
424,9 |
|
ГПЭС Тегусская (ООО "РН-Уватнефтегаз") |
27,1 |
18,4 |
9,5 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
|
ГТЭС Тямкинская (ООО "РН-Уватнефтегаз") |
146,7 |
158,2 |
171,4 |
171,3 |
167,6 |
136,7 |
|
Сальдо перетоков ("+" - дефицит; "-" - избыток) |
+3 878,8 |
+4 511,0 |
+4 756,9 |
+4 925,9 |
+5 254,4 |
+5 582,7 |
Таблица 17 - Перспективный баланс мощности по территории Тюменской области на период 2021 - 2026 гг., МВт
|
Показатель |
2021 |
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
|
Энергосистема Тюменской области, ХМАО - Югры, ЯНАО | ||||||
|
Суммарное потребление мощности |
12 018,0 |
12 341,0 |
12 684,0 |
13 032,0 |
13 303,0 |
13 393 |
|
Покрытие (суммарная установленная мощность) |
17 505,4 |
17 525,4 |
17 525,4 |
17 545,4 |
17 553,5 |
17 573,5 |
|
Энергосистема Тюменской области | ||||||
|
Суммарное потребление мощности |
2 245,0 |
2 300,0 |
2 350,0 |
2 395,0 |
2 415,0 |
2 435,0 |
|
Покрытие (суммарная установленная мощность) |
2 266,448 |
2 266,448 |
2 266,448 |
2 266,448 |
2 266,448 |
2 266,448 |
|
в том числе по электростанциям: | ||||||
|
Тюменская ТЭЦ-1 |
681,7 |
681,7 |
681,7 |
681,7 |
681,7 |
681,7 |
|
Тюменская ТЭЦ-2 |
755,0 |
755,0 |
755,0 |
755,0 |
755,0 |
755,0 |
|
Тобольская ТЭЦ |
665,3 |
665,3 |
665,3 |
665,3 |
665,3 |
665,3 |
|
ОАО "Газтурбосервис" ГТЭС (ПАО "Тюменские моторостроители") |
12 |
12 |
12 |
12 |
12 |
12 |
|
ГТЭС Моторостроители (ПАО "Тюменские моторостроители") |
24,9 |
24,9 |
24,9 |
24,9 |
24,9 |
24,9 |
|
ГТЭС Южно-Нюрымского м. р. (ПАО "Сургутнефтегаз") |
8 |
8 |
8 |
8 |
8 |
8 |
|
ГТЭС Тегусская (ООО "РН-Уватнефтегаз") |
80,148 |
80,148 |
80,148 |
80,148 |
80,148 |
80,148 |
|
ГПЭС Тегусская (ООО "РН-Уватнефтегаз") |
15,4 |
15,4 |
15,4 |
15,4 |
15,4 |
15,4 |
|
ГТЭС Тямкинская (ООО "РН-Уватнефтегаз") |
24,0 |
24,0 |
24,0 |
24,0 |
24,0 |
24,0 |
|
Сальдо перетоков ("+" - дефицит; "-" - избыток) |
-21,448 |
+33,552 |
+83,552 |
+128,552 |
+148,552 |
+168,552 |
2.4. Прогноз электропотребления и максимума нагрузки по Тюменской области на пятилетний период
В данном разделе в таблицах 18 и 19 представлены прогнозы электропотребления и максимума нагрузки энергосистемы Тюменской области на период 2021 - 2026 годов (базовый вариант развития) энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов.
Данные о прогнозном электропотреблении наиболее крупных потребителей на период до 2026 года приведены в таблице 21.
Таблица 18 - Прогноз электропотребления по территории Тюменской области на период 2021 - 2026 гг.
|
Показатель |
2021 |
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
|
Электропотребление, млн кВт·ч. |
15 650,0 |
16 120,0 |
16 445,0 |
16 750,0 |
17 050,0 |
17 150,0 |
|
Среднегодовые темпы прироста электропотребления, % |
+4,9 |
+3,0 |
+2,0 |
+1,9 |
+1,8 |
+0,6 |
Таблица 19 - Прогноз максимума нагрузки по территории Тюменской области на период 2021 - 2026 гг.
|
Показатель |
2021 |
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
|
Максимум нагрузки, МВт |
2 245,0 |
2 300,0 |
2 350,0 |
2 395,0 |
2 415,0 |
2 435,0 |
|
Среднегодовые темпы прироста максимума нагрузки, % |
+5,2 |
+2,4 |
+2,2 |
+1,9 |
+0,8 |
+0,8 |
Таблица 20 - Прогноз потребления электроэнергии и мощности крупными потребителями на территории Тюменской области на период до 2026 года, млн кВтч
|
Наименование потребителя |
2021 |
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
|
|
ООО "Газпром трансгаз Сургут" |
|
1 183,6 |
1 183,6 |
1 183,6 |
1 183,6 |
1 183,6 |
1 183,6 |
|
|
210,2 |
210,2 |
210,2 |
210,2 |
210,2 |
210,2 |
|
|
ООО "ЗапСибНефтехим" (Северная площадка) |
|
1 460,2 |
1 435,5 |
1 573,0 |
1 582,1 |
1 590,0 |
1529,1 |
|
|
170,1 |
167,0 |
174,2 |
175,2 |
176,0 |
169,3 |
|
|
ООО "ЗапСибНефтехим" (Южная площадка) |
|
841,7 |
1 192,4 |
1 192,4 |
1 543,0 |
1 711,1 |
1 719,5 |
|
|
96,1 |
136,1 |
136,1 |
176,2 |
195,3 |
196,3 |
|
|
АО "Антипинский НПЗ" |
|
362,0 |
362,0 |
362,0 |
362,0 |
362,0 |
362,0 |
|
|
53,7 |
53,7 |
53,7 |
53,7 |
53,7 |
53,7 |
|
|
Филиал ООО "УГМК-Сталь" в г. Тюмени - "МЗ "Электросталь Тюмени" |
|
385,0 |
385,0 |
385,0 |
385,0 |
385,0 |
385,0 |
|
|
63,0 |
63,0 |
63,0 |
63,0 |
63,0 |
63,0 |
|
|
ООО "РН-Уватнефтегаз" (электроснабжение добывающих скважин и объектов инфраструктуры) |
|
771,5 |
803,1 |
862,0 |
986,3 |
1 319,6 |
1 776,5 |
|
|
94,8 |
109,5 |
116,1 |
126,6 |
166,5 |
202,8 |
|
|
ООО "РН-Уватнефтегаз" (электроснабжение добывающих скважин и объектов инфраструктуры с буровыми установками) |
|
821,6 |
861,0 |
926,0 |
1 050,8 |
1 388,8 |
1 939,4 |
|
|
102,5 |
117,6 |
125,8 |
136,5 |
176,2 |
221,4 |
|
|
Филиал ОАО "РЖД" "Свердловская железная дорога" |
|
475,3 |
477,0 |
480,0 |
480,0 |
480,0 |
480,0 |
|
|
66,1 |
66,4 |
66,8 |
66,8 |
66,8 |
66,8 |
|
|
АО "Транснефть - Сибирь" |
|
861,5 |
861,5 |
861,5 |
861,5 |
861,5 |
861,5 |
|
|
122,3 |
122,3 |
122,3 |
122,3 |
122,3 |
122,3 |
|
На рисунках 10 и 11 представлены график изменения установленной мощности электростанций и максимума нагрузки потребителей на территории энергосистемы Тюменской области в период 2016 - 2026 годов и график изменения выработки электростанциями и потребления электроэнергии по территории энергосистемы Тюменской области в период 2016 - 2026 годов соответственно.
Рисунок 10 - Изменение установленной мощности электростанций и максимума нагрузки потребления по территории Тюменской области в период 2016 - 2026 годов
Рисунок 11 - Изменение выработки электростанциями и потребления электроэнергии по территории Тюменской области в период 2016 - 2026 годов
2.5. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Тюменской области
В соответствии с СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 гг. ввод и вывод из эксплуатации генерирующих объектов и генерирующего оборудования на территории Тюменской области с высокой вероятностью реализации в период 2021 - 2026 гг. не предусмотрен.
2.6. Анализ перспективных электроэнергетических режимов сети 110 кВ и выше на период 2021 - 2026 годов
В настоящем разделе приведены результаты расчетов электроэнергетических режимов энергосистемы Тюменской области при нормативных возмущениях в электрической сети 35 - 500 кВ (при необходимости 6(10) кВ) энергосистемы Тюменской области для нормальной и основных ремонтных схем для базового варианта развития энергосистемы Тюменской области на период 2021 - 2026 годов.
При выполнении расчётов и анализа электроэнергетических режимов согласно ГОСТ Р 58670-2019 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Планирование развития энергосистем. Расчеты электроэнергетических режимов и определение технических решений при перспективном развитии энергосистем. Нормы и требования" (далее - ГОСТ Р 58670-2019) расчеты электроэнергетических режимов выполнены для следующих расчетных температурных условиях:
режим зимних максимальных нагрузок и зимних минимальных нагрузок - при температуре воздуха для наиболее холодной пятидневки с обеспеченностью 0,92 - минус 41°С;
режим зимних максимальных нагрузок и зимних минимальных нагрузок - при расчетной температуре воздуха согласно Приложению А ГОСТ Р 58670-2019 - 0°С;
режим летних максимальных нагрузок - при температуре наружного воздуха теплого периода с обеспеченностью 0,98 - плюс 30°С;
режим летних максимальных нагрузок и летних минимальных нагрузок - при среднемесячной температуре наружного воздуха наиболее теплого летнего месяца - плюс 17°С.
Нормативные возмущения определены согласно методическим указаниям по устойчивости энергосистем, утвержденным приказом Минэнерго России от 03.08.2018 N 630 1.
-----------------------------
1При выполнении анализа результатов расчетов электроэнергетических режимов, в случае необходимости выполнения схемно-режимных мероприятий в послеаварийных схемах, время реализации мероприятий принято в соответствии с методическими указаниями по устойчивости энергосистем, утвержденными приказом Минэнерго России от 03.08.2018 N 630. Согласно указанному документу продолжительность нормализации послеаварийного режима составляет 20 минут.
-----------------------------
Для обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима рассматривалось применение следующих схемно-режимных мероприятий:
- деление электрической сети, в том числе с переводом потребителей на электроснабжение в тупиковом режиме;
- перенос существующей точки раздела электрической сети с переводом электроснабжения потребителей (части потребителей) на другие энергоузлы (энергорайоны);
- замыкание нормально разомкнутых транзитов (точек деления электрической сети) при допустимости по условиям обеспечения функционирования устройств релейной защиты и автоматики, обеспечения соответствия отключающей способности выключателей токам короткого замыкания;
- изменение активной мощности генерирующего оборудования электростанций;
- изменение реактивной мощности генерирующего оборудования электростанций, в том числе с переводом генераторов в режим потребления реактивной мощности;
- включение/отключение и изменение реактивной мощности СКРМ;
- изменение коэффициентов трансформации (авто)трансформаторов;
- отключение в резерв ЛЭП:
- проведение ремонтов электросетевого и/или генерирующего оборудования в иные периоды
Помимо схемно-режимных мероприятий для ввода параметров режима в область допустимых значений используются существующие устройства противоаварийной автоматики - АОПО (АРЛ), действующие по факту превышения допустимой токовой загрузки элементов сети.
Поузловые прогнозы потребления, используемые при проведении расчетов электроэнергетических режимов, сформированы с учетом эффекта совмещения максимума потребления электрической мощности различных потребителей и вероятности набора заявленной максимальной мощности новых потребителей.
При формировании коэффициентов совмещения / вероятности учтен конкретный состав и характер потребителей (структура потребления) в узлах нагрузки, их режимы работы, планы по развитию и технологическому присоединению.
В качестве исходной информации при проведении анализа режимов работы схемы электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Тюменской области на перспективу развития 2021 - 2026 годов были использованы данные о развитии энергосистемы в соответствии с СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 годы и утвержденные технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям.
Как показали результаты расчетов электроэнергетических режимов в нормальной схеме/при нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети/при нормативных возмущениях в ремонтной схеме электрической сети, параметры электроэнергетических режимов находятся в области допустимых значений, за исключением Нижнетавдинского района Тюменского энергорайона.
Электроснабжение Нижнетавдинского района производится по ВЛ 110 кВ Велижаны - Нижняя Тавда и ВЛ 35 кВ Велижаны - Нижняя Тавда с отпайкой на ПС Черепаново. В настоящее время ВЛ 35 кВ Велижаны - Нижняя Тавда с отпайкой на ПС Черепаново нормально отключена со стороны ПС 110 кВ Нижняя Тавда по условиям работы РЗА.
Согласно данным зимних контрольных замеров за последние 5 лет максимальная нагрузка района подстанции Нижняя Тавда составила (нагрузка трансформаторов 110 кВ подстанции Нижняя Тавда и трансформаторов 35 кВ ПС Черепаново и Мияссы):
- 2016 г. - 14 МВт (21.12.2016 17-00);
- 2017 г. - 6,6 МВт (20.12.2017 18-00);
- 2018 г. - 9,8 МВт (19.12.2018 19-00);
- 2019 г. - 8,5 МВт (18.12.2019 17-00);
- 2020 г. - 8,66 МВт (16.12.2020 18-00).
Согласно предоставленным данным АО "Россети Тюмень" (письмо АО "Россети Тюмень от 19.04.2021 NКВ-2465, приложение 1) планируемый прирост нагрузки по ПС 110 кВ Нижняя Тавда, ПС 35 кВ Черепаново, ПС 35 кВ Мияссы, ПС 35 кВ Антипино, ПС 35 кВ Черноярка в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение составляет 1,68 МВт (с учетом коэффициентов реализации 0,34 МВт).
При аварийном отключении ВЛ 110 кВ Велижаны - Нижняя Тавда происходит полное погашение потребителей, запитанных от ПС 110 кВ Нижняя Тавда. Восстановление электроснабжения Нижнетавдинского района возможно путем включения на ПС 110 кВ Нижняя Тавда ВЛ 35 кВ Велижаны - Нижняя Тавда с отпайкой на ПС Черепаново.
Согласно результатам расчетов электроэнергетических режимов, в случае аварийного отключения ВЛ 110 кВ Велижаны - Нижняя Тавда при включении со стороны ПС 110 кВ Нижняя Тавда ВЛ 35 кВ Велижаны - Нижняя Тавда с отпайкой на ПС Черепаново снижение напряжения в сети 35, 10 кВ энергорайона ПС 110 кВ Нижняя Тавда снижается ниже АДН, нарушается устойчивость нагрузки. Для ввода параметров электроэнергетического режима в область допустимых значений необходимо отключение нагрузки в объёме 6 МВт на время ремонта ВЛ 110 кВ Велижаны - Нижняя Тавда.
Для исключения отключения нагрузки рассмотрено несколько вариантов развития сети 35-110 кВ Нижнетавдинского района:
- Вариант 1: Строительство ВЛ 110 кВ Торгили - Нижняя Тавда протяженностью 50 км;
- Вариант 2: Строительство ВЛ 35 кВ Велижаны - Черепаново, протяженностью 23 км;
- Вариант 3: Установка источников реактивной мощности на шинах 35 кВ ПС 110 кВ Нижняя Тавда.
Ориентировочные капитальные затраты на реализацию рассматриваемых вариантов согласно анализа стоимости строительства объектов-аналогов составят:
- Строительство ВЛ 110 кВ Торгили - Нижняя Тавда - 461,44 млн. руб;
- Строительство ВЛ 35 кВ Велижаны - Черепаново - 215,16 млн. руб;
- Установка источников реактивной мощности на шинах 35 кВ ПС 110 кВ Нижняя Тавда - 89,08 млн. руб.
Учитывая, что капитальные затраты на реализацию Варианта 1 и 2 значительно превышают капитальные затраты на реализацию Варианта 3, то рекомендуется к выполнению мероприятие по установке источников реактивной мощности на шинах 35 кВ ПС 110 кВ Нижняя Тавда.
На основании результатов расчетов электроэнергетических режимов рекомендуется установка источников реактивной мощности на РУ 35 кВ ПС 110 кВ Нижняя Тавда с функцией регулирования напряжения установленной мощностью не менее 10 МВАр. Окончательную мощность и тип источников реактивной мощности необходимо определить при проектировании.
2.7. Расчет и анализ загрузки центров питания 110 кВ
В целях проверки пропускной способности трансформаторов центров питания 110 кВ ЭЭС Тюменской области проведен анализ текущей и перспективной загрузки трансформаторного оборудования на основании информации о текущей загрузке центров питания 110 кВ энергосистемы Тюменской области по данным контрольных замеров нагрузок 2017 - 2020 годов, а также данных о приростах мощности и расчетной загрузке центров питания на период 2021 - 2026 годов.
Для нижеперечисленных центров питания анализ существующей схемы сети 6 - 10 - 35 кВ показал, что разгрузить перегружаемое трансформаторное оборудование (в течении допустимой длительности перегрузки) мероприятиями по переводу нагрузки на смежные центры питания 6 - 10 - 35 - 110 кВ невозможно, а именно:
Тюменский энергорайон:
- ПС 110/10 кВ Казарово
- ПС 110/10 кВ Чикча
Тобольский энергорайон:
- ПС 110/10 кВ Маслово
В таблице 21 приведены данные о текущей загрузке трансформаторного оборудования (данные зимнего и летнего контрольных замеров 2017 - 2020) рассматриваемых и смежных им центров питания, а также сведения об объемах присоединяемой мощности в рамках реализации договоров на технологическое присоединение энергопринимающих устройств.
Таблица 21 - Сведения о максимальной загрузке в дни проведения контрольных замеров за 2017 - 2020 годы и о перспективной загрузке трансформаторов центров питания 110 кВ и выше ЭЭС Тюменской области
|
Наименование энергорайона |
Наименование ПС |
Наименование Т (АТ) |
|
|
2017* |
2018* |
2019* |
2020* |
Заявляемая мощность по договору на ТП, МВт |
|||||||||||||||||||||||||
|
зимний максимум (20 декабря) |
летний максимум (21 июня) |
зимний максимум (19 декабря) |
летний максимум (20 июня) |
зимний максимум (18 декабря) |
летний максимум (19 июня) |
зимний максимум (16 декабря) |
летний максимум (17 июня) |
|||||||||||||||||||||||||||
|
МВт |
МВА |
час замера |
МВт |
МВА |
час замера |
МВт |
МВА |
час замера |
МВт |
МВА |
час замера |
МВт |
МВА |
час замера |
МВт |
МВА |
час замера |
МВт |
МВА |
час замера |
МВт |
МВА |
час замера |
2021 |
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
|||||
|
ТЭР |
Березняки** |
1Т |
40 |
110 |
0,18 |
0,27 |
18.00 |
1,75 |
1,87 |
21.00 |
0,43 |
6,35 |
18.00 |
0,0731 |
0,17 |
20.00 |
2,2266 |
7,38 |
18.00 |
1,0414 |
4,33 |
19.00 |
3,22 |
7,78 |
17.00 |
1,03 |
3,32 |
19.00 |
4,077 |
- |
- |
- |
- |
- |
|
2Т |
40 |
110 |
0,04 |
0,04 |
5,68 |
0,0381 |
5,0847 |
3,2445 |
4,49 |
2,19 |
||||||||||||||||||||||||
|
ТЭР |
Казарово |
1Т |
16 |
110 |
5,92 |
22,82 |
18.00 |
0,00 |
4,02 |
21.00 |
6,45 |
20,7 |
18.00 |
3,56 |
12,2 |
20.00 |
9,45 |
22,27 |
18.00 |
2,78 |
7,23 |
19.00 |
4,71 |
17,85 |
17.00 |
3,00 |
8,35 |
19.00 |
2,916 |
- |
- |
- |
- |
- |
|
2Т |
16 |
110 |
16,18 |
3,94 |
13,73 |
7,96 |
12,33 |
4,35 |
12,64 |
4,95 |
||||||||||||||||||||||||
|
ТобЭР |
Маслово |
1Т |
6,3 |
110 |
0,60 |
0,86 |
16.00 |
0,63 |
0,88 |
12.00 |
0,84 |
0,94 |
9.00 |
0,45 |
0,65 |
10.00 |
1,77 |
1,86 |
9.00 |
0,72 |
0,90 |
22.00 |
1,56 |
1,61 |
9.00 |
0,27 |
0,32 |
10.00 |
4,572 |
- |
- |
- |
- |
- |
|
ТобЭР |
Сумкино** |
1Т |
6,3 |
110 |
4,70 |
5,11 |
16.00 |
0,014 |
2,18 |
12.00 |
3,21 |
4,06 |
9.00 |
1,304 |
2,15 |
10.00 |
3,76 |
4,08 |
9.00 |
0,0138 |
2,06 |
22.00 |
2,98 |
4,10 |
9.00 |
0,500 |
2,51 |
10.00 |
1,425 |
- |
- |
- |
- |
- |
|
2Т |
10 |
110 |
0,02 |
1,645 |
0,55 |
0,47 |
0,017 |
1,77 |
0,81 |
1,63 |
||||||||||||||||||||||||
|
ТЭР |
Чикча |
1Т |
10 |
110 |
8,32 |
11,06 |
17.00 |
2,06 |
4,02 |
16.00 |
7,14 |
11,07 |
18.00 |
2,91 |
4,32 |
20.00 |
8,73 |
12,48 |
19.00 |
2,29 |
5,85 |
19.00 |
8,47 |
11,80 |
16.00 |
2,70 |
4,28 |
19.00 |
5,235 |
0,362 |
- |
- |
- |
- |
|
2Т |
10 |
110 |
2,26 |
1,83 |
3,59 |
1,27 |
3,36 |
2,8 |
2,93 |
1,43 |
||||||||||||||||||||||||
* время контрольного замера московское
** замеры по ПС приведены за те же дни и часы, за которые выполняется анализ загрузки трансформаторов центров питания, с которых выполняется перевод нагрузки
ПС 110/10 кВ Казарово
В настоящее время на ПС 110/10 кВ Казарово установлены трансформаторы 1Т и 2Т мощностью по 16 МВА.
Перегрузочная способность трансформаторного оборудования ПС 110 кВ Казарово принята в соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81 "Об утверждении требований к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию и о внесении изменений в Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденные приказом Минэнерго России от 19 июня 2003 N 229" (далее - приказ МЭ России N 81) (письмо АО "Россети Тюмень" от 19.04.2021 NКВ-2465, приложение 1).
Таблица 22 - Сведения о перегрузочной способности трансформаторного оборудования ПС 110 кВ Казарово
|
Наименование трансформатора |
Марка трансформатора |
Год ввода |
|
Допустимая длительная перегрузка трансформаторов без ограничения длительности (ДДТН), % |
|
Т-1 |
ТДН-16000/110 |
1983 |
80,3 |
Зимний период (0°C) |
|
1,15 | ||||
|
Летний период (+30°C) | ||||
|
0,91 | ||||
|
Т-2 |
ТДН-16000/110 |
1987 |
80,3 |
Зимний период (0°C) |
|
1,15 | ||||
|
Летний период (+30°C) | ||||
|
0,91 |
Таблица 23 - Сведения о перегрузочной способности трансформаторного оборудования ПС 110 кВ Березняки
|
Наименование трансформатора |
Марка трансформатора |
Год ввода |
|
Допустимая длительная перегрузка трансформаторов без ограничения длительности (ДДТН), % |
|
Т-1 |
ТРДН-40000/110 |
2013 |
201 |
Зимний период (0°C) |
|
1,25 | ||||
|
Летний период (+30°C) | ||||
|
1,15 | ||||
|
Т-2 |
ТРДН-40000/110 |
2013 |
201 |
Зимний период (0°C) |
|
1,25 | ||||
|
Летний период (+30°C) | ||||
|
1,15 |
Нагрузка трансформаторов 110 кВ ПС 110/10 кВ Березняки, зафиксированная 20 декабря 2017 года в 18.00 московского времени, составляет 0,27 МВА, зафиксированная 20 июня 2018 года в 20.00 московского времени составляет 0,17 МВА.
Согласно предоставленным данным АО "Россети Тюмень" (письмо АО "Россети Тюмень 19.04.2021 NКВ-2465, приложение 1) планируемый прирост нагрузки по ПС 110/10 кВ Березняки в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение составляет 4,077 МВт (с учетом коэффициентов реализации нагрузки 1,08 МВт) (письмо АО "Россети Тюмень от 19.04.2021 NКВ-2465, приложение 1).
Загрузка трансформаторов ПС 110 кВ Березняки после перевода нагрузки с ПС 110 кВ Казарово (7,05 МВА в зимний период и 2,723 МВА в летний период) с учетом максимальной отчетной нагрузки, прироста нагрузки в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение с учетом коэффициентов реализации нагрузки составит 8,515 МВА (21% от номинальной мощности) в зимний период и 3,73 МВА (9% от номинальной мощности) в летний период, что не превышает ДДТН при отключении одного из трансформаторов на ПС 110 кВ Березняки в летний (1,15) период.
С учетом рассматриваемого мероприятия по переводу нагрузки на ПС 110 кВ Березняки максимальная перспективная загрузка трансформаторов Т-1(2) ПС 110/10 кВ Казарово при отключении 2Т (1Т) составит 16,42 МВА (103% от номинальной мощности) в зимний период, что не превышает ДДТН в зимний период (1,15) при отключении одного из трансформаторов на ПС 110 кВ Казарово.
Таким образом, рассматриваемые мероприятия по переводу нагрузки с ПС 110 кВ Казарово на ПС 110 кВ Березняки допустимы.
ПС 110/10 кВ Маслово
В настоящее время на ПС 110/10 кВ Маслово установлен трансформатор 1Т мощностью 2,5 МВА, год ввода трансформатора в эксплуатацию - 1979 г.
Перегрузочная способность трансформатора ПС 110 кВ Маслово принята в соответствии с письмом АО "Россети Тюмень" от 19.04.2021 NКВ-2465 (приложение 1).
Таблица 26 - Сведения о перегрузочной способности трансформаторного оборудования ПС 110 кВ Маслово
|
Наименование трансформатора |
Марка трансформатора |
Год ввода |
|
Допустимая длительная перегрузка трансформаторов без ограничения длительности (ДДТН), % |
|
Т-1 |
ТМН-2500/110 |
1979 |
13,1 |
Зимний период (0°C) |
|
1,05 | ||||
|
Летний период (+30°C) | ||||
|
1,05 |
Максимальная нагрузка данной подстанции за 2017 - 2020 годы в зимний/летний контрольный замер составила:
2017 год - 0,86/0,88 МВА;
2018 год - 0,94/0,65 МВА;
2019 год - 1,86/0,9 МВА;
2020 год - 1,61/0,32 МВА.
В результате анализа максимальная загрузка в день зимнего контрольного замера зафиксирована 18 декабря 2019 года в 9.00 московского времени и составляет 1,86 МВА или 9,8 А (75% от ), что не превышает ДДТН в зимний период (1,05).
В результате анализа максимальная загрузка в день летнего контрольного замера выявлена 19 июня 2019 года в 22.00 московского времени и составляет 0,9 МВА или 4,7 А (36% от ), что не превышает ДДТН в летний период (1,05).
Согласно предоставленным данным АО "Россети Тюмень" (письмо АО "Россети Тюмень от 19.04.2021 NКВ-2465, приложение 1) планируемый прирост нагрузки по ПС 110 кВ Маслово в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение составляет 4,572 МВт (с учетом коэффициентов реализации 1,73 МВт).
Загрузка трансформатора ПС 110 кВ Маслово с учетом максимальной отчетной нагрузки, прироста нагрузки в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение с учетом коэффициентов реализации нагрузки составит 3,78 МВА (151% от номинальной мощности) в зимний период и 2,25 МВА (90% от номинальной мощности) в летний период, что превышает ДДТН в зимний период (1,05) и не превышает ДДТН в летний период (1,05).
Согласно данным АО "Россети Тюмень" (письмо АО "Россети Тюмень от 20.04.2021 N РТ13/01/4340, приложение 1) существует возможность перевода ф. 10 кВ Пушнятские ПС 110 кВ Маслово на ПС 110 кВ Сумкино. Нагрузка ф. 10 кВ Пушнятские 18 декабря 2019 года в 9.00 московского времени зафиксирована в объеме 0,242 МВА. Нагрузка ф. 10 кВ Пушнятские 19 июня 2019 года в 22.00 московского времени зафиксирована в объеме 0,094 МВА.
Для оценки допустимости перевода нагрузки на ПС 110 кВ Сумкино ниже приведена информация о перегрузочной способности трансформаторов, установленных на ПС 110 кВ Сумкино. Перегрузочная способность трансформаторного оборудования принята в соответствии приказом МЭ России N 81 (письмо АО "Россети Тюмень" от 19.04.2021 NКВ-2465, приложение 1).
Анализ загрузки ПС 110 кВ Сумкино, в том числе после перевода нагрузки с ПС 110 кВ Маслово выполняется за аналогичные дни и часы контрольного замера, при которых выявлена максимальная загрузка ПС 110 кВ Маслово.
Таблица 27 - Сведения о перегрузочной способности трансформаторного оборудования ПС 110 кВ Сумкино
|
Наименование трансформатора |
Марка трансформатора |
Год ввода |
|
Допустимая длительная перегрузка трансформаторов без ограничения длительности (ДДТН), % |
|
Т-1 |
ТМ-6300/110 |
1969 |
31,6 |
Зимний период (0°C) |
|
1,15 | ||||
|
Летний период (+30°C) | ||||
|
0,91 | ||||
|
Т-2 |
ТДН-10000/110 |
1981 |
50,2 |
Зимний период (0°C) |
|
1,15 | ||||
|
Летний период (+30°C) | ||||
|
0,91 |
Нагрузка ПС 110 кВ Сумкино, зафиксированная в день зимнего контрольного замера 18 декабря 2019 года в 9.00 московского времени, составляет 4,08 МВА, зафиксированная в день летнего контрольного замера 19 июня 2019 года в 22.00 московского времени составляет 2,06 МВА.
Согласно предоставленным данным АО "Россети Тюмень" (письмо АО "Россети Тюмень 19.04.2021 NКВ-2465, приложение 1), планируемый прирост нагрузки по ПС 110/10 кВ Сумкино в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение составляет 1,425 МВт (с учетом коэффициентов реализации нагрузки 0,29 МВт).
Загрузка трансформаторов ПС 110 кВ Сумкино после перевода нагрузки с ПС 110 кВ Маслово с учетом максимальной отчетной нагрузки, прироста нагрузки в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение с учетом коэффициентов реализации нагрузки составит 4,642 МВА (74% от номинальной мощности Т-1) в зимний период и 2,374 МВА (38% от номинальной мощности Т-1) в летний период, что не превышает ДДТН в летний (0,91) период в случае отключения одного из трансформаторов на ПС 110 кВ Сумкино.
Загрузка трансформатора ПС 110/10 кВ Маслово с учетом перевода нагрузки на ПС 110 кВ Сумкино составит 3,538 МВА (141% от номинальной мощности) в зимний период и 2,25 МВА (90% от номинальной мощности) в летний период, что превышает ДДТН в зимний (1,05) период и не превышает в летний (1,05) период.
Реконструкция ПС 110/10 кВ Маслово (замена трансформатора 2,5 МВА на 6,3 МВА) предусмотрена в Изменениях к ТУ NТ13/18/1428-ТУ от 25.06.2018.
С учетом замены трансформатора 2,5 МВА на 6,3 МВА на ПС 110 кВ Маслово перспективная загрузка в зимний период составит 3,538 МВА (56% от номинальной мощности), в летний период 2,25 МВА (36% от номинальной мощности).
ПС 110/10 кВ Чикча
В настоящее время на ПС 110/10 кВ Чикча установлены трансформаторы 1Т и 2Т мощностью по 10 МВА, год ввода трансформаторов в эксплуатацию - 2015 г.
Перегрузочная способность трансформатора ПС 110 кВ Чикча принята в соответствии с приказом МЭ N 81 (письмо АО "Россети Тюмень" от 19.04.2021 NКВ-2465, приложение 1)
Таблица 28 - Сведения о перегрузочной способности трансформаторного оборудования ПС 110 кВ Чикча
|
Наименование трансформатора |
Марка трансформатора |
Год ввода |
|
Допустимая длительная перегрузка трансформаторов без ограничения длительности (ДДТН), % |
|
Т-1 |
ТДН-10000/110 |
2015 |
50,2 |
Зимний период (0°C) |
|
1,25 | ||||
|
Летний период (+30°C) | ||||
|
1,15 | ||||
|
Т-2 |
ТДН-10000/110 |
2015 |
50,2 |
Зимний период (0°C) |
|
1,25 | ||||
|
Летний период (+30°C) | ||||
|
1,15 |
Нагрузка данной подстанции за 2018 - 2020 годы в зимний/летний контрольный замер составила:
2017 год - 11,06/4,02 МВА
2018 год - 11,07/4,32 МВА
2019 год - 12,48/5,85 МВА
2020 год - 11,8/4,28 МВА.
При этом по ПС 110 кВ Чикча было зафиксировано максимальное потребление не в дни контрольных замеров, а в период 29.12.2020 - 02.01.2021 (письмо АО "Россети Тюмень от 19.04.2021 NКВ-2465, приложение 1). Результаты представлены на графике (рисунок 12).
Рисунок 12 - график нагрузки ПС 110/10 кВ Чикча 29.12.2020 - 02.01.2021. Числами 1,25 и 1,6 обозначены линии мощности при соответствующей перегрузке ПС от номинальной мощности одного трансформатора (10 МВА)
Наибольшая загрузка в рассматриваемый зимний период (29.12.2020 - 02.01.2021) составила 16,23 МВА. При отключении одного трансформатора загрузка оставшегося составляет (162% от ), что превышает ДДТН (1,25) в зимний период.
Согласно данным АО "Россети Тюмень" (письмо АО "Россети Тюмень от 19.04.2021 NКВ-2465, приложение 1) существует возможность перевода нагрузки ф. 10 кВ Мальково ПС 110 кВ Чикча на ПС 110 кВ Антипино, нагрузка которого составляет 2,501 МВА согласно замеру 2 января 2021 в 17.00 московского времени; нагрузки 2 секции РП 10 кВ Чикча ПС 110 кВ Чикча на ПС 110 кВ Борки, нагрузка которого в зимний период составляет 1,07 МВА.
Анализ загрузки ПС 110 кВ Антипино и ПС 110 кВ Борки, в том числе после перевода нагрузки с ПС 110 кВ Чикча, выполняется за аналогичные дни и часы контрольного замера, при которых выявлена максимальная загрузка ПС 110 кВ Чикча.
Таблица 29 - Сведения о перегрузочной способности трансформаторного оборудования ПС 110 кВ Антипино
|
Наименование трансформатора |
Марка трансформатора |
Год ввода |
|
Допустимая длительная перегрузка трансформаторов без ограничения длительности (ДДТН), % |
|
Т-1 |
ТРДН-25000/110 |
1987 |
125,5 |
Зимний период (0°C) |
|
1,15 | ||||
|
Летний период (+30°C) | ||||
|
0,91 | ||||
|
Т-2 |
ТРДН-25000/110 |
1979 |
125,5 |
Зимний период (0°C) |
|
1,15 | ||||
|
Летний период (+30°C) | ||||
|
0,91 |
Таблица 30 - Сведения о перегрузочной способности трансформаторного оборудования ПС 110 кВ Борки
|
Наименование трансформатора |
Марка трансформатора |
Год ввода |
|
Допустимая длительная перегрузка трансформаторов без ограничения длительности (ДДТН), % |
|
Т-1 |
ТМН-6300/110 |
1976 |
31,6 |
Зимний период (0°C) |
|
1,15 | ||||
|
Летний период (+30°C) | ||||
|
0,91 |
Нагрузка ПС 110/10 кВ Антипино, зафиксированная 2 января 2021 в 17.00 московского времени, составляет 9,365 МВА или 47 А (18,73% от номинальной мощности трансформаторов ПС).
Согласно предоставленным данным АО "Россети Тюмень" (письмо АО "Россети Тюмень 19.04.2021 NКВ-2465, приложение 1), планируемый прирост нагрузки по ПС 110/10 кВ Антипино в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение составляет 1,74 МВт (с учетом коэффициентов реализации нагрузки 0,35 МВт).
Загрузка трансформаторов ПС 110 кВ Антипино после перевода нагрузки с ПС 110 кВ Чикча с учетом максимальной отчетной нагрузки, прироста нагрузки в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение с учетом коэффициентов реализации нагрузки составит 12,256 МВА (49% от номинальной мощности трансформатора).
Нагрузка ПС 110/10 кВ Борки, зафиксированная 2 января 2021 в 17.00 московского времени составляет 2,763 МВА или 13,9 А (44% от Iном), что не превышает допустимую длительную перегрузку трансформаторов на ПС 110 кВ Борки в зимний период (1,15).
Согласно предоставленным данным АО "Россети Тюмень" (письмо АО "Россети Тюмень 19.04.2021 NКВ-2465, приложение 1), планируемый прирост нагрузки по ПС 110/10 кВ Борки в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение составляет 1,21 МВт (с учетом коэффициентов реализации нагрузки 0,242 МВт).
Загрузка трансформаторов ПС 110 кВ Борки после перевода нагрузки с ПС 110 кВ Чикча с учетом максимальной отчетной нагрузки, прироста нагрузки в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение с учетом коэффициентов реализации нагрузки составит 4,103 МВА (65% от номинальной мощности) в зимний период, что не превышает ДДТН в зимний период (1,15).
Таким образом, перевод нагрузки в рассматриваемый период на ПС 110 кВ Антипино и Борки при отключении одного из трансформаторов ПС 110 кВ Чикча допустим.
Согласно предоставленным данным АО "Россети Тюмень" (письмо АО "Россети Тюмень 19.04.2021 NКВ-2465, приложение 1) планируемый прирост нагрузки по ПС 110/10 кВ Чикча в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение составляет 5,597 МВт (с учетом коэффициентов реализации нагрузки 1,32 МВт).
Загрузка трансформаторов ПС 110 кВ Чикча после перевода нагрузки на ПС 110 кВ Антипино и Борки с учетом максимальной отчетной нагрузки, прироста нагрузки в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение с учетом коэффициентов реализации нагрузки составит 14,1 МВА (141% от номинальной мощности) в зимний период, что превышает ДДТН в зимний период (1,25) в случае отключения одного из трансформаторов на ПС 110 кВ Чикча.
Для разгрузки ПС 110 кВ Чикча рассмотрены следующие мероприятия: перевод нагрузки по сети 10 кВ на другие центры питания, реконструкция ПС 110 кВ Чикча с заменой трансформаторов.
Вариант 1. Перевод РП 10 кВ Чикча по сети 10 кВ на ПС 110 кВ Каскара и ПС 110 кВ Туринская
Наиболее близкими центрами питания к питающим фидерам ф. 10 кВ Есаулы и ф. 10 кВ РП Чикча ПС 110 кВ Чикча являются ПС 110 кВ Каскара и ПС 110 кВ Туринская. Суммарная нагрузка фидеров ф. 10 кВ Есаулы и ф. 10 кВ РП Чикча 2 января 2021 года в 17.00 составила 6,49 МВА, в том числе 3,56 МВА нагрузка ф. 10 кВ РП Чикча и 2,93 МВА нагрузка ф. 10 кВ Есаулы (письмо АО "Россети Тюмень 19.04.2021 NКВ-2465, приложение 1). Для снижения загрузки трансформаторов ПС 110 кВ Чикча достаточно выполнения перевода нагрузки либо на ПС 110 кВ Каскара либо на ПС 110 кВ Туринская.
Анализ загрузки ПС 110 кВ Каскара и Туринская, в том числе после перевода нагрузки с ПС 110 кВ Чикча, выполняется за аналогичные дни и часы контрольного замера, при которых выявлена максимальная загрузка ПС 110 кВ Чикча.
Таблица 31 - Сведения о перегрузочной способности трансформаторного оборудования ПС 110 кВ Каскара
|
Наименование трансформатора |
Марка трансформатора |
Год ввода |
|
Допустимая длительная перегрузка трансформаторов без ограничения длительности (ДДТН), % |
|
Т-1 |
ТДН-16000/110 |
1984 |
80,3 |
Зимний период (0°C) |
|
1,15 | ||||
|
Летний период (+30°C) | ||||
|
0,91 | ||||
|
Т-2 |
ТДН-16000/110 |
1995 |
80,3 |
Зимний период (0°C) |
|
1,25 | ||||
|
Летний период (+30°C) | ||||
|
1,15 |
Таблица 32 - Сведения о перегрузочной способности трансформаторного оборудования ПС 110 кВ Туринская
|
Наименование трансформатора |
Марка трансформатора |
Год ввода |
|
Допустимая длительная перегрузка трансформаторов без ограничения длительности (ДДТН), % |
|
Т-1 |
ТДН-10000/110 |
1991 |
50,2 |
Зимний период (0°C) |
|
1,25 | ||||
|
Летний период (+30°C) | ||||
|
1,15 | ||||
|
Т-2 |
ТДН-10000/110 |
1991 |
50,2 |
Зимний период (0°C) |
|
1,25 | ||||
|
Летний период (+30°C) | ||||
|
1,15 |
Нагрузка ПС 110/10 кВ Каскара, зафиксированная 2 января 2021 в 17.00 московского времени, составляет 12,188 МВА или 61,1 А (76% от номинальной мощности трансформатора).
Согласно предоставленным данным АО "Россети Тюмень" (письмо АО "Россети Тюмень 19.04.2021 NКВ-2465, приложение 1) планируемый прирост нагрузки по ПС 110/10 кВ Каскара в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение составляет 0,542 МВт (с учетом коэффициентов реализации нагрузки 0,11 МВт).
Загрузка трансформаторов ПС 110 кВ Каскара после перевода нагрузки с ПС 110 кВ Чикча с учетом максимальной отчетной нагрузки, прироста нагрузки в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение с учетом коэффициентов реализации нагрузки составит 15,87 МВА (99% от номинальной мощности трансформатора).
Нагрузка ПС 110/10 кВ Туринская, зафиксированная 2 января 2021 в 17.00 московского времени, составляет 2,528 МВА или 12,7 А (25% от номинальной мощности трансформатора).
Согласно предоставленным данным АО "Россети Тюмень" (письмо АО "Россети Тюмень 19.04.2021 NКВ-2465, приложение 1) планируемый прирост нагрузки по ПС 110/10 кВ Туринская в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение составляет 0,633 МВт (с учетом коэффициентов реализации нагрузки 0,13 МВт).
Загрузка трансформаторов ПС 110 кВ Туринская после перевода нагрузки с ПС 110 кВ Чикча с учетом максимальной отчетной нагрузки, прироста нагрузки в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение с учетом коэффициентов реализации нагрузки составит 5,6 МВА (56% от номинальной мощности трансформатора).
Таким образом, перевод нагрузки в рассматриваемый период на ПС 110 кВ Каскара и ПС 110 кВ Туринская при отключении одного из трансформаторов ПС 110 кВ Чикча допустим.
Загрузка трансформаторов ПС 110 кВ Чикча после перевода нагрузки на ПС 110 кВ Антипино, ПС 110 кВ Борки, ПС 110 кВ Каскара с учетом максимальной отчетной нагрузки, прироста нагрузки в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение с учетом коэффициентов реализации нагрузки составит 10,6 МВА (106% от номинальной мощности) в зимний период, что не превышает ДДТН в зимний период (1,25) в случае отключения одного из трансформаторов на ПС 110 кВ Чикча.
Загрузка трансформаторов ПС 110 кВ Чикча после перевода нагрузки на ПС 110 кВ Антипино, ПС 110 кВ Борки, ПС 110 кВ Туринская с учетом максимальной отчетной нагрузки, прироста нагрузки в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение с учетом коэффициентов реализации нагрузки составит 11,17 МВА (112% от номинальной мощности) в зимний период, что не превышает ДДТН в зимний период (1,25) в случае отключения одного из трансформаторов на ПС 110 кВ Чикча.
В обоих из рассматриваемых вариантов перевода нагрузки обеспечивается разгрузка ПС 110 кВ Чикча.
Вариант 1а
Для перевода мощности ф. 10 кВ РП Чикча на ПС 110 кВ Каскара потребуется строительство ЛЭП 10 кВ, состоящей из двух участков КЛ 10 кВ сечением жилы 240 мм 2 общей ориентировочной протяженностью 2,5 км и ВЛ 10 кВ сечением жилы 120 мм 2 ориентировочной протяженностью 3 км, от существующей ячейки ПС 110 кВ Каскара до участка ф. 10 кВ РП Чикча в н. п. Есаулова.
Вариант 1б
Для перевода мощности ф. 10 кВ Есаулы на ПС 110 кВ Туринская потребуется строительство ЛЭП 10 кВ, состоящей из двух участков КЛ 10 кВ сечением жилы 240 мм 2 общей ориентировочной протяженностью 5,5 км и ВЛ 10 кВ сечением жилы 120 мм 2 ориентировочной протяженностью 3,5 км, от вновь устанавливаемой ячейки ПС 110 кВ Туринская до участка ф. 10 кВ Есаулы в н. п. Есаулова
В связи с проходом трассы ВЛ 10 кВ обоих линий по затопляемой в период паводка территории, а также наличие перехода через реку, рекомендуется выполнить ВЛ 10 кВ в габаритах 35 кВ. Мероприятия требуют уточнения при проектировании.
Вариант 2. Замена трансформаторов 110 кВ 10 МВА на 16 МВА на ПС 110 кВ Чикча
С учетом замены существующих трансформаторов 2х10 МВА на 2х16 МВА перспективная загрузка с учетом перевода нагрузки на ПС 110 кВ Антипино, ПС 110 кВ Борки составит 14,1 МВА (88% от номинальной мощности).
Сравнение капитальных затрат по вариантам
Оценка капитальных затрат произведена в соответствии с расценками, установленными приказом Минэнерго России N 10 от 17.01.2019 и приведена в таблице 33. Ориентировочные капитальные затраты на реализацию рассматриваемых вариантов составят:
- Вариант 1а Перевод РП 10 кВ Чикча по сети 10 кВ на ПС 110 кВ Каскара-24,26 млн. рублей;
- Вариант 1 б Перевод РП 10 кВ Чикча по сети 10 кВ на ПС 110 кВ Туринская - 42,19 млн. рублей;
- Вариант 2 Замена трансформаторов 110 кВ 10 МВА на 16 МВА на ПС 110 кВ Чикча - 100,21 млн. рублей;
Наименьшие затраты требуются для реализации варианта 1а. Мероприятия уточнить на этапе проектирования.
Таблица 33 - Ориентировочный расчет стоимости мероприятий
|
Наименование |
Оборудование ПС, ВЛ, КЛ 35, 110 кВ |
Номер расценок УНЦ |
Капиталовложения в ценах УНЦ, тыс. руб. |
|
|
кол-во ячеек выключателей, трансформаторов шт.; протяженность линий электропередачи, км, |
Стоимость по УНЦ (приказ N 10 от 17.01.2019, тыс. руб. |
|||
|
Вариант 1а (перевод нагрузки на ПС 110 кВ Каскара) |
|
|
|
24 255,5 |
|
Строительство перехода через реку Тура и по затопляемым в период паводка территориям в одноцепном исполнении ВЛ 10 кВ в габаритах 35 кВ. Провод АС-120 |
3 |
3 996,0 |
Л3-03 - 1..4, Л1-03 - 1..4 Л5-03 |
11 998,0 |
|
Строительство КЛ 10 кВ АПвПУ 3х240 мм2 |
2,5 |
3 055,0 |
К1-08 - 1..8 |
7 637,5 |
|
Устройство траншеи КЛ |
2,5 |
1 428,0 |
Б2-02 - 1..4 |
3 570,0 |
|
Переходные пункты ВЛ-КЛ |
2 |
5 30,0 |
Ж1-01 - 1..3 |
1 060,0 |
|
Вариант 1б (вариант перевода нагрузки на ПС 110 кВ Туринская) |
|
|
|
42 188,50 |
|
Строительство перехода через реку Тура и по затопляемым в период паводка территориям в одноцепном исполнении ВЛ 10 кВ в габаритах 35 кВ. Провод АС-120 |
3,5 |
6 273,00 |
Л3-03 - 1..4, Л1-03 - 1..4 Л5-03 |
13 986,0 |
|
Строительство КЛ 10 кВ АПвПУ 3х240 мм2 |
5,5 |
3 055,0 |
К1-08 - 1..8 |
16 802,5 |
|
Ячейка 10 кВ на ПС 110 кВ Туринская |
1 |
2 486,0 |
В2-01 - 1..2 |
2 486,0 |
|
Устройство траншеи КЛ |
5,5 |
1 428,0 |
Б2-02 - 1..4 |
7 854,0 |
|
Переходные пункты ВЛ-КЛ |
2 |
530,0 |
Ж1-01 - 1..3 |
1 060,0 |
|
Вариант 2 |
|
|
|
100 210,0 |
|
Замена трансформаторов 110/10 кВ мощностью 2х10 на 2х16 МВА ПС Чикча |
2 |
50105,0 |
Т1-03 - 1..4 |
100210,0 |
2.8. Перечень электросетевых объектов, рекомендуемых к вводу по анализу текущего состояния электросетевого оборудования и схемы электроснабжения
В настоящем разделе рекомендованы к реализации мероприятия, выявленные по результатам анализа текущего состояния электросетевого оборудования и схемы электроснабжения.
Тюменский энергорайон
Реконструкция ВЛ 110 кВ Тюменская ТЭЦ-1 - Центральная I, II цепь
Срок эксплуатации тупиковой двухцепной ВЛ 110 кВ Тюменская ТЭЦ-1 - Центральная I, II цепь составляет 57 лет. Срок эксплуатации превышен на 22 года.
Превышение срока эксплуатации привело к появлению на ВЛ 110 кВ Тюменская ТЭЦ-1 - Центральная I, II цепь значительного количества дефектов: коррозия металла опор, грозотроса, проводов, повреждения фундамента, зафиксированных в Акте описания технического состояния от 23.04.2019 филиала АО "Россети Тюмень" - Тюменские распределительные сети (письмо АО "Тюменьэнерго" от 24.04.2019 NТ13/01/5635, Приложение 2).
К ВЛ 110 кВ Тюменская ТЭЦ-1 - Центральная I, II цепь присоединены ПС 110 кВ Центральная и ПС 110 кВ Загородная, осуществляющие электроснабжение центральной части города Тюмени, в том числе таких потребителей, как школы, детские сады, областная клиническая больница N 2, Тюменский индустриальный университет, Региональное УФСБ по Тюменской области, УФСИН РФ по Тюменской области (исправительная колония N 1), Межрайонный отдел ГИБДД, Администрация города Тюмени, 200 тыс. жителей Центрального АО г. Тюмени.
По информации АО "Россети Тюмень" (письма от 24.04.2019 NТ13/01/5635, Приложение 2), выполнить реконструкцию существующей ВЛ 110 кВ не представляется возможным из-за отсутствия технической возможности замены опор и фундаментов без отключения двух цепей, и, как следствие, обесточивания ПС 110 кВ Центральная и ПС 110 кВ Загородная.
Требуется реконструкция ВЛ 110 кВ Тюменская ТЭЦ-1 - Центральная I, II цепь (без увеличения пропускной способности ВЛ).
В рамках выполнения реконструкции ВЛ 110 кВ Тюменская ТЭЦ-1 - Центральная I, II цепь рекомендуется определить и выполнить мероприятия по исключению погашения потребителей на время реконструкции ВЛ 110 кВ Тюменская ТЭЦ-1 - Центральная I, II цепь.
Реконструкция ВЛ 110 кВ Горная - Косач, ВЛ 110 кВ Горная - Уват отпайка на ПС Косач (переход через р. Иртыш)
По результатам предпроектного обследования, направленного письмом АО "Россети Тюмень" N КВ 2779 от 20.04.2020 (приложение 3), выявлены:
- разрушение антикоррозионного покрытия и общая равномерная коррозия элементов опоры. Коррозионный износ распорки опоры. Местное ослабление поперечного сечения элемента;
- деструкция бетона с оголением арматуры. Коррозионные процессы стальной арматуры с образованием окислов железа. Разрыв бетона с образованием многочисленных сколов и трещин. Деформация конструкции фундаментов вследствие размыва грунта около фундамента;
- нарушение плоскости контакта между опорной плитой пяты металлической опоры и фундаментом.
Береговая линия подвергается интенсивному обрушению от 1,5 до 10 м в год. Основываясь на проведенных гидрогеологических изысканиях, фундамент опор существующего перехода подвергается интенсивному подтоплению во время подъема уровня воды и ледохода.
Провод и грозотрос не соответствует действующим нормативным документам.
Необходимо произвести реконструкцию перехода (без увеличения пропускной способности ВЛ) с устранением всех выявленных нарушений.
Реконструкция ВЛ 110 кВ Сибжилстрой-Молчаново участок Сибжилстрой-Кулаково Тюменского ТПО (замена провода 12,93 км, замена грозотроса)
По результатам предпроектного обследования ВЛ 110 кВ "Сибжилстрой - Молчаново участок Сибжилстрой - Кулаково", направленного письмом АО "Россети Тюмень" N КВ 2779 от 20.04.2020 (приложение 3), выявлены:
- сплошная поверхностная коррозия всех элементов металлических опор и траверс железобетонных опор. Местные погнутости стальных элементов опоры. Нарушение сопряжения пяты металлической опоры с фундаментом. Коррозионные процессы стальной элементов опоры с образованием окислов железа;
- деструкция бетона с оголением арматуры. Коррозионные процессы стальной арматуры с образованием окислов железа. Разрыв бетона с образованием многочисленных сколов и трещин. Разрывы продольной арматуры. Нарушение плоскости контакта между опорной плитой и фундаментом опоры. Разрушение антикоррозионного покрытия и поверхностная коррозия элементов траверс. Отклонение опор от проектного положения;
- деформация конструкции фундаментов вследствие размыва грунта около фундамента. Коррозионный износ закладных деталей фундаментов;
- на металлических ростверках наблюдаются дефекты сварных швов, сплошное коррозионное поражение металлических конструкций балок и оголовков фундаментов, интенсивная коррозия со значительным уменьшением толщины металла; нарушение сопряжения опор с фундаментом.
Согласно ГОСТ 839-80 нормативный срок службы провода марки АС составляет 45 лет. В соответствии с паспортом ВЛ 110 кВ Сибжилстрой - Молчаново данный участок введён в эксплуатацию в 1970 году (срок эксплуатации более 45 лет), следовательно, провод марки АС выработал свой ресурс и подлежит замене.
Для устранения выявленных недостатков необходимо провести реконструкцию участка ВЛ 110 кВ "Сибжилстрой - Молчаново участок Сибжилстрой - Кулаково (без увеличения пропускной способности ВЛ).
Реконструкция ПС 110 кВ Водогрейная
ПС 110/6 кВ "Водогрейная" находится в эксплуатации с 1985 года, в том числе, в 1985 году введено в эксплуатацию основное электротехническое оборудование.
В соответствии с актом комиссионного обследования объекта электросетевого хозяйства филиала АО "СУЭНКО" ТГЭС N 1 от 26.11.2019 (приложение 4) необходимо выполнить реконструкцию ПС 110/6 кВ "Водогрейная" с заменой блоков ОД, КЗ-110 на элегазовые выключатели, опорных металлоконструкций, устройств защиты от перенапряжений, оборудования КРУН-6 кВ, с выполнением мероприятий по антитеррористической защите энергообъекта.
Реконструкция ПС 110 кВ Водозабор
ПС 110/6 кВ "Водозабор" находится в эксплуатации с 1985 года.
В соответствии с актом комиссионного обследования объекта электросетевого хозяйства филиала АО "СУЭНКО" ТГЭС N 2 от 26.11.2019 (приложение 5) на ПС 110/6 кВ "Водозабор" необходимо выполнить реконструкцию ОРУ 110 кВ: с заменой опорных металлоконструкций и разъединителей 110 кВ, устройств защиты от перенапряжений ОРУ 110 кВ, с выполнением мероприятий по антитеррористической защите энергообъекта.
2.9. Перечень планируемых к строительству (реконструкции) электросетевых объектов 110 кВ и выше
Единый перечень электросетевых объектов на 2021 - 2026 годы, рекомендуемых к вводу в Тюменской области, приведен в таблице 34 и отображен на карте-схеме Тюменской области.
Таблица 34 - Перечень электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу в 2021 - 2026 годы в Тюменской области
|
N |
Наименование |
Параметры 1 |
Год ввода |
Основание для выполнения мероприятия |
|
1. |
Реконструкция ПС 500 кВ Демьянская с заменой двух автотрансформаторных групп 500/220/10 кВ мощностью 3х167 МВА на две автотрансформаторные группы мощностью 3х167 МВА, двух автотрансформаторов 220/10 кВ мощностью 63 МВА и одного автотрансформатора 220/10 кВ мощностью 125 МВА на два автотрансформатора 220/10 кВ мощностью 200 МВА, с установкой двух трансформаторов 110/10 кВ мощностью 63 МВА и двух автотрансформаторов 110/6 кВ мощностью 25 МВА с увеличением трансформаторной мощности на 325 МВА до 1578 МВА. Выполнить перезавод ВЛ на новую ПС 500 кВ Демьянская общей протяженностью 15,35 км, а также выполнить установку средств компенсации реактивной мощности 460 МВАр |
500 кВ/2х501 МВА, 6,4 км, ШР 2х3х60 МВАр
220 кВ/2х200 МВА, 4,26 км, УШР 100 МВАр
110 кВ/2х63 МВА, 2х25 МВА, 4,69 км |
2024 |
Реновация основных фондов СиПР ЕЭС России 2021 - 2027 |
|
2. |
Расширение РУ 220 кВ на две линейные ячейки 220 кВ ПС 500 кВ Демьянская для подключения ВЛ 220 кВ Демьянская-Батово 23 |
220 кВ |
2022 |
Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств (ПАО "НК "Роснефть", АО "НК "Конданефть") |
|
3. |
Строительство ВЛ 220 кВ Демьянская - Батово 2 |
220 кВ/2х120 км |
2022 |
Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств (ПАО "НК "Роснефть", АО "НК "Конданефть") Проект СиПР ЕЭС России 2021 - 2027 |
|
4. |
Реконструкция ПП 500 кВ Тобол с установкой двух автотрансформаторов 500/110 кВ мощностью по 250 МВА каждый 3 |
500 кВ/ 2х250 МВА |
2026 |
Реконструкция СиПР ЕЭС России 2021 - 2027 |
|
1. |
Реконструкция ПС 220 кВ Голышманово (замена силового трансформатора 110/10 6,3 МВА на 16 МВА) |
16 МВА |
2022 |
Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Руском" |
|
2. |
Реконструкция ПС 110 кВ ЖБИ (замена силовых трансформаторов 2х10 на 2х25) |
2х25 МВА |
2022 |
Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Управляющая компания "Индустриальные парки Тюменской области" |
|
3. |
Строительство одноцепной КВЛ 110 кВ от КВЛ 110 кВ Снежная - КС-7 до вновь сооружаемой ПС 110 кВ УПСВ |
1х16 км |
2021 |
Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств "ПИТ "СИБИНТЭК" |
|
4. |
Сооружение ПС 110 кВ УПСВ Вареягского месторождения |
2х10 МВА |
2021 |
|
|
5. |
Реконструкция ВЛ 110 кВ Тюменская ТЭЦ-1 - Центральная I, II цепь |
2х4,3 км |
2025 |
Реконструкция по техническому состоянию |
|
6. |
Реконструкция ВЛ 110 кВ Горная - Косач, ВЛ 110 кВ Горная - Уват отпайка на ПС Косач (переход через р. Иртыш) |
3,068 км 3,114 км |
2023 |
Реконструкция по техническому состоянию |
|
7. |
Реконструкция ВЛ 110 кВ Сибжилстрой-Молчаново участок Сибжилстрой-Кулаково Тюменского ТПО (замена провода 12,93 км, замена грозотроса) |
12,93 км |
2022 |
Реконструкция по техническому состоянию |
|
8. |
Реконструкция ПС 110 кВ Нижняя Тавда с установкой ИРМ (СТК) мощностью 10 МВАр на РУ 35 кВ |
10 МВАр |
2023 |
Ликвидация недопустимого снижения напряжения в сети 35, 10 кВ энергорайона ПС 110 кВ Нижняя Тавда, в случае аварийного отключения ВЛ 110 кВ Велижаны - Нижняя Тавда |
|
9. |
ПС 110 кВ Осинник с ВЛ 110 кВ от ВЛ Горная - Юровская и от ВЛ 110 кВ Демьянская - Горная-2 |
2х16 МВА 2х13,7 км |
2021 |
Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Тюменский Лесопромышленный Комплекс" |
|
10. |
Реконструкция ПС 110/6 кВ Водогрейная |
Замена ОД, КЗ 110 кВ (2 шт.) |
2026 |
Реконструкция элементов ПС по техническому состоянию. Акт комиссионного обследования от 26.11.2019 N 1 |
|
11. |
Реконструкция ПС 110/6 кВ Водозабор |
Замена разъединителей 110 кВ (6 шт.) |
2024 |
Реконструкция элементов ПС по техническому состоянию. Акт комиссионного обследования от 26.11.2019 N 2 |
|
12. |
Строительство ЛЭП 10 кВ от ПС 110 кВ Березняки |
2х6 км |
2022 |
Ликвидация перегруза при единичных отключениях из нормальной схемы электрической сети |
|
13. |
Перевод РП 10 кВ Чикча по сети 10 кВ на ПС 110 кВ Каскара путём строительства ЛЭП 10 кВ |
1х2,5 км 1х3 км |
2022 |
Ликвидация перегруза при единичных отключениях из нормальной схемы электрической сети |
|
14. |
Реконструкция ПС 110/10 кВ Маслово (замена силового трансформатора 1х2,5 на 1х6,3) |
6,3 МВА |
2021 |
Обеспечение технологического энергопринимающих устройств ООО "ЗапСибНефтехим" (присоединения нового аэропорта в Тобольском районе) |
-----------------------------
1Параметры рекомендуемых мероприятий по развитию электрической сети 110 кВ и выше подлежат уточнению в рамках отдельного проектирования
2Мероприятия по строительству надстройки 220 кВ на ПС 110 кВ Батово - на территории Ханты-Мансийского автономного округа
3 В случае принятия решения о реконструкции Тобольской ТЭЦ
-----------------------------
Сроки реализации электросетевого строительства и реконструкции, указанные в таблице 34, определены по состоянию на 01.04.2021. При формировании инвестиционных планов сетевых организаций указанные сроки могут быть уточнены с учетом нормативно-технических документов, регламентирующих сроки работ по проектированию, строительству и реконструкции объектов (подстанций и линий электропередачи).
2.10. Сводные данные по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше
Сводные данные по развитию электрической сети 110 кВ и выше получены на основании перечня рекомендуемых к вводу электросетевых объектов энергосистемы Тюменской области на период 2021 - 2026 гг. и приведены в таблице 35. В данной таблице для каждого года приведены суммарные величины протяженности вводимых ЛЭП 110 кВ и выше, а также суммарная установленная мощность вновь вводимых трансформаторов (автотрансформаторов). Знак "-" означает отсутствие в данном году вводов трансформаторных мощностей или ЛЭП 110 кВ и выше.
Таблица 35 - Сводные данные по развитию электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Тюменской области на период 2021 - 2026 гг.
|
Класс напряжения |
2021 |
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
||||||
|
МВА |
км |
МВА |
км |
МВА |
км |
МВА |
км |
МВА |
км |
МВА |
км |
|
|
500 кВ |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
1102 |
6,4 |
- |
- |
500 1 |
- |
|
220 кВ |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
400 |
4,26 |
- |
- |
- |
- |
|
110 кВ |
58,3 |
43,4 |
66,0 |
12,93 |
- |
6,18 |
176 |
4,69 |
- |
8,6 |
- |
- |
-----------------------------
1В случае принятия решения о реконструкции Тобольской ТЭЦ
-----------------------------
2.11. Сводные данные по развитию электрической сети, класс напряжения которой ниже 110 кВ
Сводные данные по развитию электрической сети ниже 110 кВ энергосистемы Тюменской области на период 2021 - 2026 гг. приведены в таблице 36. Данные представлены на основании инвестиционных программ территориальных сетевых организаций и долгосрочных планов по развитию электросетевого хозяйства, полученных от территориальных сетевых организаций.
Таблица 36 - Сводные данные по развитию электрической сети ниже 110 кВ энергосистемы Тюменской области на период 2021 - 2026 гг.
|
Класс напряжения |
2021 |
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
||||||
|
|
|
МВА |
км |
МВА |
км |
МВА |
км |
МВА |
км |
МВА |
км |
|
|
35 кВ |
|
|
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
10 кВ |
77,2 |
661,8 |
35,6 |
414,3 |
48,8 |
226,9 |
49,7 |
238,2 |
52,7 |
239,1 |
55,8 |
253,5 |
3. Существующие и планируемые к строительству и выводу из эксплуатации генерирующие объекты, функционирующие на основе использования возобновляемых источников энергии, в отношении которых продажа электрической энергии (мощности) планируется или осуществляется на розничных рынка
В настоящее время генерирующие объекты, функционирующие на основе использования возобновляемых источников энергии, в отношении которых продажа электрической энергии (мощности) планируется или осуществляется на розничных рынка, отсутствуют. Строительство таких объектов в Тюменской области в период до 2026 года не предусмотрено.
4. Перспективные направления развития "цифрового" электроэнергетического комплекса Тюменской области
На сегодняшний день стратегическое управление отраслью осуществляется на основе Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2035 года, утверждённой распоряжением Правительства Российской Федерации 09.06.2020 N 1523-р, которая направлена на максимально эффективное использование природных энергетических ресурсов и потенциала энергетического сектора для устойчивого роста экономики, повышения качества жизни населения страны и содействия укреплению её внешнеэкономических позиций.
Целевые ориентиры в электроэнергетике заданы Стратегией развития электросетевого комплекса Российской Федерации, утверждённой распоряжением Правительства Российской Федерации от 03.04.2013 N 511-р (далее - Стратегия).
В рамках Стратегии особое внимание уделяется деятельности ПАО "Россети" и входящих в него организаций, для которых заданы основные цели ("миссия") российского электросетевого комплекса - долгосрочное обеспечение надёжного, качественного и доступного энергоснабжения потребителей Российской Федерации за счёт организации максимально эффективной и соответствующей мировым стандартам сетевой инфраструктуры по тарифам на передачу, обеспечивающим приемлемый уровень затрат на электроэнергию для российской экономики и инвестиционную привлекательность отрасли через адекватный возврат на капитал.
Одновременно в рамках Стратегии определена цель функционирования распределительного комплекса - долгосрочное обеспечение надёжного, качественного и доступного энергоснабжения потребителей на всей территории соответствующего региона на этапе распределения электрической энергии за счёт организации максимально эффективной инфраструктуры.
Для достижения стратегических целей и заданных Правительством Российской Федерации целевых ориентиров ПАО "Россети" сформирована и принята к реализации Концепция цифровизации сетей "Цифровая трансформация", реализация которой к 2030 году приведет к цифровой электроэнергетической инфраструктуре с качественно новыми характеристиками надёжности, эффективности, доступности и управляемости.
Цели и задачи цифровой трансформации
Цель цифровой трансформации - изменение логики процессов и переход компаний на риск-ориентированное управление на основе внедрения цифровых технологий и анализа больших данных.
Задачи цифровой трансформации:
1. Адаптивность компаний к новым задачам и вызовам.
2. Улучшение характеристик надежности электроснабжения потребителей.
3. Повышение эффективности компании.
4. Повышение доступности электросетевой инфраструктуры.
5. Развитие кадрового потенциала и новых компетенций.
6. Диверсификация бизнеса компании за счет дополнительных сервисов.
Этапы цифровой трансформации
Нулевой этап, это "доцифровое" состояние процесса: поиск решения и его исполнение реализует человек. Этот этап уже пройден.
Первый этап цифровой трансформации, являющийся фундаментом всех последующих, заключается во внедрении действующих, уже опробованных, технологий, формирующих аппаратную и информационную основу для дальнейшего развития. Начало работы с массивами данных. Частичная цифровизация производственных процессов. Пилотирование перспективных технологий. Срок реализации 2019 - 2024 гг.
Второй этап цифровой трансформации заключается в формировании массива данных, как единого источника Больших данных, путем интеграции существующих систем с применением корпоративной интеграционной шины. Внедрение технологий, показавших эффективность в рамках пилотирования, а также завершение внедрения технологий первого уровня. Срок реализации 2023 - 2026 гг.
Третий этап цифровой трансформации будет состоять из внедрения технологий работы с Большими данными и машинного обучения, реализации алгоритмизируемых действий сотрудников с информацией посредством программного обеспечения. Завершение внедрения технологий, показавших эффективность в рамках пилотирования, и продолжения внедрения технологий второго уровня. Срок реализации 2026 - 2030 гг.
Технологии программы цифровой трансформации
В рамках реализации проекта "Цифровая подстанция" пилотируются следующие перспективные технологии, входящие в технологический реестр по основным направлениям инновационного развития ПАО "Россети":
Интеллектуальные коммутационные аппараты (реклоузеры), далее ИКА(Р), с интегрированными контроллерами присоединений и возможностью интеграции в единую информационную систему управления, максимально в идеологии Plug-n-Play, поддерживающие цифровой обмен данными;
Интеллектуальные приборы учёта, с возможностью интеграции в единую систему управления, обеспечивающие функции дистанционного управления, выдачи информации о параметрах работы сети;
Цифровые устройства релейной защиты и автоматики, поддерживающие цифровой обмен данными;
Системы мониторинга и диагностирования технического состояния электрооборудования;
Технологическое телевидение (с возможностью тепловизионного наблюдения) для осуществления контроля дежурными операторами ОДС (ОДГ) за технологическими процессами и персоналом;
Цифровые (электронные) измерители тока и напряжения (включая трансформаторы, а также различные виды датчиков, включая волоконно-оптические), поддерживающие цифровой обмен данными.
Прогнозирование изменения надежности электроснабжения потребителей в зависимости от располагаемых финансовых ресурсов на проведение технического обслуживания и ремонта (далее - ТОиР) и технического перевооружения и реконструкции (далее - ТПиР), в том числе алгоритма оценки рисков, обусловленных отказами производственных активов является частью единой методологии, реализуемой в системе управления производственными активами.
Одним из факторов, влияющих на принятие решений о технических воздействиях, является риск отказа производственного актива, рассчитываемый на основе данных о потенциальном ущербе и вероятности возникновения данного ущерба, выражаемый в денежной форме.
Оценка и прогнозирование показателей надежности сводится к решению оптимизационной задачи и реализуется через построение математической модели, учитывающей совокупность технических, технологических и экономических факторов.
Для построения качественной математической модели, учитывающей всевозможные факторы и повышения точности прогнозирования необходимо использовать огромный набор как структурированных, так и неструктурированных данных (Big Data) из различных источников, таких как:
- телеметрические данные с объектов электросетевого хозяйства;
- информация от систем диагностики оборудования;
- статистика отказов оборудования;
- исторические сведения о результатах измерений и испытаний электротехнических активов;
- статистика по экономическому, экологическому и репутационному ущербу Общества.
Применение методов машинного обучения вкупе с большими данными позволят более качественно, в динамике, выполнять предиктивный анализ и проводить оценку состояния оборудования, что позволит реализовать риск-ориентированный подход - выявлять, анализировать и прогнозировать аварии, оценивать риски и возможные последствия аварий в целях оптимизации необходимых организационно-технических мер предупреждения аварий, недопущения возникновения угроз аварий и повышения эффективности обеспечения промышленной безопасности в целом.
Использование современных технологий и методов по анализу данных дает возможность формировать сбалансированную программу технических воздействий - ТОиР и ТПиР, отвечающую заданным требованиям надежности и экономической целесообразности.
5. Схема размещения объектов электроэнергетики Тюменской области на 2021 - 2026 годы
|
<< Назад |
||
|
Содержание Распоряжение Губернатора Тюменской области от 30 апреля 2021 г. N 37-р "Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики... |