Откройте 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 29 апреля 2022 г. N 39-р "Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Тюменской области на 2023 - 2027 годы" (документ утратил силу)
- Приложение. Схема и программа развития электроэнергетики Тюменской области на 2023 - 2027 годы
Приложение. Схема и программа развития электроэнергетики Тюменской области на 2023 - 2027 годы
Приложение
к распоряжению Губернатора
Тюменской области
от 29 апреля 2022 г. N 39-р
Схема и программа
развития электроэнергетики Тюменской области на 2023 - 2027 годы
Перечень сокращений
А - ампер;
АДТН - аварийно-допустимая токовая нагрузка
АО - акционерное общество;
АЛАР - автоматика ликвидации асинхронного хода;
АОПО - автоматика ограничения 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 допустимая токовая нагрузка;
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 - мегавольтампер;
Мвар - мегавольтампер 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 - секционирующий 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;
I.ддтн - длительно допустимое значение токовой нагрузки;
I.адтн - аварийно допустимое значение токовой нагрузки;
I.расч - значение расчетной токовой нагрузки;
I.ном - номинальный ток;
U.ном - номинальное напряжение;
S.ном - 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. км2. 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 01.01.2022 составляет 1 552,4 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 °C, в июле - плюс 19 - 20 °C.
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 °C.
К наиболее крупным городам Тюменской области с численностью населения более 50 тыс. человек относятся г. Тюмень (816,7 тыс. человек), г. Тобольск (102,1 тыс. человек), г. Ишим (64,0 тыс. человек), по данным Росстата на 01.01.2021.
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. За десять лет (2020 год к уровню 2010 года) ВРП области в сопоставимых ценах увеличился в 1,29 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 2021 году составила 71,9%, организаций добычи полезных ископаемых - 22,3%, обеспечения электрической энергией, газом и паром; кондиционирования воздуха - 4,1%, водоснабжения; водоотведения, организации сбора и утилизации отходов, деятельности по ликвидации загрязнений - 1,7%. 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 01.01.2022 составила 31,9%. Среднегодовая численность занятых в сельском и лесном хозяйстве, охоте, рыболовстве и рыбоводстве в общей численности занятых за 2020 год составила 5,7%. 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, мясо-молочное скотоводство, свиноводство, птицеводство, картофелеводство, овощеводство.
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 c 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 2021 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, ГТЭС Бокс N 4 и ГТЭС 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 N 1 | |
|
ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС - Тюмень N 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 с отпайками | |
|
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";
- Филиал ООО "РУСИНВЕСТ" - "ТНПЗ" (до 21.08.2021 - 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 2017 - 2021 гг. на территории Тюменской области.
Таблица 2 - Динамика потребления электроэнергии на территории Тюменской области в 2017 - 2021 гг.
|
Наименование показателя |
2017 |
2018 |
2019 |
2020 |
2021 |
|
Электропотребление (млн кВт·ч) |
13 073,7 |
13 647,5 |
14 501,6 |
14 923,4 |
16 310,6 |
|
Среднегодовые темпы прироста электропотребления (%) |
+11,8 |
+4,4 |
+6,3 |
+2,9 |
+9,3 |
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 2017 - 2021 гг.
|
Потребитель |
Год |
|||||
|
2017 |
2018 |
2019 |
2020 |
2021 |
||
|
ООО "Газпром трансгаз Сургут" |
Э.потр , млн кВт·ч |
1 132,3 |
1 010,1 |
1 234,9 |
1 003,0 |
1129,0 |
|
Р.max , МВт |
201,8 |
187,9 |
142,9 |
186,9 |
171,9 |
|
|
ООО "СИБУР Тобольск".1 |
Э.потр , млн кВт·ч |
781,3 |
743,6 |
768,2 |
766,9 |
- |
|
Р.max , МВт |
89,2 |
99,8 |
99,0 |
117,1 |
- |
|
|
ООО "ЗапСибНефтехим" (Южная площадка).1 |
Э.потр , млн кВт·ч |
- |
- |
- |
- |
816,0 |
|
Р.max , МВт |
- |
- |
- |
- |
106,1 |
|
|
ООО "ЗапСибНефтехим" (Северная площадка) |
Э.потр , млн кВт·ч |
75,5 |
158,8 |
599,3 |
1 264,0 |
1 374,3 |
|
P.max , МВт |
27,7 |
52,1 |
69,9 |
157,0 |
159,0 |
|
|
АО "Антипинский НПЗ".2 |
Э.потр , млн кВт·ч |
312,0 |
348,5 |
306,8 |
361,1 |
- |
|
Р.max , МВт |
43,2 |
44,7 |
51,97 |
49,74 |
- |
|
|
Филиал ООО "РУСИНВЕСТ" - "ТНПЗ".2 |
Э.потр , млн кВт·ч |
- |
- |
- |
- |
322,3 |
|
Р.max , МВт |
- |
- |
- |
- |
50,6 |
|
|
Филиал ООО "УГМК-Сталь" в г. Тюмени - "МЗ "Электросталь Тюмени".2 |
Э.потр , млн кВт·ч |
360,8 |
377,7 |
371,9 |
363,7 |
399,7 |
|
Р.max , МВт |
61,1 |
64,0 |
63,8 |
64,7 |
62,4 |
|
|
ООО "РН-Уватнефтегаз", в том числе: |
Э.потр , млн кВт·ч |
112,7 |
108,3 |
407,0 |
552,9 |
872,5 |
|
Р.max , МВт |
16,3 |
14,1 |
80,3 |
89,5 |
117,5 |
|
|
ООО "РН-Уватнефтегаз" (электроснабжение добывающих скважин и объектов инфраструктуры) |
Э.потр , млн кВт·ч |
- |
- |
384,4 |
518,3 |
828,0 |
|
Р.max , МВт |
- |
- |
73,5 |
83,5 |
110,7 |
|
|
ООО "РН-Уватнефтегаз" (электроснабжение добывающих скважин и объектов инфраструктуры с буровыми установками) |
Э.потр , млн кВт·ч |
- |
- |
407,0 |
552,9 |
872,5 |
|
Р.max , МВт |
- |
- |
80,3 |
89,5 |
117,5 |
|
|
Филиал ОАО "РЖД" "Свердловская железная дорога".2 |
Э.потр , млн кВт·ч |
479,1 |
475,7 |
467,8 |
470,0 |
486,3 |
|
Р.max , МВт |
67,0 |
66,4 |
65,1 |
64,2 |
67,0 |
|
|
АО "Транснефть - Сибирь" |
Э.потр , млн кВт·ч |
1 194,0 |
1 208,4 |
1 025,9 |
787,4 |
787,6 |
|
Р.max , МВт |
159,5 |
152,0 |
136,5 |
126,8 |
142,2 |
|
Примечание.
1. С 01.12.2020 года деятельность ООО "СИБУР Тобольск" прекращена путем реорганизации в форме присоединения к ООО "ЗапСибНефтехим".
2. С 01.08.2021 года АО "Антипинский НПЗ" реорганизован в филиал ООО "РУСИНВЕСТ" - "ТНПЗ".
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 2017 - 2021 гг.
Таблица 4 - Динамика изменения максимума нагрузки энергосистемы Тюменской области за период 2017 - 2021 гг.
|
Наименование |
Год |
||||
|
2017 |
2018 |
2019 |
2020 |
2021 |
|
|
Максимум нагрузки, МВт |
1 912 |
2 057 |
1 979 |
2 134 |
2 400 |
|
Среднегодовые темпы прироста максимума нагрузки (%) |
+1,2 |
+7,6 |
-3,8 |
+7,8 |
+12,5 |
За последние пять лет максимум нагрузки энергосистемы Тюменской области увеличился на 25,5%. При этом снижение максимума нагрузки в 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), ГТЭС Бокс N 4 и ГТЭС Бокс N 6, 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 01.04.2022 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 01.04.2022
|
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 |
|
|
ГТЭС Бокс N 4 (ПАО "Тюменские моторостроители") |
Т-12-2РЭУЗ *(1) |
ГТУ |
2002 |
12,0 |
|
ГТЭС Бокс N 6 (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 |
80,148 |
||
|
Taurus 60-7901S |
ГТУ |
2020 |
4,8 |
|
|
Taurus 60-7901S |
ГТУ |
2020 |
4,8 |
|
|
Taurus 60-7901S |
ГТУ |
2020 |
4,8 |
|
|
Taurus 60-7901S |
ГТУ |
2020 |
4,8 |
|
|
Rolls Royce 501 KB7 |
ГТУ |
2020 |
5,079 |
|
|
Rolls Royce 501 KB7 |
ГТУ |
2020 |
5,079 |
|
|
Rolls Royce 501 KB7 |
ГТУ |
2020 |
5,079 |
|
|
Rolls Royce 501 KB7 |
ГТУ |
2020 |
5,079 |
|
|
Rolls Royce 501 KB7 |
ГТУ |
2020 |
5,079 |
|
|
Rolls Royce 501 KB7 |
ГТУ |
2020 |
5,079 |
|
|
Rolls Royce 501 KB7 |
ГТУ |
2020 |
5,079 |
|
|
Rolls Royce 501 KB7 |
ГТУ |
2020 |
5,079 |
|
|
Rolls Royce 501 KB7 |
ГТУ |
2020 |
5,079 |
|
|
Rolls Royce 501 KB7 |
ГТУ |
2020 |
5,079 |
|
|
Rolls Royce 501 KB7 |
ГТУ |
2020 |
5,079 |
|
|
Rolls Royce 501 KB7 |
ГТУ |
2020 |
5,079 |
|
|
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%) |
|||
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 2017 - 2021 гг.
|
Электростанция |
Год |
Тип работ |
Станционный номер |
Тип оборудования |
Установленная мощность, МВт |
|
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 2017 - 2022 гг (I квартал 2022 г.).
|
Год ввода |
Наименование объекта |
Установленная мощность, МВА (Мвар, 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 МВА |
|
2019 |
Реконструкция ПС 110/6кВ "Водогрейная" |
2х16 МВА |
|
2019 |
Реконструкция ПС 110/6кВ "Водозабор" |
2х2,5 МВА |
|
2019 |
Реконструкция ПС 110/10кВ "Промбаза" |
2х40 МВА |
|
2019 |
Переустройство КВЛ 110 кВ ТТЭЦ-1-Граничная |
1х0,184 км |
|
2019 |
Реконструкция КВЛ 110 кВ Ожогино-Граничная |
1х0,241 км |
|
2021 |
Строительство ПС 110 кВ УПСВ Вареягского месторождения |
2х10 МВА |
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 2021 г. 71,7% выработки электроэнергии приходится на электростанции, принадлежащие ПАО "Фортум", 21,2% - на Тобольскую ТЭЦ. Оставшаяся часть электроэнергии (7,1%) 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 2022 гг.
|
N |
Показатель |
2022 |
|
1. |
АО "Россети Тюмень" |
|
|
1.1. |
Показатель средней продолжительности прекращения электрической энергии |
0,4292 |
|
1.2. |
Показатель средней частоты прекращения передачи электрической энергии |
0,1940 |
|
1.3. |
Показатель уровня качества осуществляемого технологического присоединения к сети |
1,0000 |
|
2. |
АО "Сибирско-Уральская энергетическая компания" |
|
|
2.1 |
Показатель средней продолжительности прекращения электрической энергии |
0,8716 |
|
2.2. |
Показатель средней частоты прекращения передачи электрической энергии |
0,4822 |
|
2.3. |
Показатель уровня качества осуществляемого технологического присоединения к сети |
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 2017 - 2021 гг.
Таблица 9 - Баланс мощности на час прохождения максимума нагрузки энергосистемы Тюменской области в 2017 - 2021 гг., МВт
|
Наименование показателя |
2017 |
2018 |
2019 |
2020 |
2021 |
|
Суммарное покрытие |
1 652,0 |
1 460,9 |
1 814,3 |
1 696,0 |
1860,3 |
|
в том числе: | |||||
|
Тюменская ТЭЦ-1 |
643,0 |
556,4 |
659,5 |
574,8 |
658,2 |
|
Тюменская ТЭЦ-2 |
557,0 |
578,0 |
710,6 |
729,9 |
751,1 |
|
Тобольская ТЭЦ |
452,0 |
321,8 |
439,9 |
379,5 |
341,7 |
|
ГТЭС Бокс N 4 (ПАО "Тюменские моторостроители") |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
3,8 |
6,8 |
|
ГТЭС Бокс N 6 (ПАО "Тюменские моторостроители") |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
|
ГТЭС Южно-Нюрымского м.р. (ПАО "Сургутнефтегаз") |
0,0 |
4,7 |
4,2 |
8,0 |
7,8 |
|
ГТЭС Тегусская (ООО "РН-Уватнефтегаз") |
- |
- |
- |
- |
79,1 |
|
ГПЭС Тегусская (ООО "РН-Уватнефтегаз") |
- |
- |
- |
- |
0,0 |
|
ГТЭС Тямкинская (ООО "РН-Уватнефтегаз") |
- |
- |
- |
- |
15,6 |
|
Потребление |
1 912,0 |
2 057,0 |
1 979,0 |
2 134,0 |
2 400,0 |
|
Сальдо перетоков ("-" - избыток, "+" - дефицит) |
+260,0 |
+596,1 |
+164,7 |
+438,0 |
+539,7 |
Таблица 10 - Баланс электроэнергии за период 2017 - 2021 гг., млн кВт·ч
|
Наименование показателя |
2017 |
2018 |
2019 |
2020 |
2021 |
|
Суммарная выработка |
10 130,9 |
10 901,2 |
11 524,0 |
11 654,6 |
12 494,4 |
|
ТЭС |
10 083,9 |
10 827,1 |
11 434,0 |
11 197,0 |
11 601,6 |
|
Тюменская ТЭЦ-1 |
3 534,5 |
3 920,9 |
3 567,1 |
3 952,7 |
4 048,9 |
|
Тюменская ТЭЦ-2 |
4 176,7 |
4 424,5 |
5 189,1 |
4 628,1 |
4 906,1 |
|
Тобольская ТЭЦ |
2 372,7 |
2 481,8 |
2 678,0 |
2 616,2 |
2 646,6 |
|
ГТЭС Бокс N 4 (ПАО "Тюменские моторостроители") |
40,0 |
33,0 |
26,5 |
29,3 |
29,1 |
|
ГТЭС Бокс N 6 (ПАО "Тюменские моторостроители") |
4,7 |
5,3 |
4,1 |
4,0 |
6,5 |
|
ГТЭС Южно-Нюрымского м.р. (ПАО "Сургутнефтегаз") |
2,3 |
35,6 |
59,3 |
69,2 |
64,4 |
|
ГТЭС Тегусская (ООО "РН-Уватнефтегаз") |
- |
- |
- |
279,3 |
646,3 |
|
ГПЭС Тегусская (ООО "РН-Уватнефтегаз") |
- |
- |
- |
16,0 |
17,8 |
|
ГТЭС Тямкинская (ООО "РН-Уватнефтегаз") |
- |
- |
- |
59,8 |
128,7 |
|
Потребление |
13 073,7 |
13 647,5 |
14 501,6 |
14 923,4 |
16 310,6 |
|
Сальдо перетоков ("-" - избыток, "+" - дефицит) |
+2 942,8 |
+2 746,3 |
+2 977,5 |
+3 268,8 |
+3 816,2 |
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 01.01.2022 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 *(3), шт. |
Мощность ПС, МВА |
|
По номинальному напряжению | |||
|
500 кВ |
7 |
17 |
3 005 |
|
220 кВ |
7 |
22 |
2 084 |
|
110 кВ |
241 |
455 |
7 768,8 |
|
По эксплуатирующим организациям | |||
|
ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала |
13 |
52 |
5089,5 |
|
АО "Россети Тюмень" |
179 |
317 |
5126,4 |
|
АО "СУЭНКО" |
5 |
10 |
179,6 |
|
Промышленные предприятия |
58 |
115 |
2 462,0 |
|
ВСЕГО |
255 |
494 |
12 857,5 |
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 |
1 786,4 |
|
220 кВ |
30 |
1 906,7 |
|
110 кВ |
210 |
5 080,2 |
|
По эксплуатирующим организациям | ||
|
ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала |
53 |
3 797,1 |
|
АО "Россети Тюмень" |
203 |
4 967,2 |
|
АО "СУЭНКО" |
4 |
14,35 |
|
ВСЕГО |
260 |
8 778,7 |
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 |
U.ном , кВ |
Реактивная мощность, Мвар |
|
ПС 500 кВ Демьянская |
Р-500-Тобол |
500 |
3*60 |
|
Р-500-Нелым |
500 |
3*60 |
|
|
Р-110 |
110 |
100 |
|
|
ПС 500 кВ Нелым |
Р-500 Пыть-Ях |
500 |
3*60 |
|
Р-500 Тобол |
500 |
3*60 |
|
|
УШР-500 Магистральная |
500 |
180 |
|
|
ПС 500 кВ Беркут |
Р-500 Иртыш |
500 |
3*60 |
|
ПС 500 кВ Иртыш |
Р-500 Тобол |
500 |
3*60 |
|
2УШР-500 |
500 |
180 |
|
|
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 220 кВ Пихтовая |
УШР-2-220 |
220 |
63 |
|
ПС 110/10кВ Западная |
яч.7 Аккумуляторный-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 01.01.2022 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 Луговая - Тюмень |
|
ВЛ 500 кВ Магистральная - Нелым | |
|
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 *(4).
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 осуществляется по ВЛ 110 кВ Велижаны - Нижняя Тавда и ВЛ 35 кВ Велижаны - Нижняя Тавда с отпайкой на ПС Черепаново. Работа сети 35 кВ не предназначена в транзитном режиме, в связи с чем ВЛ 35 кВ Велижаны - Нижняя Тавда с отпайкой на ПС Черепаново нормально отключена со стороны ПС 110 кВ Нижняя Тавда по условиям работы РЗА.
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 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 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 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 ПС 110 кВ Нижняя Тавда.
На основании результатов расчетов электроэнергетических режимов рекомендуется установка источников реактивной мощности на ПС 110 кВ Нижняя Тавда с функцией регулирования напряжения установленной мощностью не менее 10 Мвар. Окончательную мощность, место установки и тип источников реактивной мощности необходимо определить при проектировании.
Рисунок 9 - Период зимних максимальных нагрузок. Нормальный режим
Рисунок 9.1 - Период зимних максимальных нагрузок. 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. 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 2022 - 2026 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 2021 году (факт) и на период 2022 - 2027 годов (план).
Таблица 15 - Отпуск электроэнергии из распределительных сетей АО "Россети Тюмень" в 2021 году (факт) и на период 2022 - 2027 гг. (план), млн кВт·ч
|
N |
Наименование ЭС |
2021 |
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
2027 |
|
1 |
Тюменские электрические сети |
8 530, 8 |
8 693,4 |
8 770,0 |
8 800,0 |
8 800,0 |
8 800,0 |
8 800,0 |
2.2.2 Перечень основных перспективных потребителей
2.2.2.1 Базовый вариант развития
В энергосистеме Тюменской области в рассматриваемый период 2022 - 2027 годов в рамках реализации заключенных договоров на технологическое присоединение планируется ввод новых производственных мощностей следующих крупных потребителей:
- 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 "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 2022 - 2027 гг. (базовый вариант).
Таблица 16 - Перспективный баланс электроэнергии по территории Тюменской области на период 2022 - 2027 гг., млн кВт·ч
|
Показатель |
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
2027 |
|
Энергосистема Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов | ||||||
|
Электропотребление |
93 000,0 |
93 700,0 |
94 800,0 |
95 100,0 |
95 700,0 |
95 800,0 |
|
Суммарная выработка электростанций |
99 961,0 |
98 092,0 |
98 190,0 |
98 200,0 |
98 260,0 |
98 386,2 |
|
Сальдо перетоков электрической энергии |
-6 961,0 |
-4 392,0 |
-3 390,0 |
-3 100,0 |
-2 560,0 |
-2 586,2 |
|
Энергосистема Тюменской области | ||||||
|
Электропотребление |
16 906,0 |
17 150,0 |
17 180,0 |
17 195,0 |
17 205,0 |
17 215,0 |
|
Суммарная выработка электростанций |
12 721,7 |
12 602,2 |
12 729,8 |
12 883,8 |
12 707,4 |
12 941,3 |
|
в том числе по электростанциям: | ||||||
|
Тюменская ТЭЦ-1 |
3 624,5 |
3 791,5 |
3 758,0 |
3 756,8 |
3 769,2 |
3 720,8 |
|
Тюменская ТЭЦ-2 |
5 446,5 |
5 169,5 |
5 325,2 |
5 361,9 |
5 084,4 |
5 371,1 |
|
Тобольская ТЭЦ |
2 840,1 |
2 840,1 |
2 840,1 |
2 840,1 |
2 840,1 |
2 840,1 |
|
ГТЭС Бокс N 4 (ПАО "Тюменские моторостроители") |
20,0 |
20,0 |
20,0 |
20,0 |
20,0 |
20,0 |
|
ГТЭС Бокс N 6 (ПАО "Тюменские моторостроители") |
4,0 |
4,0 |
4,0 |
4,0 |
4,0 |
4,0 |
|
ГТЭС Южно-Нюрымского м.р. (ПАО "Сургутнефтегаз") |
58,0 |
49,2 |
39,4 |
29,8 |
19,0 |
14,6 |
|
ГТЭС Тегусская (ООО "РН-Уватнефтегаз") |
565,1 |
552,4 |
571,2 |
624,4 |
674,5 |
674,5 |
|
ГПЭС Тегусская (ООО "РН-Уватнефтегаз") |
0,0 |
0,0 |
0,0 |
75,0 |
127,9 |
127,9 |
|
ГТЭС Тямкинская (ООО "РН-Уватнефтегаз") |
163,5 |
175,5 |
171,9 |
171,8 |
168,3 |
168,3 |
|
Сальдо перетоков ("+" - дефицит; "-" - избыток) |
+4 184,3 |
+4 547,8 |
+4 450,2 |
+4 311,2 |
+4 497,6 |
+4 273,7 |
Таблица 17 - Перспективный баланс мощности по территории Тюменской области на период 2022 - 2027 гг., МВт
|
Показатель |
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
2027 |
|
Энергосистема Тюменской области, ХМАО-Югры, ЯНАО | ||||||
|
Суммарное потребление мощности |
12 443,0 |
12 939,0 |
13 084,0 |
13 243,0 |
13 296,0 |
13 305,0 |
|
Покрытие (суммарная установленная мощность) |
17545,289 |
17545,289 |
17565,289 |
17573,389 |
17613,389 |
17645,389 |
|
Энергосистема Тюменской области | ||||||
|
Суммарное потребление мощности |
2 435,0 |
2 550,0 |
2 560,0 |
2 585,0 |
2 590,0 |
2 593,0 |
|
Покрытие (суммарная установленная мощность) |
2 266,448 |
2 266,448 |
2 266,448 |
2 266,448 |
2 286,448 |
2 286,448 |
|
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 |
775,0 |
775,0 |
|
Тобольская ТЭЦ |
665,3 |
665,3 |
665,3 |
665,3 |
665,3 |
665,3 |
|
ГТЭС Бокс N 4 (ПАО "Тюменские моторостроители") |
12,0 |
12,0 |
12,0 |
12,0 |
12,0 |
12,0 |
|
ГТЭС Бокс N 6 (ПАО "Тюменские моторостроители") |
24,9 |
24,9 |
24,9 |
24,9 |
24,9 |
24,9 |
|
ГТЭС Южно-Нюрымского м.р. (ПАО "Сургутнефтегаз") |
8,0 |
8,0 |
8,0 |
8,0 |
8,0 |
8,0 |
|
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) |
+168,552 |
+283,552 |
+293,552 |
+318,552 |
+303,552 |
+306,552 |
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 2022 - 2027 годов (базовый вариант развития) энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов.
Данные о прогнозном электропотреблении наиболее крупных потребителей на период до 2027 года приведены в таблице 20.
Таблица 18 - Прогноз электропотребления по территории Тюменской области на период 2022 - 2027 гг.
|
Показатель |
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
2027 |
|
Электропотребление, млн кВт·ч |
16 906,0 |
17 150,0 |
17 180,0 |
17 195,0 |
17 205,0 |
17 215,0 |
|
Среднегодовые темпы прироста электропотребления, % |
+3,7% |
+1,4% |
+0,2% |
+0,1% |
+0,1% |
+0,1% |
Таблица 19 - Прогноз максимума нагрузки по территории Тюменской области на период 2022 - 2027 гг.
|
Показатель |
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
2027 |
|
Максимум нагрузки, МВт |
2 435 |
2 550 |
2 560 |
2 585 |
2 590 |
2 593 |
|
Среднегодовые темпы прироста максимума нагрузки, % |
+1,5 |
+4,7 |
+0,4 |
+1 |
+0,2 |
+0,1 |
Таблица 20 - Прогноз потребления электроэнергии и мощности крупными потребителями на территории Тюменской области на период до 2027 года, млн кВт·ч
|
Наименование потребителя |
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
2027 |
|
|
ООО "Газпром трансгаз Сургут" |
|
1 146,0 |
1 146,0 |
1 146,0 |
1 146,0 |
1 146,0 |
1 146,0 |
|
|
202,0 |
202,0 |
202,0 |
202,0 |
202,0 |
202,0 |
|
|
ООО "ЗапСибНефтехим" (Южная площадка) |
|
947,3 |
979,5 |
979,5 |
979,5 |
979,5 |
979,5 |
|
|
145,4 |
150,3 |
150,3 |
150,3 |
150,3 |
150,3 |
|
|
ООО "ЗапСибНефтехим" (Северная площадка) |
|
1 431,1 |
1 491,6 |
1 491,6 |
1 491,6 |
1 491,6 |
1 491,6 |
|
|
174,3 |
165,6 |
165,6 |
165,6 |
165,6 |
165,6 |
|
|
Филиал ООО "РУСИНВЕСТ" - "ТНПЗ" |
|
322,3 |
- *(5) |
-.1 |
-.1 |
-.1 |
-.1 |
|
|
50,6 |
-.1 |
-.1 |
-.1 |
-.1 |
-.1 |
|
|
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) |
|
966,4 |
1 113,2 |
1 107,9 |
1 053,0 |
1 005,9 |
1 005,9 |
|
|
129,3 |
143,8 |
146,2 |
141,4 |
126,6 |
126,6 |
|
|
ООО "РН-Уватнефтегаз" (электроснабжение добывающих скважин и объектов инфраструктуры с буровыми установками) |
|
1 023,0 |
1 167,8 |
1 157,9 |
1 104,1 |
1 040,9 |
1 040,9 |
|
|
137,4 |
152,7 |
154,5 |
148,8 |
132,4 |
132,4 |
|
|
Филиал ОАО "РЖД" "Свердловская железная дорога" |
|
487,7 |
490,2 |
490,2 |
490,2 |
490,2 |
490,2 |
|
|
67,2 |
67,5 |
67,5 |
67,5 |
67,5 |
67,5 |
|
|
АО "Транснефть - Сибирь" |
|
911,7 |
911,7 |
911,7 |
911,7 |
911,7 |
911,7 |
|
|
148,0 |
148,0 |
148,0 |
148,0 |
148,0 |
148,0 |
|
На рисунках 10 и 11 представлены график изменения установленной мощности электростанций и максимума нагрузки потребителей на территории энергосистемы Тюменской области в период 2017 - 2027 годов и график изменения выработки электростанциями и потребления электроэнергии по территории энергосистемы Тюменской области в период 2017 - 2027 годов соответственно.
Рисунок 10 - Изменение установленной мощности электростанций и максимума нагрузки потребления по территории Тюменской области в период 2017 - 2027 годов
Рисунок 11 - Изменение выработки электростанциями и потребления электроэнергии по территории Тюменской области в период 2017 - 2027 годов
2.5 Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Тюменской области
В соответствии с СиПР ЕЭС России на 2022 - 2028 гг. с высокой вероятностью реализации в период 2022 - 2027 гг. предусмотрен ввод следующих генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования на территории Тюменской области:
Таблица 21 - Объемы и структура модернизации генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования на территории Тюменской области на 2022 - 2027 годы
|
Наименование электростанции (станционный номер, тип турбины) |
Генерирующая компания |
Вид топлива |
Тип мощности |
Мощность, МВт |
Год модернизации |
|
Тюменская ТЭЦ-2 (1 Т-180/210-130-1) |
ОАО Фортум" |
Газ, мазут |
До модернизации |
180 |
2026 |
|
После модернизации |
185 |
||||
|
Изменение мощности |
5 |
||||
|
Тюменская ТЭЦ-2 (2 Т-180/210-130-1) |
Газ, мазут |
До модернизации |
180 |
2026 |
|
|
После модернизации |
185 |
||||
|
Изменение мощности |
5 |
||||
|
Тюменская ТЭЦ-2 (3 Т-180/210-130-1) |
Газ, мазут |
До модернизации |
180 |
2026 |
|
|
После модернизации |
185 |
||||
|
Изменение мощности |
5 |
||||
|
Тюменская ТЭЦ-2 (4 К-215-130-1) |
Газ, мазут |
До модернизации |
215 |
2026 |
|
|
После модернизации |
220 |
||||
|
Изменение мощности |
5 |
2.6 Анализ перспективных электроэнергетических режимов сети 110 кВ и выше на период 2022 - 2027 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 2022 - 2027 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 35°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 19°С.
Нормативные возмущения определены согласно методическим указаниям по устойчивости энергосистем, утвержденным приказом Минэнерго России от 03.08.2018 N 630 *(6).
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.
В качестве исходной информации при проведении анализа режимов работы схемы электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Тюменской области на перспективу развития 2022 - 2027 годов были использованы данные о развитии энергосистемы в соответствии с СиПР ЕЭС России на 2022 - 2028 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. Работа сети 35 кВ не предназначена в транзитном режиме, в связи с чем ВЛ 35 кВ Велижаны - Нижняя Тавда с отпайкой на ПС Черепаново нормально отключена со стороны ПС 110 кВ Нижняя Тавда по условиям работы РЗА.
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 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), 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 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 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 ПС 110 кВ Нижняя Тавда.
На основании результатов расчетов электроэнергетических режимов рекомендуется установка источников реактивной мощности на ПС 110 кВ Нижняя Тавда с функцией регулирования напряжения установленной мощностью не менее 10 Мвар. Окончательную мощность, место установки 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 - 2021 годов, а также данных о приростах мощности и расчетной загрузке центров питания на период 2022 - 2027 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
- ПС 110/10 кВ Молчаново
Тобольский энергорайон:
- ПС 110/10 кВ Маслово
В таблице 22 приведены данные о текущей загрузке трансформаторного оборудования (данные зимнего и летнего контрольных замеров 2017 - 2021) рассматриваемых и смежных им центров питания.
Таблица 22 - Сведения о максимальной загрузке в дни проведения контрольных замеров за 2017 - 2021 годы и о перспективной загрузке трансформаторов центров питания 110 кВ и выше ЭЭС Тюменской области
|
Наименование центра питания * |
Класс напряжения центра питания, кВ |
Диспетчерское наименование трансформаторов |
Год ввода в эксплуатацию каждого трансформатора |
Номинальная мощность трансформатора, (МВА) |
Максимальное значение нагрузки центра питания по замерам режимного дня |
Максимальная нагрузка (по замерам летнего режимного дня) за последний год (по каждому трансформатору) Дата замера 16.06.2021 г |
Максимальная нагрузка (по замерам зимнего режимного дня) за последний год (по каждому трансформатору) Дата замера 15.12.2021 г |
Максимальная нагрузка (по замерам режимного дня) по данным за последние 5 лет (по каждому трансформатору) |
|||||||||||||||||||||||||||||
|
21.06.2017 (загрузка каждого трансформатора), МВт |
21.06.2017 (полная мощность по ЦП), МВА |
Час замера |
20.12.2017 (загрузка каждого трансформатора), МВт |
20.12.2017 (полная мощность по ЦП), МВА |
Час замера |
20.06.2018 (загрузка каждого трансформатора), МВт |
20.06.2018 (полная мощность по ЦП), МВА |
Час замера |
19.12.2018 (загрузка каждого трансформатора), МВт |
19.12.2018 (полная мощность по ЦП), МВА |
Час замера |
19.06.2019 (загрузка каждого трансформатора), МВт |
19.06.2019 (полная мощность по ЦП), МВА |
Час замера |
18.12.2019 (загрузка каждого трансформатора), МВт |
18.12.2019 (полная мощность по ЦП), МВА |
Час замера |
17.06.2020 (загрузка каждого трансформатора), МВт |
17.06.2020 (полная мощность по ЦП), МВА |
Час замера |
16.12.2020 (загрузка каждого трансформатора), МВт |
16.12.2020 (полная мощность по ЦП), МВА |
Час замера |
Значение нагрузки, МВт |
Полная мощность по ЦП, МВА |
Час замера |
Значение нагрузки, МВт |
Полная мощность по ЦП, МВА |
Час замера |
Значение нагрузки, МВА |
Дата замера |
Загрузка подстанции в режиме N-1 по мах.за 3 года значению замера, % |
|||||
|
Казарово |
110/10 |
1Т |
1983 |
16 |
0,00 |
4,02 |
21:00 |
5,92 |
22,82 |
18:00 |
3,56 |
12,2 |
20:00 |
6,45 |
20,7 |
18:00 |
2,78 |
7,23 |
19:00 |
9,45 |
22,27 |
18:00 |
3,00 |
8,35 |
19:00 |
4,71 |
17,85 |
17:00 |
5,75 |
11,45 |
18:00 |
12,04 |
24,15 |
17:00 |
24,15 |
15.12.2021 |
150,9 |
|
2Т |
1987 |
16 |
3,94 |
16,18 |
7,96 |
13,73 |
4,35 |
12,33 |
4,95 |
12,64 |
5,45 |
11,63 |
|||||||||||||||||||||||||
|
Маслово |
110/10 |
1Т |
1989 |
6,3 |
0,63 |
0,88 |
12:00 |
0,6 |
0,86 |
16:00 |
0,45 |
0,65 |
10:00 |
0,84 |
0,94 |
09:00 |
0,72 |
0,9 |
22:00 |
1,77 |
1,86 |
09:00 |
0,27 |
0,32 |
10:00 |
1,56 |
1,61 |
09:00 |
1,06 |
1,22 |
09:00 |
1,21 |
1,23 |
10:00 |
1,86 |
18.12.2019 |
29,5 |
|
Чикча |
110/10 |
1Т |
2015 |
10 |
2,06 |
4,02 |
16:00 |
8,32 |
11,06 |
17:00 |
2,91 |
4,32 |
20:00 |
7,14 |
11,07 |
18:00 |
2,21 |
5,76 |
20:00 |
8,73 |
12,48 |
19:00 |
2,7 |
4,28 |
19:00 |
8,47 |
11,80 |
16:00 |
4,31 |
5,22 |
16:00 |
7,95 |
12,27 |
16:00 |
12,48 |
18.12.2019 |
124,8 |
|
2Т |
2015 |
10 |
1,83 |
2,26 |
1,27 |
3,59 |
2,81 |
3,36 |
1,43 |
2,93 |
0,73 |
3,93 |
|||||||||||||||||||||||||
|
Молчаново |
110/10 |
1Т |
2015 |
6,3 |
0 |
2,95 |
20:00 |
4,08 |
7,09 |
16:00 |
0 |
4,07 |
20:00 |
4,06 |
6,79 |
18:00 |
2,79 |
4,44 |
20:00 |
5,08 |
7,99 |
16:00 |
2,46 |
3,92 |
20:00 |
5,59 |
8,41 |
21:00 |
2,54 |
3,98 |
20:00 |
4,86 |
7,89 |
17:00 |
8,41 |
16.12.2020 |
133,5 |
|
2Т |
1982 |
6,3 |
2,80 |
2,61 |
3,94 |
2,39 |
1,18 |
2,49 |
1,11 |
2,45 |
1,24 |
2,63 |
|||||||||||||||||||||||||
|
Утяшево |
110/10 |
1Т |
1984 |
10 |
4,89 |
11,32 |
12:00 |
6,31 |
14,5 |
15:00 |
2,59 |
8,16 |
20:00 |
6,72 |
12,28 |
19:00 |
4,35 |
10,18 |
20:00 |
6,19 |
13,01 |
17:00 |
4,40 |
9,57 |
09:00 |
5,36 |
12,11 |
16:00 |
2,07 |
9,23 |
13:00 |
6,36 |
13,62 |
15:00 |
14,5 |
20.12.2017 |
145,0 |
|
2Т |
1982 |
10 |
5,92 |
7,49 |
5,23 |
4,98 |
4,58 |
6,14 |
4,41 |
6,20 |
6,07 |
6,68 |
|||||||||||||||||||||||||
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 04.03.2022 N ВД-409, приложение 1).
Таблица 23 - Сведения о перегрузочной способности трансформаторного оборудования ПС 110 кВ Казарово
|
Наименование трансформатора |
Марка трансформатора |
Год ввода |
|
Температура дня контрольного замера максимальной нагрузки ПС 110 кВ Казарово за период 2017 - 2021 и соответствующая длительно допустимая нагрузка (S.ДДН), МВА |
|
Т-1 |
ТДН-16000/110 |
1983 |
80,3 |
Зимний период при температуре в день контрольного замера в 2021 году (-4°C) |
|
18,4 | ||||
|
Летний период при температуре в день контрольного замера в 2018 году (+18,4°C) | ||||
|
16 | ||||
|
Т-2 |
ТДН-16000/110 |
1987 |
80,3 |
Зимний период при температуре в день контрольного замера в 2021 году (-4°C) |
|
18,4 | ||||
|
Летний период при температуре в день контрольного замера в 2018 году (+18,4°C) | ||||
|
16 |
Максимальная нагрузка данной подстанции за 2017 - 2021 годы в зимний/летний контрольный замер составила:
2017 год - 22,82/4,02 МВА:
2018 год - 20,7/12,2 МВА;
2019 год - 22,27/7,23 МВА;
2020 год - 17,85/8,35 МВА;
2021 год - 24,15/11,45 МВА.
В результате анализа максимальная загрузка в день зимнего контрольного замера выявлена 15 декабря 2021 года в 17:00 московского времени и составляет 24,15 МВА, максимальная загрузка в день летнего контрольного замера выявлена 20 июня 2018 года в 20:00 московского времени и составляет 12,2 МВА.
При аварийном отключении Т-1 ПС 110 кВ Казарово загрузка оставшегося в работе Т-2 в режиме зимних нагрузок при температуре наружного воздуха минус 4°C составляет 24,15 МВА и превышает S.ДДН (18,4 МВА), в режиме летних нагрузок при температуре наружного воздуха плюс 18,4°C составляет 12,2 МВА и не превышает S.ДДН (16 МВА).
Согласно данным АО "Россети Тюмень" (письмо АО "Россети Тюмень" от 25.04.2022 N РТ13/01/3844, приложение 2), существует возможность перевода нагрузки ф. 10 кВ Дружба в объеме 1,44 МВА, ф. 10 кВ В. Бор 0,47 МВА на ПС 110 кВ Березняки.
Анализ загрузки ПС 110 кВ Березняки, в том числе после перевода нагрузки с ПС 110 кВ Казарово выполняется за аналогичные дни и часы контрольного замера, при которых выявлена максимальная загрузка ПС 110 кВ Казарово.
Информация о перегрузочной способности трансформаторов, установленных на ПС 110 кВ Березняки, приведена в соответствии приказом МЭ России N 81 (письмо АО "Россети Тюмень от 04.03.2022 N ВД-409, приложение 1).
Таблица 24 - Сведения о перегрузочной способности трансформаторного оборудования ПС 110 кВ Березняки
|
Наименование трансформатора |
Марка трансформатора |
Год ввода |
|
Температура дня контрольного замера максимальной нагрузки ПС 110 кВ Казарово за период 2017 - 2021 и соответствующая длительно допустимая нагрузка (S.ДДН), МВА |
|
Т-1 |
ТРДН-40000/110 |
2013 |
201 |
Зимний период при температуре в день контрольного замера в 2021 году (-4°C) |
|
50 | ||||
|
Летний период при температуре в день контрольного замера в 2018 году (+18,4°C) | ||||
|
48 | ||||
|
Т-2 |
ТРДН-40000/110 |
2013 |
201 |
Зимний период при температуре в день контрольного замера в 2021 году (-4°C) |
|
50 | ||||
|
Летний период при температуре в день контрольного замера в 2018 году (+18,4°C) | ||||
|
48 |
Нагрузка ПС 110 кВ Березняки, зафиксированная 15 декабря 2021 в 17.00 московского времени, составила 9,53 МВА. С учетом перевода 1,91 МВА с ПС 110 кВ Казарово на ПС 110 кВ Березняки загрузка ПС 110 кВ Березняки составит 11,44 МВА в зимний период. При отключении одного трансформатора на ПС 110 кВ Березняки загрузка оставшегося составит 11,44 МВА в зимний период, что не превышает длительно допустимую перегрузку (50 МВА).
Согласно предоставленным данным АО "Россети Тюмень" (письмо АО "Россети Тюмень" от 25.04.2022 N РТ13/01/3844, приложение 2), планируемый прирост нагрузки по ПС 110/10 кВ Березняки в соответствии утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение составляет 4,266 МВт (с учетом коэффициентов реализации нагрузки 0,918 МВА).
Загрузка трансформаторов ПС 110 кВ Березняки после перевода нагрузки с ПС 110 кВ Казарово с учетом максимальной отчетной нагрузки, прироста нагрузки в соответствии утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение с учетом коэффициентов реализации нагрузки составит 12,36 МВА. При отключении одного трансформатора на ПС 110 кВ Березняки загрузка оставшегося в работе в режиме зимних нагрузок при температуре наружного воздуха минус 4°C составит 12,36 МВА, что не превышает S.ДДН (50 МВА).
Таким образом, перевод нагрузки в рассматриваемый период на ПС 110 кВ Березняки при отключении одного из трансформаторов ПС 110 кВ Казарово допустим.
Загрузка трансформаторов ПС 110 кВ Казарово после выполнения СРМ по переводу нагрузки на ПС 110 кВ Березняки на 15 декабря 2021 в 17.00 московского времени составит 22,24 МВА. При аварийном отключении Т-1 ПС 110 кВ Казарово загрузка оставшегося в работе Т-2 в режиме зимних нагрузок при температуре наружного воздуха минус 4°C составляет 22,24 МВА и превышает S.ДДН (18,4 МВА).
Согласно предоставленным данным АО "Россети Тюмень" (письмо АО "Россети Тюмень" от 25.04.2022 N РТ13/01/3844, приложение 2) планируемый прирост нагрузки по ПС 110/10 кВ Казарово в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение составляет 1,757 МВт (с учетом коэффициентов реализации нагрузки суммарно 0,372 МВА), суммарная величина мощности по актам на технологическое присоединение, оформленным после 15.12.2021, составляет 1,045 МВт (с учетом коэффициентов реализации нагрузки суммарно 0,221 МВА).
Максимальная загрузка трансформаторов 110 кВ ПС 110/10 кВ Казарово в режиме зимних нагрузок при температуре наружного воздуха минус 4°C с учетом максимальной отчетной нагрузки, прироста нагрузки в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение с учетом коэффициентов реализации нагрузки, а также прироста нагрузки по актам на технологическое присоединение, оформленным после 15.12.2021, с учетом коэффициентов реализации нагрузки и после выполнения СРМ по переводу нагрузки на ПС 110 кВ Березняки составит 22,833 МВА что превышает S.ДДН (18,4 МВА) в случае отключения одного из трансформаторов на ПС 110 кВ Казарово.
Для разгрузки ПС 110 кВ Казарово рассмотрены следующие мероприятия: перевод нагрузки по сети 10 кВ на другие центры питания (ПС 110 кВ Березняки), реконструкция ПС 110 кВ Казарово с заменой трансформаторов.
Вариант 1. Перевод Юг-1, 2 по сети 10 кВ на ПС 110 кВ Березняки.
Нагрузка ф. 10 кВ Юг-1,2 ПС 110 кВ Казарово, 15 декабря 2021 года в 17.00 московского времени составила 4,35 МВА.
В соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение, а также прироста нагрузки по актам на технологическое присоединение, оформленным после 15.12.2021, планируемый прирост нагрузки по ф. 10 кВ Юг-1,2 - 0,298 МВА (письмо АО "Россети Тюмень" от 25.04.2022 N РТ13/01/3844, приложение 2) с учетом коэффициентов реализации нагрузки.
Анализ загрузки ПС 110 кВ Березняки, в том числе после перевода нагрузки с ПС 110 кВ Казарово выполняется за аналогичные дни и часы контрольного замера, при которых выявлена максимальная загрузка ПС 110 кВ Казарово.
Информация о перегрузочной способности трансформаторов, установленных на ПС 110 кВ Березняки, приведена в таблице 24.
Загрузка трансформаторов ПС 110 кВ Березняки после перевода нагрузки с ПС 110 кВ Казарово с учетом максимальной отчетной нагрузки, прироста нагрузки в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение, а также прироста нагрузки по актам на технологическое присоединение, оформленным после 15.12.2021, с учетом коэффициентов реализации нагрузки составит 17,0 МВА. При отключении одного трансформатора в режиме зимних нагрузок при температуре наружного воздуха минус 4°C загрузка оставшегося 17,0, что не превышает S.ДДН (50 МВА).
Загрузка трансформаторов ПС 110 кВ Казарово после перевода мощности ф. 10 кВ Юг-1, 2 на ПС 110 кВ Березняки с учетом максимальной отчетной нагрузки, с учетом перевода нагрузки в послеаварийном режиме, прироста нагрузки в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение, а также прироста нагрузки по актам на технологическое присоединение, оформленным после 15.12.2021, с учетом коэффициентов реализации нагрузки составит 18,2 МВА, что не превышает S.ДДН (18,4 МВА) в случае отключения одного из трансформаторов на ПС 110 кВ Казарово.
Таким образом, перевод нагрузки на ПС 110 кВ Березняки для разгрузки ПС 110 кВ Казарово допустим.
Для выполнения перевода ф. 10 кВ Юг-1, Юг-2 на ПС 110 кВ Березняки потребуется строительство двух КЛ 10 кВ сечением жилы 300 мм2, каждая ориентировочной протяженностью 7 км, от существующей (резервной) ячейки на 1-й секции шин 10 кВ ПС 110 кВ Березняки до 1 секции 10 кВ РП 10 кВ Юг и от существующей (резервной) ячейки на 2-й секции шин 10 кВ ПС 110 кВ Березняки до 2 секции 10 кВ РП 10 кВ Юг соответственно (протяженность и сечение КЛ уточнить при проектировании).
Вариант 2. Замена трансформаторов 110 кВ 16 МВА на 25 МВА на ПС 110 кВ Казарово.
С учетом замены существующих трансформаторов 2х16 МВА на 2х25 МВА перспективная загрузка на ПС 110 кВ Казарово без перевода нагрузки составит 24,74 МВА. При отключении одного трансформатора в зимний период загрузка оставшегося составит 99% от номинальной мощности трансформатора.
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 25. Ориентировочные капитальные затраты на реализацию рассматриваемых вариантов составят:
- Вариант 1 Перевод ф. 10 кВ Юг-1, 2 по сети 10 кВ на ПС 110 кВ Березняки - 66,86 млн. рублей;
- Вариант 2 Замена трансформаторов 110 кВ 16 МВА на 25 МВА на ПС 110 кВ Казарово - 116,2 млн. рублей;
Наименьшие затраты требуются для реализации варианта 1. Необходимость и возможность перевода других ф. 10 кВ ПС 110 кВ Казарово выполнить при проектировании.
Таблица 25 - Ориентировочный расчет стоимости мероприятий
|
Наименование |
Оборудование ПС, ВЛ, КЛ 35, 110 кВ |
Номер расценок УНЦ |
Капиталовложения в ценах УНЦ, тыс. руб. с НДС |
|
|
кол-во ячеек выключателей, трансформаторов шт.; протяженность линий электропередачи, км, |
Стоимость по УНЦ (приказ N 10 от 17.01.2019), тыс. руб. |
|||
|
Вариант 1 (перевод нагрузки на ПС 110 кВ Березняки) |
|
|
|
66 864 |
|
Строительство КЛ 10 кВ АПвПу 3х300 мм2 |
14,00 |
3266,00 |
К1-09 - 2 |
54 868,8 |
|
Устройство траншеи КЛ (две КЛ в одной траншее) |
7,00 |
1428,00 |
Б2-02 - 2 |
11 995,2 |
|
Вариант 2 (замена трансформаторов 2х16 на 2х25 на ПС 110 кВ Казарово) |
|
|
|
116 217,6 |
|
Замена трансформаторов 110/10 кВ мощностью 2х16 на 2х25 МВ.А ПС Казарово* |
2 |
48424,00 |
Т4-09 - 1.6 |
116 217,6 |
|
* Примечание. В стоимость ячейки трансформатора включено: стоимость оборудования (трансформатор, выносные ТТ, заземлитель нейтрали, ОПН, шкафы РЗА, шкафы наружной установки, стоимость строительно-монтажных работ (в том числе демонтаж существующего оборудования) с учетом стоимости используемого материала (устройство фундамента, опорных металлоконструкций, порталов, ошиновки, кабельного хозяйства, заземления, маслоприемника, маслосборника, системы пожаротушения), а также сопутствующие затраты | ||||
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 25.04.2022 N РТ13/01/3844 (приложение 2).
Таблица 26 - Сведения о перегрузочной способности трансформаторного оборудования ПС 110 кВ Маслово
|
Наименование трансформатора |
Марка трансформатора |
Год ввода |
|
Температура дня контрольного замера максимальной нагрузки ПС 110 кВ Маслово за период 2017 - 2021 и соответствующая длительно допустимая нагрузка (S.ДДН), МВА |
|
Т-1 |
ТМН-2500/110 |
1979 |
13,1 |
Зимний период при температуре в день контрольного замера в 2019 году (-8,7°C) |
|
2,625 | ||||
|
Летний период при температуре в день контрольного замера в 2021 году (+24,2°C) | ||||
|
2,625 |
Максимальная нагрузка данной подстанции за 2017 - 2021 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;
2021 год - 1,23/1,22 МВА.
В результате анализа максимальная загрузка в день зимнего контрольного замера зафиксирована 18 декабря 2019 года в 09:00 московского времени и составляет 1,86 МВА и не превышает S.ДДН (2,625 МВА), максимальная загрузка в день летнего контрольного замера зафиксирована 16 июня 2021 года в 07:00 московского времени и составляет 1,22 МВА и не превышает S.ДДН (2,625 МВА).
Согласно предоставленным данным АО "Россети Тюмень" (письмо АО "Россети Тюмень" от 25.04.2022 N РТ13/01/3844, приложение 2) планируемый прирост нагрузки по ПС 110 кВ Маслово в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение составляет 2,45 МВт (с учетом коэффициентов реализации нагрузки суммарно 1,228 МВА), по актам об осуществлении технологического присоединения подписанными после 15.12.2021 - 0,015 МВт (с учетом коэффициентов реализации нагрузки суммарно 0,003 МВА). Таким образом, с учетом коэффициентов реализации прирост нагрузки составит 1,231 МВА.
Загрузка трансформатора ПС 110 кВ Маслово с учетом максимальной отчетной нагрузки, прироста нагрузки в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение, а также прироста нагрузки по актам на технологическое присоединение, оформленным после 15.12.2021, с учетом коэффициентов реализации нагрузки составит 3,09 МВА в зимний период, что превышает S.ДДН (2,625 МВА).
Существует возможность перевода в послеаварийном режиме 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 0,245 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 04.03.2022 N ВД-409, 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 |
|
Температура дня контрольного замера максимальной нагрузки ПС 110 кВ Маслово за период 2017 - 2021 и соответствующая длительно допустимая нагрузка (S.ДДН), МВА |
|
Т-1 |
ТМ-6300/110 |
1969 |
31,6 |
Зимний период при температуре в день контрольного замера в 2019 году (-8,7°C) |
|
7,434 | ||||
|
Летний период при температуре в день контрольного замера в 2021 году (+24,2°C) | ||||
|
6,3 | ||||
|
Т-2 |
ТДН-10000/110 |
1981 |
50,2 |
Зимний период при температуре в день контрольного замера в 2019 году (-8,7°C) |
|
11,8 | ||||
|
Летний период при температуре в день контрольного замера в 2021 году (+24,2°C) | ||||
|
10 |
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 16 июня 2021 года в 09:00 московского времени, составляет 2,15 МВА. Согласно предоставленным данным АО "Россети Тюмень" (письмо АО "Россети Тюмень" от 25.04.2022 N РТ13/01/3844, приложение 2) планируемый прирост нагрузки по ПС 110 кВ Сумкино в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение составляет 2,261 МВт (с учетом коэффициентов реализации нагрузки суммарно 0,928 МВА), по актам об осуществлении технологического присоединения подписанными после 15.12.2021 - 0,155 МВт (с учетом коэффициентов реализации нагрузки суммарно 0,031 МВА). Таким образом, с учетом коэффициентов реализации прирост нагрузки относительно зимнего замера составит 0,959 МВА.
Максимальная нагрузка ПС 110 кВ Сумкино в режиме зимних нагрузок при температуре наружного воздуха минус 8,7°C с учетом максимальной отчетной нагрузки, прироста нагрузки в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение с учетом коэффициентов реализации нагрузки, прироста нагрузки по актам на технологическое присоединение, оформленным после 15.12.2021, с учетом коэффициентов реализации нагрузки, а также перевода мощности по ф.10 кВ Пушнятские составит - 5,284 МВА, что не превышает S.ДДН (7,434 МВА). Таким образом, перевод ф. 10 кВ Пушнятские в послеаварийном режиме допустим.
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, перевода нагрузки на ПС 110 кВ Сумкино составит 2,845 МВА в зимний период, что превышает S.ДДН (2,625 МВА).
Реконструкция ПС 110/10 кВ Маслово (замена трансформатора 2,5 МВА на 6,3 МВА) предусмотрена в Изменениях к ТУ N Т13/18/1428-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 3,09 МВА (49% от номинальной мощности).
ПС 110/10 кВ Молчаново
В настоящее время на ПС 110/10 кВ Молчаново установлены трансформаторы 1Т и 2Т мощностью по 6,3 МВА, год ввода трансформаторов в эксплуатацию - 2015 г. и 1982 г.
Перегрузочная способность трансформатора ПС 110 кВ Молчаново принята в соответствии с приказом МЭ N 81 (письмо АО "Россети Тюмень" от 04.03.2022 N ВД-409, приложение 1).
Таблица 28 - Сведения о перегрузочной способности трансформаторного оборудования ПС 110 кВ Молчаново
|
Наименование трансформатора |
Марка трансформатора |
Год ввода |
|
Температура дня контрольного замера максимальной нагрузки ПС 110 кВ Молчаново за период 2017 - 2021 и соответствующая длительно допустимая нагрузка (S.ДДН), МВА |
|
Т-1 |
ТМН-6300/110 |
2015 |
31,6 |
Зимний период при температуре в день контрольного замера в 2020 году (-7,1°C) |
|
7,875 | ||||
|
Летний период при температуре в день контрольного замера в 2019 году (+14,4°C) | ||||
|
7,749 | ||||
|
Т-2 |
ТМН-6300/110 |
1982 |
31,6 |
Зимний период при температуре в день контрольного замера в 2020 году (-7,1°C) |
|
7,434 | ||||
|
Летний период при температуре в день контрольного замера в 2019 году (+14,4°C) | ||||
|
6,552 |
Нагрузка данной подстанции за 2017 - 2021 годы в зимний/летний контрольный замер составила:
2017 год - 7,09/2,95 МВА;
2018 год - 6,79/4,07 МВА;
2019 год - 7,99/4,44 МВА;
2020 год - 8,41/3,92 МВА;
2021 год - 7,89/3,98 МВА.
В результате анализа максимальная загрузка в день зимнего контрольного замера выявлена 16 декабря 2020 года в 21:00 московского времени и составляет 8,41 МВА, максимальная загрузка в день летнего контрольного замера выявлена 19 июня 2019 года в 20:00 московского времени и составляет 4,44 МВА.
При аварийном отключении Т-1 ПС 110 кВ Молчаново загрузка оставшегося в работе Т-2 в режиме зимних нагрузок при температуре наружного воздуха минус 7,1 °C составляет 8,41 МВА и превышает S.ДДН (7,434 МВА), в режиме летних нагрузок при температуре наружного воздуха плюс 14,4°C составляет 4,4 МВА и не превышает S.ДДН (6,552 МВА).
По данным АО "Россети Тюмень" (письмо АО "Россети Тюмень" от 25.04.2022 N РТ13/01/3844, приложение 2) возможен перевод нагрузки ф. 10 кВ Каменка на ПС 110 кВ Кулаково в объеме 0,193 МВА.
Для оценки допустимости перевода нагрузки на ПС 110 кВ Кулаково ниже приведена информация о перегрузочной способности трансформаторов, установленных на ПС 110 кВ Кулаково. Перегрузочная способность трансформаторного оборудования принята в соответствии приказом МЭ России N 81 (письмо АО "Россети Тюмень" от 04.03.2022 N ВД-409, приложение 1).
Анализ загрузки ПС 110 кВ Кулаково, в том числе после перевода нагрузки с ПС 110 кВ Молчаново выполняется за аналогичные дни и часы контрольного замера, при которых выявлена максимальная загрузка ПС 110 кВ Молчаново.
Таблица 29 - Сведения о перегрузочной способности трансформаторного оборудования ПС 110 кВ Кулаково
|
Наименование трансформатора |
Марка трансформатора |
Год ввода |
|
Температура дня контрольного замера максимальной нагрузки ПС 110 кВ Молчаново за период 2017 - 2021 и соответствующая длительно допустимая нагрузка (S.ДДН), МВА |
|
Т-1 |
ТДН-16000/110 |
2017 |
80,3 |
Зимний период при температуре в день контрольного замера в 2020 году (-7,1°C) |
|
20 | ||||
|
Летний период при температуре в день контрольного замера в 2019 году (+14,4°C) | ||||
|
19,68 | ||||
|
Т-2 |
ТДН-16000/110 |
2017 |
80,3 |
Зимний период при температуре в день контрольного замера в 2020 году (-7,1°C) |
|
20 | ||||
|
Летний период при температуре в день контрольного замера в 2019 году (+14,4°C) | ||||
|
19,68 |
Загрузка ПС 110 кВ Кулаково, зафиксированная 16 декабря 2020 года в 21:00 московского времени, составляет 7,63 МВА, зафиксированная 19 июня 2019 года в 20:00 московского времени, составила 3,2 МВА. С учетом перевода 0,193 МВА с ПС 110 кВ Молчаново загрузка трансформаторов ПС 110 кВ Кулаково в режиме зимних нагрузок при температуре наружного воздуха минус 7,1 °C составит 7,82 МВА. При отключении одного трансформатора загрузка оставшегося в режиме зимних нагрузок при температуре наружного воздуха минус 7,1 °C составит 7,82 МВА, что не превышает S.ДДН (20 МВА).
Согласно предоставленным данным АО "Россети Тюмень" (письмо АО "Россети Тюмень" от 25.04.2022 N РТ13/01/3844, приложение 2), планируемый прирост нагрузки по ПС 110/10 кВ Кулаково в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение составляет 9,78 МВт (с учетом коэффициентов реализации нагрузки 2,077 МВА), суммарная величина мощности по актам на технологическое присоединение, оформленным после 15.12.2021, составляет 3,197 (с учетом коэффициентов реализации нагрузки суммарно 0,677 МВА).
Загрузка трансформаторов ПС 110 кВ Кулаково после перевода нагрузки с ПС 110 кВ Молчаново, с учетом максимальной отчетной нагрузки, прироста нагрузки в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение, а также прироста нагрузки по актам на технологическое присоединение, оформленным после 15.12.2021, с учетом коэффициентов реализации нагрузки составит 10,57 МВА что не превышает S.ДДН (20 МВА) в случае отключения одного из трансформаторов на ПС 110 кВ Кулаково.
Таким образом, перевод нагрузки с ПС 110 кВ Молчаново на ПС 110 кВ Кулаково в рассматриваемый период допустим.
Согласно предоставленным данным АО "Россети Тюмень" (письмо АО "Россети Тюмень" от 25.04.2022 N РТ13/01/3844, приложение 2) планируемый прирост нагрузки по ПС 110/10 кВ Молчаново в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение составляет 3,36 МВт (с учетом коэффициентов реализации нагрузки 0,72 МВА), суммарная величина мощности по актам на технологическое присоединение, оформленным после 15.12.2021 составляет 0,57 МВт (с учетом коэффициентов реализации нагрузки 0,12 МВА).
Максимальная загрузка трансформаторов 110 кВ ПС 110/10 кВ Молчаново с учетом максимальной отчетной нагрузки, перевода 0,193 МВА на ПС 110 кВ Кулаково, прироста нагрузки в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение, а также прироста нагрузки по актам на технологическое присоединение, оформленным после 15.12.2021, с учетом коэффициентов реализации нагрузки на зимний период составит 9,06 МВА , что превышает S.ДДН (7,434 МВА для Т-1, 7,875 МВА для Т-2) в режиме зимних нагрузок при температуре наружного воздуха минус 7,1 °C в случае отключения одного из трансформаторов на ПС 110 кВ Молчаново.
Необходимы мероприятия для разгрузки ПС 110 кВ Молчаново. Вариант исключения перегрузки трансформаторов ПС 110 кВ Молчаново рассматривается совместно с вариантами по исключению перегруза трансформаторов на ПС 110 кВ Чикча ввиду возможности взаимного перемещения трансформаторов между этими ПС.
По результатам рассмотрения вариантов исключения перегруза трансформаторов на ПС 110 кВ Чикча к реализации рекомендуется вариант с транспортировкой высвободившихся трансформаторов 2х10 МВА с ПС 110 кВ Чикча на ПС 110 кВ Молчаново.
Сведения о перегрузочной способности существующих трансформаторов 2х10 МВА, установленных на ПС 110 кВ Чикча, приведены в таблице 30.
После замены трансформаторов 2х6,3 МВА на существующие трансформаторы 2х10 МВА с ПС 110 кВ Чикча при отключении одного трансформатора загрузка оставшегося составит 9,06 МВА, что не превышает S.ДДН (12,5 МВА).
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 трансформаторов ПС 110 кВ Чикча принята в соответствии с приказом МЭ N 81 (письмо АО "Россети Тюмень" от 04.03.2022 N ВД-409, приложение 1).
Таблица 30 - Сведения о перегрузочной способности трансформаторного оборудования ПС 110 кВ Чикча
|
Наименование трансформатора |
Марка трансформатора |
Год ввода |
|
Температура дня контрольного замера максимальной нагрузки ПС 110 кВ Чикча за период 2017 - 2021 и соответствующая длительно допустимая нагрузка (S.ДДН), МВА |
|
Т-1 |
ТДН-10000/110 |
2015 |
50,2 |
Зимний период при температуре в день контрольного замера в 2021 году (-4°C) |
|
12,5 | ||||
|
Летний период при температуре в день контрольного замера в 2019 году (+14,4°C) | ||||
|
12 | ||||
|
Т-2 |
ТДН-10000/110 |
2015 |
50,2 |
Зимний период при температуре в день контрольного замера в 2021 году (-4°C) |
|
12,5 | ||||
|
Летний период при температуре в день контрольного замера в 2019 году (+14,4°C) | ||||
|
12 |
Нагрузка данной подстанции за 2017 - 2021 годы в зимний/летний контрольный замер составила:
2017 год - 11,06/4,02 МВА
2018 год - 11,07/4,32 МВА
2019 год - 12,48/5,76 МВА
2020 год - 11,8/4,28 МВА;
2021 год - 12,27/5,22 МВА
В результате анализа максимальная загрузка в день зимнего контрольного замера выявлена 18 декабря 2019 года в 19:00 московского времени и составляет 12,48 МВА, однако с учетом отклонения от нормальной схемы сети 10 кВ (выполнение ремонтов в схеме сети 10 кВ) не может считаться характерной. В связи с этим к анализу принята максимальная нагрузка 15.12.2021 в 16.00 в объеме 12,27 МВА. Максимальная загрузка в день летнего контрольного замера выявлена 19 июня 2019 года в 20:00 московского времени и составляет 5,76 МВА.
При аварийном отключении Т-1 ПС 110 кВ Чикча загрузка оставшегося в работе Т-2 в режиме зимних нагрузок при температуре наружного воздуха минус 4°C составляет 12,27 МВА и не превышает S.ДДН (12,5 МВА), в режиме летних нагрузок при температуре наружного воздуха плюс 14,4°C составляет 5,76 МВА и не превышает S.ДДН (12 МВА).
Согласно предоставленным данным АО "Россети Тюмень" (письмо АО "Россети Тюмень" от 25.04.2022 N РТ13/01/3844, приложение 2) планируемый прирост нагрузки по ПС 110/10 кВ Чикча в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение составляет 5,82 МВт (с учетом коэффициентов реализации нагрузки суммарно 1,24 МВА), суммарная величина мощности по актам на технологическое присоединение, оформленным после 15.12.2021, составляет 1,38 МВт (с учетом коэффициентов реализации нагрузки суммарно 0,29 МВА).
Загрузка трансформаторов ПС 110 кВ Чикча с учетом максимальной отчетной нагрузки, прироста нагрузки в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение, а также прироста нагрузки по актам на технологическое присоединение, оформленным после 15.12.2021, с учетом коэффициентов реализации нагрузки составит 13,8 МВА. При отключении одного трансформатора в режиме зимних нагрузок при температуре наружного воздуха минус 4°C загрузка оставшегося составит 13,8 МВА, что превышает S.ДДН (12,5 МВА).
Согласно данным АО "Россети Тюмень" (письмо АО "Россети Тюмень" от 25.04.2022 N РТ13/01/3844, приложение 2), существует возможность перевода нагрузки ф. Якуши РП 10 кВ Чикча ПС 110 кВ Чикча на ПС 110 кВ Борки, нагрузка которого в зимний период составляет 0,058 МВА.
Анализ загрузки 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 31 - Сведения о перегрузочной способности трансформаторного оборудования ПС 110 кВ Борки
|
Наименование трансформатора |
Марка трансформатора |
Год ввода |
|
Температура дня контрольного замера максимальной нагрузки ПС 110 кВ Чикча за период 2017 - 2021 и соответствующая длительно допустимая нагрузка (S.ДДН), МВА |
|
Т-1 |
ТМН-6300/110 |
1976 |
31,6 |
Зимний период при температуре в день контрольного замера в 2021 году (-4°C) |
|
7,245 | ||||
|
Летний период при температуре в день контрольного замера в 2019 году (+14,4°C) | ||||
|
6,3 |
Нагрузка ПС 110/10 кВ Борки, зафиксированная 15.12.2021 в 16.00 московского времени, составляет 2,35 МВА, что не превышает S.ДДН в режиме зимних нагрузок при температуре наружного воздуха минус 4°C (7,245 МВА), зафиксированная 19 июня 2019 года в 20:00 московского времени, составляет 1,18 МВА, что не превышает допустимую длительную перегрузку трансформаторов на ПС 110 кВ Борки в летний период (6,3 МВА).
Согласно предоставленным данным АО "Россети Тюмень" (письмо АО "Россети Тюмень" от 25.04.2022 N РТ13/01/3844, приложение 2), планируемый прирост нагрузки по ПС 110/10 кВ Борки в соответствии утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение составляет 2,326 МВт (с учетом коэффициентов реализации нагрузки суммарно 0,49 МВА), а также подписанными актами об осуществлении технологического присоединения после зимнего замера составляет 0,228 МВт (с учетом коэффициентов реализации нагрузки суммарно 0,05 МВА).
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, а также прироста нагрузки по актам на технологическое присоединение, оформленным после 15.12.2021, с учетом коэффициентов реализации нагрузки составит 2,95 МВА, что не превышает S.ДДН (7,245 МВА) в режиме зимних нагрузок при температуре наружного воздуха минус 4°C.
Таким образом, перевод нагрузки в рассматриваемый период на ПС 110 кВ Борки допустим.
Загрузка трансформаторов ПС 110 кВ Чикча после перевода нагрузки на ПС 110 кВ Борки с учетом прироста нагрузки составит 13,742 МВА, что превышает S.ДДН (12,5 МВА) в режиме зимних нагрузок при температуре наружного воздуха минус 4°C.
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 ф. 10 кВ РП Чикча по сети 10 кВ на ПС 110 кВ Каскара.
Наиболее близкими центрами питания к фидеру 10 кВ РП Чикча ПС 110 кВ Чикча являются ПС 110 кВ Каскара. Нагрузка ф. 10 кВ РП Чикча 15.12.2021 года в 16.00 составила 3,06 МВА (письмо АО "Россети Тюмень" от 25.04.2022 N РТ13/01/3844, приложение 2). Планируемый прирост нагрузки по ф. 10 кВ РП Чикча составляет 0,347 МВт (с учетом коэффициентов реализации нагрузки 0,069 МВА).
Анализ загрузки ПС 110 кВ Каскара, 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 32 - 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 при температуре в день контрольного замера в 2021 году (-4°C) |
|
18,4 | ||||
|
Летний период при температуре в день контрольного замера в 2019 году (+14,4°C) | ||||
|
16,64 | ||||
|
Т-2 |
ТДН-16000/110 |
1995 |
80,3 |
Зимний период при температуре в день контрольного замера в 2021 году (-4°C) |
|
20 | ||||
|
Летний период при температуре в день контрольного замера в 2019 году (+14,4°C) | ||||
|
19,68 |
Нагрузка ПС 110/10 кВ Каскара, зафиксированная 15.12.2021 в 16.00 московского времени, составляет 9,05 МВА, что не превышает S.ДДН (18,4 МВА для Т-1, 20 МВА для Т-2) в режиме зимних нагрузок при температуре наружного воздуха минус 4°C.
Согласно предоставленным данным АО "Россети Тюмень" (письмо АО "Россети Тюмень" от 25.04.2022 N РТ13/01/3844, приложение 2) планируемый прирост нагрузки по ПС 110/10 кВ Каскара соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение составляет 0,306 МВт (с учетом коэффициентов реализации нагрузки суммарно 0,065 МВА), суммарная величина мощности по актам на технологическое присоединение, оформленным после 15.12.2021, составляет 0,194 МВт (с учетом коэффициентов реализации нагрузки суммарно 0,042 МВА).
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, а также прироста нагрузки по актам на технологическое присоединение, оформленным после 15.12.2021, с учетом коэффициентов реализации нагрузки составит 12,29 МВА, что не превышает S.ДДН (18,4 МВА для Т-1, 20 МВА для Т-2).
Таким образом, перевод нагрузки в рассматриваемый период на ПС 110 кВ Каскара при отключении одного из трансформаторов ПС 110 кВ Чикча допустим.
Загрузка трансформаторов ПС 110 кВ Чикча после перевода нагрузки на ПС 110 кВ Борки, ПС 110 кВ Каскара с учетом максимальной отчетной нагрузки, прироста нагрузки в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение, а также прироста нагрузки по актам на технологическое присоединение, оформленным после 15.12.2021, с учетом коэффициентов реализации нагрузки составит 10,613 МВА, что не превышает S.ДДН (12,5 МВА) в режиме зимних нагрузок при температуре наружного воздуха минус 4°C в случае отключения одного из трансформаторов на ПС 110 кВ Чикча.
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 300 мм2 общей ориентировочной протяженностью 2,5 км и ВЛ 10 кВ сечением жилы 120 мм2 ориентировочной протяженностью 3 км, от существующей ячейки ПС 110 кВ Каскара до участка ф. 10 кВ РП Чикча в д. Есаулова.
Вариант 2. Замена трансформаторов 110 кВ 10 МВА на 16 МВА на ПС 110 кВ Чикча и установка высвободившихся трансформаторов 2х10 МВА ПС 110 кВ Чикча на ПС 110 кВ Молчаново.
Данный вариант предусматривает реконструкцию ПС 110 кВ Чикча и ПС 110 кВ Молчаново следующим образом:
- установка на ПС 110 кВ Чикча трансформаторов 2х16 МВА;
- высвободившиеся трансформаторы 2х10 МВА с ПС 110 кВ Чикча транспортировать на ПС 110 кВ Молчаново с последующей их установкой.
С учетом замены существующих трансформаторов 2х10 МВА на 2х16 МВА перспективная загрузка ПС 110 кВ Чикча без учета перевода нагрузки на ПС 110 кВ Борки составит 13,8 МВА, что не превышает номинальную мощность трансформаторов при отключении одного из трансформаторов на ПС 110 кВ Чикча в зимний период.
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.
Варианты разгрузки ПС 110 кВ Чикча и ПС 110 кВ Молчаново рассматривались совместно ввиду возможности перемещения трансформаторов между этими ПС. Ориентировочные капитальные затраты на реализацию рассматриваемых вариантов составят:
- Вариант 1 Перевод РП 10 кВ Чикча по сети 10 кВ на ПС 110 кВ Каскара и установка новых трансформаторов на ПС 110 кВ Молчаново 2х10 МВА - 194,0 млн. рублей;
- Вариант 2 Замена трансформаторов 110 кВ 2х10 МВА на 2х16 МВА на ПС 110 кВ Чикча и перемещение высвободившихся трансформаторов на ПС 110 кВ Чикча на ПС 110 кВ Молчаново - 147,5 млн. рублей.
Наименьшие затраты требуются для реализации варианта 2. 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 1 (перевод нагрузки на ПС 110 кВ Каскара) |
|
|
|
193 974,4 |
|
Строительство по затопляемым в период паводка территориям в одноцепном исполнении ВЛ 10 кВ в габаритах 35 кВ. Провод АС-120 |
3 |
3996 |
Л3-03 - 1.4, Л1-03 - 1.4, Л5-03 |
17 776,0 |
|
Строительство для перехода через реку Тура в габаритах 110 кВ |
|
32718 |
Ж2-01 - 1.4 |
48 514,7 |
|
Строительство КЛ 10 кВ АПвПу - 3х300 мм2 |
2,5 |
3266 |
К1-08 - 1.8 |
12 107,2 |
|
Устройство траншеи КЛ |
2,5 |
1428 |
Б2-02 - 1.4 |
5 293,6 |
|
Переходные пункты ВЛ-КЛ |
2 |
530 |
Ж1-01 - 1.3 |
1 571,8 |
|
Замена трансформаторов 110/10 кВ мощностью 2х6,3 на 2х10 МВ.А на ПС 110 кВ Молчаново |
2 |
36657 |
Т4-07 - 2 |
108 711,1 |
|
Вариант 2 |
|
|
|
|
|
Замена трансформаторов 2х10 МВА ПС 110 кВ Чикча на новые 2х16 МВА и установка высвободившихся 2х10 МВА ПС 110 кВ Чикча на ПС 110 кВ Молчаново (стоимость принята по данным АО "Россети Тюмень" (письмо АО Россети Тюмень от 27.04.2022 N РТ13/01/3919, приложение 3) |
|
|
|
147 524,0 |
ПС 110/10 кВ Утяшево
В настоящее время на ПС 110/10 кВ Утяшево установлены трансформаторы 1Т и 2Т мощностью по 10 МВА, год ввода трансформаторов в эксплуатацию - Т1 1984 г. и Т2 1982 г.
Перегрузочная способность трансформатора ПС 110 кВ Утяшево принята в соответствии с приказом МЭ N 81 (письмо АО "Россети Тюмень" от 04.03.2022 N ВД-409, приложение 1).
Таблица 34 - Сведения о перегрузочной способности трансформаторного оборудования ПС 110 кВ Утяшево
|
Наименование трансформатора |
Марка трансформатора |
Год ввода |
|
Температура дня контрольного замера максимальной нагрузки ПС 110 кВ Утяшево за период 2017 - 2021 и соответствующая длительно допустимая нагрузка (S.ДДН), МВА |
|
Т-1 |
ТДН-10000/110 |
1984 |
50,2 |
Зимний период при температуре в день контрольного замера в 2021 году (-4°C) |
|
11,5 | ||||
|
Летний период при температуре в день контрольного замера в 2020 году (+17,1°C) | ||||
|
10 | ||||
|
Т-2 |
ТДТН-10000/110 |
1982 |
50,2 |
Зимний период при температуре в день контрольного замера в 2021 году (-4°C) |
|
11,5 | ||||
|
Летний период при температуре в день контрольного замера в 2020 году (+17,1°C) | ||||
|
10 |
Нагрузка данной подстанции за 2017 - 2021 годы в зимний/летний контрольный замер составила:
2017 год - 14,5/11,32 МВА;
2018 год - 12,28/8,16 МВА;
2019 год - 13,01/10,18 МВА;
2020 год - 12,11/9,57 МВА;
2021 год - 13,62/9,23 МВА.
В результате анализа максимальная загрузка в день зимнего контрольного замера выявлена 20 декабря 2017 года в 15:00 московского времени и составляет 14,5 МВА. Максимальная загрузка в день летнего контрольного замера выявлена 21 июня 2017 года в 12:00 московского времени и составляет 11,32 МВА. В связи с изменениями схемы сети 10 кВ в 2020 году летний и зимний контрольные замеры 2017 - 2019 г. не учитываются.
Максимальная нагрузка в день зимнего контрольного замера зафиксирована 15 декабря 2021 года в 15:00 московского времени и составляет 13,62 МВА, максимальная нагрузка в день летнего контрольного замера зафиксирована 17 июня 2020 года в 09:00 московского времени и составляет 9,57 МВА.
При аварийном отключении Т-1 ПС 110 кВ Утяшево загрузка оставшегося в работе Т-2 в режиме зимних нагрузок при температуре наружного воздуха минус 4°C составляет 13,62 МВА и превышает S.ДДН (11,5 МВА), в режиме летних нагрузок при температуре наружного воздуха плюс 17,1°C составляет 9,57 МВА и не превышает S.ДДН (10 МВА).
Согласно предоставленным данным АО "Россети Тюмень" (письмо АО "Россети Тюмень" от 25.04.2022 N РТ13/01/3844, приложение 2), планируемый прирост нагрузки по ПС 110/10 кВ Утяшево в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение составляет 2,05 МВт (с учетом коэффициентов реализации нагрузки суммарно 0,44 МВА), суммарная величина мощности по актам на технологическое присоединение, оформленным после 15.12.2021, составляет 0,185 МВт (с учетом коэффициентов реализации нагрузки суммарно 0,04 МВА)
Максимальная загрузка трансформаторов 110 кВ ПС 110/10 кВ Утяшево в режиме зимних нагрузок при температуре наружного воздуха минус 4°C с учетом максимальной отчетной нагрузки, прироста нагрузки в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение с учетом коэффициентов реализации нагрузки, а также прироста нагрузки по актам на технологическое присоединение, оформленным после 15.12.2021, с учетом коэффициентов реализации нагрузки составит 14,1 МВА, что превышает S.ДДН (11,5 МВА) в случае отключения одного из трансформаторов на ПС 110 кВ Утяшево. В соответствии с письмом АО "Россети Тюмень" от 25.04.2022 N РТ13/01/3844 (приложение 2) возможно осуществить перевод нагрузки с ПС 110 кВ Утяшево по ф. ОПХ на ПС 110 кВ Молодежная в объеме 2,62 МВА. Загрузка трансформаторов ПС 110 кВ Утяшево после перевода нагрузки на ПС 110 кВ Молодежная составит 11,48 МВА и не превышает S.ДДН (11,5 МВА) в случае отключения одного из трансформаторов на ПС 110 кВ Утяшево.
Анализ загрузки ПС 110 кВ Молодежная после перевода нагрузки с ПС 110 кВ Утяшево, выполняется за аналогичные дни и часы контрольного замера, при которых выявлена максимальная загрузка ПС 110 кВ Утяшево.
Таблица 35 - Сведения о перегрузочной способности трансформаторного оборудования ПС 110 кВ Молодежная
|
Наименование трансформатора |
Марка трансформатора |
Год ввода |
|
Допустимая длительная перегрузка трансформаторов без ограничения длительности (ДДТН), % |
|
Т-1 |
ТРДН-25000/110 |
2019 |
125,5 |
Зимний период при температуре в день контрольного замера в 2021 году (-4 °C) |
|
31,25 МВА | ||||
|
Летний период при температуре в день контрольного замера в 2020 году (+17,1°C) | ||||
|
30 МВА | ||||
|
Т-2 |
ТРДН-25000/110 |
2019 |
125,5 |
Зимний период при температуре в день контрольного замера в 2021 году (-4 °C) |
|
31,25 МВА | ||||
|
Летний период при температуре в день контрольного замера в 2020 году (+17,1°C) | ||||
|
30 МВА |
Согласно предоставленным данным АО "Россети Тюмень (письмо АО "Россети Тюмень" от 27.04.2022 N РТ13/01/3919, приложение 3) планируемый прирост нагрузки по ПС 110/10 кВ Молодежная в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение составляет 16,722 МВт (с учетом коэффициентов реализации нагрузки суммарно 6,43 МВА), суммарная величина мощности по актам на технологическое присоединение, оформленным после 15.12.2021, составляет 2,887 МВт (с учетом коэффициентов реализации нагрузки суммарно 1,124 МВА).
Загрузка трансформаторов 110 кВ ПС 110/10 кВ Молодёжная в режиме зимних нагрузок 15 декабря 2021 года в 15:00 московского времени при температуре наружного воздуха минус 4°C составляла 12,61 МВА. С учетом максимальной отчетной нагрузки, перевода нагрузки с ПС 110 кВ Утяшево, прироста нагрузки в соответствии с утвержденными техническими условиями на технологическое присоединение с учетом коэффициентов реализации нагрузки, а также прироста нагрузки по актам на технологическое присоединение, оформленным после 15.12.2021, с учетом коэффициентов реализации нагрузки составит 22,78 МВА, что не превышает S.ДДН (31,25 МВА) в случае отключения одного из трансформаторов на ПС 110 кВ Молодёжная.
Согласно техническому отчету N 16/2018/749-ППО (письмо АО "Россети Тюмень от 04.03.2022 N ВД-409, приложение 1) по результатам проведения предпроектного обследования объекта по реконструкции ПС 110 Утяшево АО "Тюменьэнерго" - "Тюменские распределительные сети" продление эксплуатации ячеек ЗРУ-10 кВ нецелесообразно, так как нормативный срок эксплуатации выработан, необходима замена устаревшего оборудования ПС, имеющего превышение нормативного срока эксплуатации: разъединителей, разрядников, оборудования РЗиА, реконструкция фундаментов, рам, оснований, металлоконструкций.
Рекомендуется выполнить реконструкцию ПС 110 кВ Утяшево с заменой оборудования с неудовлетворительным техническим состоянием. На этапе проектирования уточнить необходимость увеличения трансформаторной мощности на ПС 110 кВ Утяшево при наличии дополнительной информации о планируемых технологических присоединениях к ПС 110 кВ Утяшево.
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.
Тобольский энергорайон
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 4), 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.
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 60 лет. Срок эксплуатации превышен на 25 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 N Т13/01/5635, Приложение 5).
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 N Т13/01/5635, Приложение 5), 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 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 4), 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 ВЛ 110 кВ Сибжилстрой - Молчаново на участке 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 6) необходимо выполнить реконструкцию ПС 110/6 кВ "Водогрейная" с заменой блоков ОД, КЗ-110 на элегазовые выключатели, опорных металооконструкций, устройств защиты от перенапряжений, оборудования КРУН-6 кВ, с выполнением мероприятий по антитеррористической защите энергообъекта.
Реконструкция ПС 110 кВ Тополя
ПС 110/6 кВ "Тополя" находится в эксплуатации с 1987 года.
В соответствии с актом комиссионного обследования объекта электросетевого хозяйства филиала АО "СУЭНКО" ТГЭС N 3 от 21.09.2021 (приложение 7) необходимо выполнить комплексную реконструкцию ПС 110/6 кВ "Тополя" с заменой блоков ОД, КЗ-110 на элегазовые выключатели.
В соответствии с действующими техническим условиями на технологическое присоединение АО "СУЭНКО" к электрическим сетям АО "Россети Тюмень" с увеличением максимальной мощности на 17,677 МВт по ПС 110 кВ Тополя от 28.03.2022 N Т13/18/2105-ТУ (приложение 8), требуется замена силовых трансформаторов 2,5 МВА и 6,3 МВА на трансформаторы мощностью 16 МВА каждый на этапе 2022 года с дальнейшей (в 2024 году) заменой на трансформаторы 2х25 МВА. Также в рамках указанных технических условий на технологическое присоединение предусматривается замена СВ-110 кВ на ПС 110 кВ Рощино на выключатель с номинальным током 665 А, замена трансформаторов тока 110 кВ в ячейках ВЛ 110 кВ Ожогино - Рощино с отпайкой на ПС Тополя и ВЛ 110 кВ Рощино - Утяшево с отпайкой на ПС Ремдормаш на трансформаторы тока с номинальным током 665 А (параметры оборудования необходимо уточнить при проектировании).
Реконструкция ПС 35 кВ Белинская
На ПС 35 кВ Белинская установлены трансформаторы 1Т мощностью 16 МВА и 2Т мощностью 10 МВА.
Силовой трансформатор ТД-10000/35 зав.N 126, 1969 г.в., в эксплуатации 52 года, установлен на ПС 35 кВ Белинская в 2016 году в результате АВР из-за виткового замыкания силового трансформатора типа ТДНС-16000/35 (до аварийного события на подстанции были установлены силовые трансформаторы 2х16 МВА).
По итогам высоковольтных испытаний 2021 года в сравнении с испытаниями 2020 года имеется предположение о снижении изоляции межвитковой изоляции, а также нарушении межлистовой изоляции магнитопровода, приводящих к перегреву магнитопровода (высокий рост потерь холостого хода в 1,5-2 раза, рост влагосодержания твердой изоляции в 2,5 раза).
В соответствии с актом технического обследования оборудования и сооружений от 21.12.2021 N 3Т-ИПР (приложение 9) необходимо выполнить реконструкцию ПС 35 кВ "Белинская" с заменой силового трансформатора 2Т с 10 МВА на 16 МВА, масляного выключателя 35 кВ на вакуумный / элегазовый, разъединителей 35 кВ.
Модернизация ПС 110 кВ Западная
На ПС 110 кВ Западная установлены 2 силовых трехобмоточных масляных трансформатора 110/35/10 кВ 1970 г.в. мощностью по 40,5 МВА каждый. Нормативный срок эксплуатации 25 лет выработан в 1995 г.
На ПС 110 кВ Западная установлен масляный выключатель ВМТ-110 1990 г.в. Нормативный срок эксплуатации выработан в 2005 г. Армировочные швы фарфоровой изоляции имеют частичное повреждение, при проведении ТО или ТР промазываются гермитиком "Гермокрон-гидро". Привод выключателя имеет износ в трущихся механизмах, имел место отказ привода из-за срыва рычага. Резиновые уплотнения имеют срок службы более 10 лет, согласно п. 16.6 инструкции по эксплуатации ИБКЖ.674143.001 ТО резиновые уплотнения требуется менять раз в 10 лет. Требования п. 2.5.2 СДУ ч. 2 и Требования Решения совещания по вопросам эксплуатации ВМТ от 21.07.2006 г. предписывают менять изоляторы не позже 20 лет срока службы, что представляет довольно значительные финансовые затраты.
Устройства РЗА выполнены на электромеханических реле 1972 г.в., выработалие нормативный срок эксплуатации 25 лет.
В соответствии с актом технического обследования оборудования и сооружений от 21.12.2021 N 2Т-ИПР (приложение 10) необходимо выполнить реконструкцию ПС 110 кВ "Западная" с заменой силовых трансформаторов без увеличения установленной мощности на 2х40 МВА, масляных выключателей 110 кВ на элегазовые, масляных выключателей 35 кВ на вакуумные / элегазовые, разъединителей 110 кВ, разъединителей 35 кВ, ячеек 10 кВ в ЗРУ 10 кВ, реакторов 10 кВ, здания ОПУ-ЗРУ, установкой АБ с ЗВУ.
2.9 Перечень планируемых к строительству (реконструкции) электросетевых объектов 110 кВ и выше
Единый перечень электросетевых объектов на 2022 - 2027 годы, рекомендуемых к вводу в Тюменской области, приведен в таблице 36 и отображен на карте-схеме Тюменской области.
Таблица 36 - Перечень электросетевых объектов напряжением 35 кВ и выше, рекомендуемых к вводу в 2022 - 2027 годы в Тюменской области
|
N |
Наименование |
Параметры *(7) |
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 каждая (2х501 МВА), двух автотрансформаторов 220/110/6 кВ мощностью 63 МВА и одного автотрансформатора 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА на два автотрансформатора 220/110/10 кВ мощностью 200 МВА каждый (2х200 МВА), с установкой двух трансформаторов 110/10 кВ мощностью 63 МВА каждый (2х63 МВА) и двух автотрансформаторов 110/6 кВ мощностью 25 МВА каждый (2х25 МВА). Выполнить перезавод ВЛ на новую ПС 500 кВ Демьянская общей протяженностью 15,32 км, а также выполнить установку средств компенсации реактивной мощности 460 МВАр |
500 кВ/2х501 МВА, 6,37 км, ШР 2х3х60 МВАр
220 кВ/2х200 МВА, 4,26 км, УШР 100 МВАр
110 кВ/2х63 МВА, 2х25 МВА, 4,69 км |
2024 |
СиПР ЕЭС России на 2022 - 2028 годы |
|
2. |
Расширение РУ 220 кВ на две линейные ячейки 220 кВ ПС 500 кВ Демьянская для подключения ВЛ 220 кВ Демьянская-Батово *(8) |
220 кВ |
2025 |
Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств (ПАО "НК "Роснефть", АО "НК "Конданефть") |
|
3. |
Строительство ВЛ 220 кВ Демьянская - Батово I, II цепь.2 *(9) |
220 кВ/2х120 км |
2025 |
Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств (ПАО "НК "Роснефть", АО "НК "Конданефть"), СиПР ЕЭС России на 2022 - 2028 годы |
|
4. |
Реконструкция ПС 220 кВ Голышманово (замена силового трансформатора 110/10 6,3 МВА на 16 МВА) |
16 МВА |
2023 |
Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Руском" |
|
5. |
Реконструкция ПС 110 кВ ЖБИ (замена силовых трансформаторов 2х10 на 2х25) |
2х25 МВА |
2025 |
Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Управляющая компания "Индустриальные парки Тюменской области" |
|
6. |
Реконструкция ВЛ 110 кВ ТюменскаяТЭЦ-1 - Центральная I,II цепь |
2х4,3 км |
2025 |
Реконструкция по техническому состоянию |
|
7. |
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 |
|
8. |
Реконструкция ВЛ 110 кВ Сибжилстрой-Молчаново участок Сибжилстрой - Кулаково Тюменского ТПО (замена провода 12,93 км, замена грозотроса) |
12,93 км |
2023 |
Реконструкция по техническому состоянию |
|
9. |
Реконструкция ПС 110 кВ Нижняя Тавда с установкой ИРМ (СТК) мощностью 10 МВАр |
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 |
|
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. |
Строительство ЛЭП 10 кВ от ПС 110 кВ Березняки до РП 10 кВ Юг |
2х7 км |
2023 |
Ликвидация перегруза при единичных отключениях из нормальной схемы электрической сети |
|
12. |
Реконструкция ПС 110 кВ Чикча (замена силовых трансформаторов 2х10 МВА на 2x16 МВА) |
2х16 МВА |
2024 |
Ликвидация перегруза при единичных отключениях из нормальной схемы электрической сети |
|
13. |
Реконструкция ПС 110 кВ Молчаново (замена силовых трансформаторов 2x6,3 МВА на 2x10 МВА путем перекатки силовых трансформаторов 2x10 МВА с ПС 110 кВ Чикча) |
2x10 МВА |
2024 |
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 |
2022 |
Обеспечение технологического энергопринимающих устройств ООО "ЗапСибНефтехим" (присоединения нового аэропорта в Тобольском районе) |
|
15. |
Реконструкция ПС 110 кВ Утяшево (замена устаревшего оборудования ЗРУ-10 кВ, имеющего превышение нормативного срока эксплуатации) |
- |
2024 |
Реконструкция по техническому состоянию |
|
16. |
Реконструкция ПС 35 кВ Белинская |
16 МВА |
2024 |
Реконструкция по техническому состоянию |
|
17. |
Модернизация ПС 110 кВ Западная |
2х40 МВА |
2024 |
Реконструкция по техническому состоянию |
Сроки реализации электросетевого строительства и реконструкции, указанные в таблице 36, определены по состоянию на 01.04.2022. 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 37. 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 37 - Сводные данные по развитию электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Тюменской области на период 2022 - 2027 гг.
|
Класс напряжения |
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
2027 |
||||||
|
МВА |
км |
МВА |
км |
МВА |
км |
МВА |
км |
МВА |
км |
МВА |
Км |
|
|
500 кВ |
- |
- |
- |
- |
1002,0 |
6,37 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
220 кВ |
- |
- |
- |
- |
400,0 |
4,26 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
110 кВ |
6,30 |
|
16,00 |
33,11 |
324,0 |
4,69 |
50,00 |
8,60 |
- |
- |
- |
- |
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 2022 - 2027 гг. приведены в таблице 38. Данные представлены на основании инвестиционных программ территориальных сетевых организаций и долгосрочных планов по развитию электросетевого хозяйства, полученных от территориальных сетевых организаций.
Таблица 38 - Сводные данные по развитию электрической сети ниже 110 кВ энергосистемы Тюменской области на период 2022 - 2027 гг.
|
Класс напряжения |
2022 |
2023 |
2024 |
2025 |
2026 |
2027 |
||||||
|
МВА |
км |
МВА |
км |
МВА |
км |
МВА |
км |
МВА |
км |
МВА |
Км |
|
|
35 кВ |
0 |
0 |
6 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
0 |
|
10 кВ |
51,23 |
291,08 |
63,1 |
269,56 |
49,111 |
248,77 |
39,95 |
254,27 |
42,039 |
238,68 |
52,7 |
200,98 |
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 рынках
В настоящее время генерирующие объекты, функционирующие на основе использования возобновляемых источников энергии, в отношении которых продажа электрической энергии (мощности) планируется или осуществляется на розничных рынках, отсутствуют. Строительство таких объектов в Тюменской области в период до 2027 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 2022 - 2027 годы
-----------------------------
*(1) Маркировка генератора
*(2) Маркировка генератора
*(3) Суммарное количество Т/АТ приведено с учетом резервных Т/АТ
*(4) При 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.
*(5) данные о плановом потреблении электроэнергии и мощности предоставлены субъектом только на 2022 г.
*(6) При 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.
*(7) Параметры рекомендуемых мероприятий по развитию электрической сети 110 кВ и выше подлежат уточнению в рамках отдельного проектирования
*(8) Мероприятия по строительству надстройки 220 кВ на ПС 110 кВ Батово - на территории Ханты-Мансийского автономного округа
*(9) Параметры рекомендуемых мероприятий по развитию электрической сети 110 кВ и выше подлежат уточнению в рамках отдельного проектирования
2 Мероприятия по строительству надстройки 220 кВ на ПС 110 кВ Батово - на территории Ханты-Мансийского автономного округа
|
<< Назад |
||
|
Содержание Распоряжение Губернатора Тюменской области от 29 апреля 2022 г. N 39-р "Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики... |