Приложение. Схема и программа развития электроэнергетики Тюменской области на 2021 - 2025 годы

Приложение
к распоряжению
Губернатора
Тюменской области
от 30 апреля 2020 г. N 37-р

Схема и программа
развития электроэнергетики Тюменской области на 2021 - 2025 годы

Перечень сокращений

А - ампер;

АО - акционерное общество;

АЛАР - автоматика ликвидации асинхронного хода;

АОПО - автоматика ограничения токовой перегрузки оборудования;

АОПЧ - автоматика ограничения повышения частоты;

АОСН - автоматика ограничения снижения напряжения;

АПНУ - автоматика предотвращения нарушения устойчивости;

АТ - автотрансформатор;

АТГ - автотрансформаторная группа;

АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическим процессом;

АЧР - автоматика частотной разгрузки;

В - выключатель;

ВЛ - воздушная линия электропередачи;

ВИЭ - возобновляемые источники электроэнергии;

ВРП - валовой региональный продукт;

г. - город;

ГАО - графики аварийного ограничения режима потребления электрической энергии (мощности);

Гкал - гигакалория;

ГПГУ - газопоршневая генерирующая установка;

ГПЗ - газоперерабатывающий завод;

ГРЭС - государственная районная электростанция;

ГТУ - газотурбинная установка;

ГТЭС - газотурбинная электростанция;

ГЭС - гидроэлектростанция;

ДЭС - дизельная электростанция;

ЕЭС - Единая энергетическая система;

ж/к - жилой комплекс;

ЗАО - закрытое акционерное общество;

кВ - киловольт;

кВтч - киловатт в час;

КИП - контрольно-измерительные приборы;

КЛ - кабельная линия;

км - километр;

КПД - коэффициент полезного действия;

ЛПУ МГ - линейное производственное управление магистрального газопровода;

ЛЭП - линия электропередачи;

МВА - мегавольт-ампер;

Мвар - мегавар;

МВт - мегаватт;

мкр - микрорайон;

млн - миллион;

МО - муниципальное образования;

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;

ПТЭ - Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей, утверждены приказом Министерства энергетики Российской Федерации N 229 от 12.06.2003;

ПЭС - передвижная электростанция;

Р - реактор;

р.п. - рабочий поселок;

РДУ - региональное диспетчерское управление;

РП - распределительный пункт;

РУ - распределительное устройство;

с. - село;

СВ - секционный выключатель;

сек. - секция;

СиПРЭ - схема и программа развития электроэнергетики;

СКРМ - средство компенсации реактивной мощности;

СП - соединительный пункт;

СШ - система шин;

Т - трансформатор;

ТГ - турбогенератор;

ТП - трансформаторная подстанция;

ТПиР - техническое перевооружение и реконструкция;

ТПП - территориальное производственное предприятие;

т у.т. - тонны условного топлива;

ТЭР - топливно-энергетические ресурсы;

ТЭС - теплоэлектростанция;

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль;

УРС - устройство регулирования и стабилизации;

УШР - управляемый шунтирующий реактор;

ЧДА - частотно-делительная автоматика;

ЦТП - центральный тепловой пункт;

ЦСПА - централизованная система противоаварийной автоматики;

чел. - человек;

шт. - штук;

ЭС - энергосистема;

ЭЭ - электроэнергия;

ЭЭС - электроэнергетическая система;

- длительно допустимое значение токовой нагрузки;

- аварийно допустимое значение токовой нагрузки;

- значение расчетной токовой нагрузки;

- номинальный ток;

- номинальное напряжение;

- номинальная мощность.

1. Существующее состояние электрогенерирующего и электросетевого комплекса 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. . На начало 2019 года 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 01.01.2020 составляет 1537,7 тыс. человек. В последние годы для Тюменской области характерно увеличение численности населения.

Климат региона континентальный. Средняя температура воздуха в г. Тюмень в январе составляет минус 18 - 20°С, в июле - плюс 19 - 20°С.

Самым продолжительным климатическим периодом является зимний, который составляет в среднем от 161 дня на юге до 179 дней на севере. Снежный покров устанавливается в период со второй декады октября до второй декады ноября. Его высота в среднем по области может составлять до 60 см. Весенний период обычно начинается с первой декады апреля и продолжается до 13 - 26 мая (35 - 45 дней), снежный покров сходит в течение всего апреля в зависимости от района. Летний период является вторым по продолжительности после зимнего, составляет 110 - 128 дней и заканчивается, как правило, во второй декаде сентября. Средняя температура летнего периода лежит в диапазоне плюс 15 - 17°С.

К наиболее крупным городам Тюменской области с численностью населения более 50 тыс. человек относятся г. Тюмень (788,7 тыс. человек), г. Тобольск (102,2 тыс. человек), г. Ишим (64,7 тыс. человек), по данным Росстата на 01.01.2019.

Выгодное географическое положение, благоприятные природно-климатические условия, наличие запасов полезных ископаемых, земельных, лесных, водных ресурсов, развитость инженерной, телекоммуникационной и транспортной инфраструктуры создают хорошую базу для долгосрочного инвестирования и успешного ведения бизнеса.

Современное социально-экономическое положение Тюменской области характеризуется заметными тенденциями роста производства ведущих отраслей экономики и положительными сдвигами в социальной сфере. В последние годы темпы роста экономики Тюменской области превышали среднероссийские показатели. За десять лет (2018 год к уровню 2008 года) ВРП области в сопоставимых ценах увеличился в 1,37 раза (в среднем по России ВРП за аналогичный период увеличился в 1,14 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 2019 году составила 68,0%, организаций добычи полезных ископаемых - 25,0%, обеспечения электрической энергией, газом и паром; кондиционирования воздуха - 5,7%, водоснабжения; водоотведения, организации сбора и утилизации отходов, деятельности по ликвидации загрязнений - 1,3%. 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 01.01.2020 составила 32,5%. Среднегодовая численность занятых в сельском и лесном хозяйстве, охоте, рыболовстве и рыбоводстве в общей численности занятых за 2018 год составила 6,0%. Площадь земель сельскохозяйственного назначения в земельном фонде Тюменской области составляет порядка 2,9 млн га или около 20% от общей площади земель.

Основные отрасли сельского хозяйства: производство зерна, мясомолочное скотоводство, свиноводство, птицеводство, картофелеводство.

1.2. Характеристика состояния энергосистемы Тюменской области

Энергосистема Тюменской области входит в состав объединенной энергосистемы (ОЭС) Урала и имеет электрические связи класса напряжения 500 кВ и ниже с энергосистемами Свердловской, Курганской и Омской областей, энергосистемой ХМАО - Югры, а также 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, 2019 года

1. Тюменский энергорайон

Тюменский энергорайон (рисунок 3) охватывает территорию двух муниципальных образований области: городской округ Тюмень и Тюменский муниципальный район.

Основными центрами электроснабжения Тюменского энергорайона являются: ПС 500 кВ Тюмень, ПС 220 кВ Ожогино, ПС 220 кВ ТММЗ, ПС 220 кВ Губернская, Тюменская ТЭЦ-1, Тюменская ТЭЦ-2, ОАО "Газтурбосервис" ГТЭС (Бокс N 4), ГТЭС Моторостроители (Бокс N 6) ПАО "Тюменские моторостроители".

Рисунок 3

Карта-схема Тюменского энергорайона энергосистемы Тюменской области

2. Тобольский энергорайон

Тобольский энергорайон (рисунок 4) охватывает территорию четырех муниципальных образований области: городской округ город Тобольск, Тобольский, Уватский, Вагайский муниципальные районы.

Основными центрами электроснабжения Тобольского энергорайона являются: ПС 500 кВ Иртыш, ПС 500 кВ Демьянская, ПС 500 кВ ЗапСиб, ПС 500 кВ Нелым, ПС 500 кВ Тобол, ПС 220 кВ Снежная, ПС 220 кВ Болчары, ПС 220 кВ Лянтинская, ПС 220 кВ Пихтовая, ПС 220 кВ Протозановская, ПС 220 кВ Чеснок и Тобольская ТЭЦ (производство электропарогенерации ООО "СИБУР Тобольск"). В Тобольском энергорайоне имеется электростанция ПАО "Сургутнефтегаз" - ГТЭС Южно-Нюрымского м.р.

Рисунок 4

Карта-схема Тобольского энергорайона энергосистемы Тюменской области

3. Ишимский энергорайон

Ишимский энергорайон (рисунок 5) охватывает территорию десяти муниципальных образований юга области: городской округ город Ишим, Абатский, Аромашевский, Бердюжский, Викуловский, Ишимский, Казанский, Сладковский, Сорокинский муниципальные районы, Голышмановский городской округ. Основными центрами электроснабжения Ишимского энергорайона являются ПС 500 кВ Витязь, ПС 220 кВ Ишим и ПС 220 кВ Голышманово.

Рисунок 5

Карта-схема Ишимского энергорайона энергосистемы Тюменской области

4. Южный энергорайон

Южный энергорайон (рисунок 6) охватывает территорию десяти муниципальных образований области: Заводоуковский городской округ, городской округ город Ялуторовск, Армизонский, Омутинский, Упоровский, Юргинский, Ялуторовский, Нижнетавдинский, Ярковский и Исетский муниципальные районы.

Основными центрами электроснабжения Южного энергорайона являются ПС 500 кВ Беркут, ПС 220 кВ Заводоуковск, ПС 220 кВ Княжево.

Рисунок 6

Карта-схема Южного энергорайона энергосистемы Тюменской области

В таблице 1 представлены контролируемые сечения и их состав.

Таблица 1

Контролируемые сечения в энергосистеме Тюменской области

Контролируемое сечение	Состав электросетевого оборудования
Сечение 35	ВЛ 500 кВ Курган - Беркут
	ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС - Тюмень-1
	ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС - Тюмень-2
ОЭС Урала - Энергосистема Тюменской области (37)	ВЛ 500 кВ Иртыш - Беркут
	ВЛ 500 кВ Луговая - Тюмень
	ВЛ 500 кВ Тобол - Тюмень
Баланс ТюЭР, ЮЭР, ИЭР	1,2АТГ ПС 500 кВ Тюмень
	ВЛ 110 кВ Верховино - Кармак (нормальное состояние транзита разомкнут)
	ВЛ 110 кВ Гужевое - Кармак (нормальное состояние транзита разомкнут)
	ВЛ 110 кВ Двинка - Красная Слобода (нормальное состояние транзита разомкнут)
	ВЛ 110 кВ Красная Слобода - Краснополянск с заходом на ПС Баженово (нормальное состояние транзита разомкнут)
	ВЛ 110 кВ Кротово - Татарка с отпайками
	ВЛ 110 кВ Ница - Туринск (нормальное состояние транзита разомкнут)
	ВЛ 110 кВ Сотник - МДФ
	ВЛ 110 кВ Сотник - Тавда N 2 с отпайками
	ВЛ 110 кВ Тобольская - Кутарбитка с отпайками

Усредненный график потребления мощности энергосистемы Тюменской области приведен на рисунке 7. Как видно из рисунка, отношение летнего максимума энергосистемы Тюменской области к зимнему приблизительно равно 0,60. Отношение зимнего минимума к зимнему максимуму приблизительно равно 0,83. Отношение летнего минимума к летнему максимуму приблизительно равно 0,75.

Разница между зимним и летним максимумами и минимумами потребления объясняется значительной долей потребления электроэнергии населением в структуре потребления мощности энергосистемы Тюменской области. Равномерность летнего графика нагрузки обусловлена продолжительным световым днем в летний период.

Рисунок 7

Усредненный график потребления мощности энергосистемы Тюменской области

Ниже представлен список крупнейших предприятий и организаций, составляющих основу энергосистемы Тюменской области. К генерирующим компаниям относятся:

- ПАО "Фортум" - российское подразделение финской энергетической корпорации Fortum Corporation, один из ведущих производителей и поставщиков тепловой и электрической энергии на Урале и в Западной Сибири - Тюменские ТЭЦ-1,2;

- ООО "Сибур Тобольск" - 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";

- ООО "СИБУР Тобольск";

- 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 2015 - 2019 гг. на территории Тюменской области.

Таблица 2

Динамика потребления электроэнергии на территории Тюменской области в 2015 - 2019 гг.

Наименование показателя	2015	2016	2017	2018	2019
Электропотребление (млн кВтч)	11 248,1	11 697,9	13 073,7	13 647,5	14 501,6
Среднегодовые темпы прироста электропотребления (%)	-4,7	+4,0	+11,8	+4,4	+6,3

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 2015 - 2019 гг.

Потребитель		Год
		2015	2016	2017	2018	2019
ООО "Газпром трансгаз Сургут"	, млн кВтч	1 509,6	1 658,4	1 132,3	1 010,1	1234,9
	, МВт	209,6	248,7	201,8	187,9	142,9
ООО "Тобольск-Нефтехим"	, млн кВтч	479,8	489,8	-	-	-
	, МВт	59,5	63,0	-	-	-
ООО "Тобольск-Полимер"	, млн кВтч	257,0	237,9	-	-	-
	, МВт	30,6	34,2	-	-	-
ООО "СИБУР Тобольск" *(1)	, млн кВтч	-	-	781,3	743,6 *(2)	768,2
	, МВт	-	-	89,2 *(3)	99,8 *(2)	99,0
АО "Антипинский НПЗ"	, млн кВтч	77,0	218,8	312,0	346,6	306,1
	, МВт	8,8	38,4	43,2	44,7	51,97
Филиал ООО "УГМК-Сталь" в г. Тюмени - "МЗ "Электросталь Тюмени"	, млн кВтч	310,3	298,0	360,8	377,5	371,7
	, МВт	71,9	67,2	61,1	64,0	63,8
ООО "РН-Уватнефтегаз"	, млн кВтч	135,5	132,1	112,7	108,3	407
	, МВт	16,8	17,2	16,3	14,1	80,3
Филиал ОАО "РЖД" "Свердловская железная дорога"	, млн кВтч	477,6	467,3	488,1	485,7 *(4)	477,6
	, МВт	65,2	64,2	66,9	66,3 *(4)	65,0
АО "Транснефть - Сибирь"	, млн кВтч	1 392,7	1 296,7	1 194,0	1 208,4	1025,9
	, МВт	166,5	162,0	159,5	152,0	136,5
ООО "ЗапСибНефтехим"	, млн кВтч	1,6	21,1	75,5	158,8	599,34
	, МВт	1,3	9,9	27,7	52,1	69,9

*(1) С 2016 года ООО "Тобольск-Нефтехим" и ООО "Тобольск-Полимер" реорганизованы в ООО "СИБУР Тобольск"

*(2) корректировка данных и за 2018 год по объединенному ГТП (полимеры и мономеры). Ранее данные учитывали в том числе потребление производством электротеплопарогенерации (Тобольская ТЭЦ).

*(3) корректировка данных 2017 c учетом потребления ГТП производства полимеров (ранее данные учитывали ГТП производства мономеров).

*(4) корректировка данных и за 2018 год в соответствии с ведомственной отчетностью

1.5. Динамика изменения максимума нагрузки за пятилетний период

Сводные данные по динамике изменения максимума нагрузки энергосистемы Тюменской области приведены в таблице 4. Представлены фактические данные по территории Тюменской области, на час прохождения максимума нагрузки энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов в 2015 - 2019 гг.

Таблица 4

Динамика изменения максимума нагрузки энергосистемы Тюменской области за период 2015 - 2019 гг.

Наименование	Год
	2015	2016	2017	2018	2019
Максимум нагрузки, МВт	1 905,0	1 890,0	1 912,0	2 057,0	1 979,0
Среднегодовые темпы прироста максимума нагрузки (%)	-2,4	-0,8	+1,2	+7,6	-3,8

За последние пять лет максимум нагрузки энергосистемы Тюменской области увеличился на 3,9%. При этом снижение максимума нагрузки в 2016 г. и 2019 г. может быть объяснено благоприятными климатическими условиями прохождения максимума нагрузки.

1.6. Структура установленной мощности на территории Тюменской области

В состав энергосистемы Тюменской области входит три основных источника электроэнергии - Тюменская ТЭЦ-1, Тюменская ТЭЦ-2, принадлежащие ПАО "Фортум" (66,9% от суммарной установленной мощности электростанций Тюменской области), Тобольская ТЭЦ (производство электропарогенерации ООО "СИБУР Тобольск") (31,0% от суммарной установленной мощности электростанций Тюменской области), ОАО "Газтурбосервис" ГТЭС и ГТЭС Моторостроители, принадлежащие ПАО "Тюменские моторостроители" и ГТЭС Южно-Нюрымского м/р ПАО "Сургутнефтегаз" (2,1% от суммарной установленной мощности электростанций Тюменской области).

Суммарная установленная мощность электростанций энергосистемы Тюменской области по состоянию на 01.01.2020 составляет 2 146,9 МВт. Сводные данные по установленной мощности электростанций и типам генерирующих установок приведены в таблице 5.

Таблица 5

Состав существующих электростанций по состоянию на 01.01.2020

Наименование электростанции	Сведения о блоках/ агрегатах	Тип выработки	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	2004	60,0
	Т-130/160-12,8 ст. N 1		2004	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 (производство электропарогенерации ООО "СИБУР Тобольск")	Всего по электростанции			665,3
	ПТ-135/165-130 ст. N 1	ПСУ	1983	135,0
	Т-175/210-130 ст. N 2	ПСУ	1983	175,0
	ПТ-140/165-130/15-2 ст. N 4	ПСУ	1985	142,0
	Р-100-130/15 ст. N 3	ПСУ	2011	103,6
	К-110-1,6 ст. N 5	ПСУ	2011	109,7
ОАО "Газтурбосервис" ГТЭС (ПАО "Тюменские моторостроители")	Т-12-2РЭУЗ *(1)	ГТУ	2002	12,0
ГТЭС Моторостроители (ПАО "Тюменские моторостроители")	Т-32-2РВ3-ГВ *(2)	ГТУ	2016	24,9
ГТЭС Южно-Нюрымского м/р (ПАО "Сургутнефтегаз")	ГТУ-4П	ГТУ	2017	4,0
	ГТУ-4П	ГТУ	2017	4,0
Итого				2 146,9 (100%)
в т.ч. ПСУ				1 702,3 (79,3%)
ПГУ				399,7 (18,6%)
ГТУ				44,9 (2,1%)

*(1) Маркировка генератора

*(2) Маркировка генератора

В таблице 6 приведены данные о вводе, реконструкции и демонтаже электрического 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 2015 - 2019 гг.

Электростанция	Год	Тип работ	Станционный номер	Тип оборудования	Установленная мощность, МВт
Тюменская ТЭЦ-1	2015	Перемаркировка	6	Т-100-130	72,0
Тюменская ТЭЦ-1	2015	Перемаркировка	2	ПГУ	209,7
ГТЭС Моторостроители (ПАО "Тюменские моторостроители")	2016	Ввод	1	ГТУ	24,9
ГТЭС Южно-Нюрымского м/р (ПАО "Сургутнефтегаз")	2017	Ввод	1, 2	ГТУ	2х4,0
Тюменская ТЭЦ-1	2018	Перемаркировка	6	Т-100-130	94,0

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 2015 - 2020 гг (I квартал 2020 г.)

Год ввода	Наименование объекта	Установленная мощность, МВА (Мвар, км)
2015	Реконструкция ПС 500 кВ Тюмень	250 МВА 540 Мвар 0,31 км
2015	Расширение ОРУ-110 кВ Тюменской ТЭЦ-2 на две линейные ячейки для включения в транзитный режим двухцепной КВЛ 110 кВ Тюменская ТЭЦ-2 - Ожогино I, II цепь с отпайкой на ПС 110 кВ Широтная
2015	ПС 110 кВ Южно-Нюрымская (Присоединение отпайками от ВЛ 110 кВ Демьянская - КС-7 и ВЛ 110 кВ Демьянская - Кедровая)	2х16 МВА (2х20 км)
2015	Реконструкция ПС 110 кВ Чикча	2х10 МВА
2016	Реконструкция ПС 110 кВ Молчаново	2х6,3 МВА
2016	Реконструкция ПС 110 кВ Горьковка	2х16 МВА
2016	ПС 220 кВ Губернская (Присоединение отпайками от ВЛ 220 кВ Тюменская ТЭЦ-2 - ТММЗ I, II цепь)	2х63 МВА 1,78 км
2016	Реконструкция ПС 110 кВ Затон	1х10 МВА 1х6,3 МВА
2016	Перевод блока N 1 Тюменской ТЭЦ-2 на шины 110 кВ. Включение АТ связи 220/110 кВ Тюменской ТЭЦ-2
2016	ПС 110 кВ Запсиб-2 (Присоединение отпайками от ответвлений на ПС 110 кВ КОС)	2х25 МВА (2х6,0 км)
2017	Реконструкция ПС 110 кВ Кулаково	2х16 МВА
2017	Реконструкция ПС 110 кВ Мурманская	2х40 МВА
2017	Реконструкция ПС 110 кВ Велижаны	2х16 МВА
2017	Реконструкция ПС 110 кВ Чермет	2х16 МВА
2017	Реконструкция ПС 110 кВ Мичурино	2х16 МВА
2017	Реконструкция ПС 110 кВ Ульяновская	2х10 МВА
2017	Реконструкция ПС 110 кВ Омутинка	2х25 МВА
	Строительство ПП 500 кВ Тобол с заходами ВЛ 500 кВ, в т.ч.	360 Мвар (60 Мвар резерв), 3х0,63 МВА, 0,25 МВА
2017 2018	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	6,68 км 6,73 км 3х60 Мвар
	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	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

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 2019 г. 76% выработки электроэнергии приходится на электростанции, принадлежащие ПАО "Фортум", 23,2% - на Тобольскую ТЭЦ (производство электропарогенерации ООО "СИБУР Тобольск"). Оставшаяся часть электроэнергии (0,8%) вырабатывается электростанциями, принадлежащими ПАО "Тюменские моторостроители" и ПАО "Сургутнефтегаз".

1.8. Оценка плановых значений показателей уровня надежности и качества оказываемых услуг в отношении территориальных сетевых организаций Тюменской области

В таблице 8 приведены плановые значения показателей уровня надежности и качества оказываемых услуг территориальных сетевых организаций Тюменской области на период 2020 - 2022 гг.

Уровень надежности оказываемых услуг определяется средней продолжительностью прекращения передачи электрической энергии потребителям услуг сетевой организации и средней частотой прекращения передачи электрической энергии потребителям услуг сетевой организации в течение расчетного периода регулирования. Уровень качества оказываемых услуг определяется показателем уровня качества осуществляемого технологического присоединения к сети. Показатели определяются согласно "Методическим указаниям по расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и территориальных сетевых организаций" утвержденных приказом Минэнерго России от 29.11.2016 N 1256.

Таблица 8

Оценка плановых значений показателей уровня надежности и качества оказываемых услуг территориальных сетевых организаций Тюменской области на период 2020 - 2022 гг.

N	Показатель	2020	2021	2022
1.	АО "Россети Тюмень"
1.1.	Показатель средней продолжительности прекращения электрической энергии	0,4424	0,4358	0,4292
1.2.	Показатель средней частоты прекращения передачи электрической энергии	0,1999	0,1969	0,1940
1.3.	Показатель уровня качества осуществляемого технологического присоединения к сети	1,0006	1,0000	1,0000
2.	АО "Сибирско-Уральская энергетическая компания"
2.1.	Показатель средней продолжительности прекращения электрической энергии	0,8983	0,8849	0,8716
2.2.	Показатель средней частоты прекращения передачи электрической энергии	0,4969	0,4895	0,4822
2.3.	Показатель уровня качества осуществляемого технологического присоединения к сети	1,0000	1,0000	1,0000
3.	ПАО "ФСК ЕЭС"
3.1.	Показатель уровня надежности реализуемых товаров и услуг	0,03340	-	-
3.2.	Показатель уровня качества оказываемых услуг	1,14889	-	-

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 2015 - 2019 гг.

Таблица 9

Баланс мощности на час прохождения максимума нагрузки энергосистемы Тюменской области в 2015 - 2019 гг., МВт

Наименование показателя	2015	2016	2017	2018	2019
Суммарное покрытие	1 736,2	1 546,5	1 652,0	1 460,9	1 814,3
в том числе:
Тюменская ТЭЦ-1	486,9	555,2	643,0	556,4	659,5
Тюменская ТЭЦ-2	586,3	538,5	557,0	578,0	710,6
Тобольская ТЭЦ (производство электропарогенерации ООО "СИБУР Тобольск")	663,0	452,8	452,0	321,8	439,9
ОАО "Газтурбосервис" ГТЭС (ПАО "Тюменские моторостроители")	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
ГТЭС Моторостроители (ПАО "Тюменские моторостроители")	-	0,0	0,0	0,0	0,0
ГТЭС Южно-Нюрымского м.р. (ПАО "Сургутнефтегаз")	-	-	0,0	4,7	4,2
Потребление	1 905,0	1 890,0	1 912,0	2 057,0	1 979,0
Сальдо перетоков ("-" - избыток, "+" - дефицит)	+168,8	+343,5	+260,0	+596,1	+164,7

Таблица 10

Баланс электроэнергии за период 2015 - 2019 гг., млн кВт ч

Наименование показателя	2015	2016	2017	2018	2019
Суммарная выработка	10 154,6	9 270,9	10 130,9	10 901,2	11 524,0
ТЭС	10 116,8	9 227,1	10 083,9	10 827,1	11 434,0
Тюменская ТЭЦ-1	3 603,1	3 450,3	3 534,5	3 920,9	3567,1
Тюменская ТЭЦ-2	3 994,7	3 538,8	4 176,7	4 424,5	5189,1
Тобольская ТЭЦ (производство электропарогенерации ООО "СИБУР Тобольск")	2 519,0	2 238,0	2 372,7	2 481,8	2 678,0
ОАО "Газтурбосервис" ГТЭС (ПАО "Тюменские моторостроители")	37,8	42,8	40,0	33,0	26,5
ГТЭС Моторостроители (ПАО "Тюменские моторостроители")	-	1,0	4,7	5,3	4,1
ГТЭС Южно-Нюрымского м.р. (ПАО "Сургутнефтегаз")	-	-	2,3	35,6	59,3
Потребление	11 248,1	11 698,0	13 073,7	13 647,5	14 501,6
Сальдо перетоков ("-" - избыток, "+" - дефицит)	+1 093,5	+2 427,1	+2 942,8	+2 746,3	+2 977,5

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 01.01.2020 представлены в таблице 11.

Таблица 11

Сводные данные по существующим ПС 110 кВ и выше в энергосистеме Тюменской области

Наименование показателя	Количество ПС (ПП), шт.	Количество Т/АТ *(1), шт.	Мощность ПС, МВА
По номинальному напряжению
500 кВ	7	21	3 005,0
220 кВ	7	23	2 179,0
110 кВ	241	452	7 745,0
По эксплуатирующим организациям
ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала	13	57	5 214,8
АО "Россети Тюмень"	180	316	5 122,60
АО "СУЭНКО"	5	10	179,6
Промышленные предприятия	57	113	2 442,0
Всего	255	496	12 959

*(1) Суммарное количество Т/АТ приведено с учетом резервных Т/АТ

Сводные данные по количеству и протяженности ЛЭП 110 кВ и выше энергосистемы Тюменской области приведены в таблице 12.

Таблица 12

Сводные данные о количестве и протяженности ЛЭП 110 кВ и выше энергосистемы Тюменской области

Наименование показателя	Кол-во ЛЭП, шт.	Длина, км
По номинальному напряжению
500 кВ (в том числе ЛЭП 220 кВ в габаритах 500 кВ)	24	2 392,565
220 кВ	36	1 832,324
110 кВ	207	4 973,536
По эксплуатирующим организациям
ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала	62	4225,9
АО "Россети Тюмень"	201	4 958,166
АО "СУЭНКО"	4	14,35
Всего	267	9 198,416

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	ином, кВ	Реактивная мощность, Мвар
	Р-500-Тобол	500	3*60
ПС 500 кВ Демьянская	Р-500-Нелым	500	3*60
	Р-110	110	3*33
	Р-500 Пыть-Ях	500	3*60
ПС 500 кВ Нелым	Р-500 Тобол	500	3*60
	УШР-500 Магистральная	500	3*60
ПС 500 кВ Беркут	Р-500 Иртыш	500	4*60
ПС 500 кВ Иртыш	Р-500 Тобол	500	3*60
	2УШР-500	500	3*60
	Р-500 Беркут	500	3*60
ПС 500 кВ Тюмень	2Р-500	500	3*60
	Р-500 Луговая	500	3*60
	Р-500	500	1*60
ПС 500 кВ Витязь	Р-500 Курган	500	3*60
	Р-500 Иртыш	500	3*60
	Р-500 Тюмень	500	3*60
ПС 500 кВ Тобол	Р-500 Запсиб-1	500	3*60
	Р-500 (резерв)	500	1*60
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 01.01.2020 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
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 (С-136)
	ВЛ 110 кВ Майка - Мангут-Т с отпайками (С-135)
Энергосистема ХМАО - Югры (ОЭС Урала)	ВЛ 500 кВ Тюмень - Луговая
	ВЛ 500 кВ Нелым - Магистральная
	ВЛ 500 кВ Демьянская - Луговая
	ВЛ 500 кВ Демьянская - Пыть-Ях
	ВЛ 500 кВ Нелым - Пыть-Ях
	ВЛ 220 кВ Демьянская - Болчары
	ВЛ 220 кВ Демьянская - Чеснок
	ВЛ 110 кВ Снежная - Фоминская I цепь с отпайками
	ВЛ 110 кВ Снежная - Фоминская II цепь с отпайками
	ВЛ 110 кВ Снежная - КС-6 с отпайкой на ПС Муген
	ВЛ 110 кВ Снежная - Западно-Салымская II цепь с отпайкой на ПС Эвихон
	ВЛ 110 кВ Снежная - Западно-Салымская I цепь с отпайкой на ПС Эвихон

Рисунок 8

Блок-схема электрических связей энергосистемы Тюменской области с внешними энергосистемами

Для исключения перегрузки ЛЭП нормально разомкнуты следующие транзиты:

- транзит 110 кВ Ожогино - Кармак - Маян, соединяющие энергосистему Тюменской области и Свердловскую энергосистему. Деление произведено на ПС 110 кВ Кармак и на ПС 110 кВ Зарница;

- транзит 110 кВ Ишим - Петропавловская ТЭЦ-2 в габаритах 220 кВ, соединяющий энергосистемы Тюменской области и Республики Казахстан. Деление произведено на ВЛ 110 кВ Ишим - Петропавловская ТЭЦ-2 (связь разорвана на опоре 268);

- транзит 110 кВ Ишим - Казанка - Петропавловская ТЭЦ-2, соединяющий энергосистемы Тюменской области и Республики Казахстан. Деление произведено на ВЛ 110 кВ Петропавловская ТЭЦ-2 - Казанка (связь разорвана на опоре 228);

- транзит 110 кВ Каргалы - Усть-Ишим - Тевриз - Бекшеево - Шухово, соединяющий энергосистему Тюменской области и Омскую энергосистему. Деление произведено на ПС 110 кВ Усть-Ишим;

- транзит 110 кВ Майка - Новоандреевская - Разъезд 2529 - Называевская, соединяющий энергосистему Тюменской области и Омскую энергосистему. Деление произведено на ПС 110 кВ Новоандреевская;

- транзит 110 кВ Майка - Мангут-т - Разъезд 2546 - Называевская, соединяющий энергосистему Тюменской области и Омскую энергосистему. Деление произведено на ПС 110 кВ Майка.

1.12. Анализ отчетных режимов зимних и летних нагрузок сети 110 кВ и выше

Расчеты проведены для режимов зимних максимальных нагрузок, зимних минимальных нагрузок, летних максимальных нагрузок, летних минимальных нагрузок.

Нормативные возмущения определены согласно методическим указаниям по устойчивости энергосистем, утвержденным приказом Минэнерго России от 03.08.2018 N 630 *(1).

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 расчеты 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 в Тюменском, Тобольском, Ишимском и Южном энергорайонах, за исключением следующей схемно-режимной ситуации.

В Южном энергорайоне на ПС 110 кВ Нижняя Тавда возможно недопустимое снижения напряжения.

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.

При аварийном отключении ВЛ 110 кВ Велижаны - Нижняя Тавда происходит полное погашение потребителей, записанных 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 расчетам электроэнергетических режимов, в случае аварийного отключения ВЛ 110 кВ Велижаны - Нижняя Тавда в режиме зимнего максимума нагрузок, при включении со стороны ПС 110 кВ Нижняя Тавда ВЛ 35 кВ Велижаны - Нижняя Тавда с отпайкой на ПС Черепаново выявлено недопустимое снижение напряжения в сети 35, 10 кВ энергорайона ПС 110 кВ Нижняя Тавда (рисунок 9). Для ввода параметров электроэнергетического режима в область допустимых значений необходим ввод ГВО в объёме 6 МВт на время ремонта ВЛ 110 кВ Велижаны - Нижняя Тавда.

Для исключения ввода ГВО рассмотрено несколько вариантов развития сети 35-110 кВ Нижнетавдинского района:

- Вариант 1: Строительство ВЛ 110 кВ Торгили - Нижняя Тавда протяженностью 50 км;

- Вариант 2: Строительство ВЛ 35 кВ Велижаны - Черепаново, протяженностью 23 км;

- Вариант 3: Установка источников реактивной мощности на шинах 35 кВ ПС 110 кВ Нижняя Тавда.

Ориентировочные капитальные затраты на реализацию рассматриваемых вариантов составят:

- Строительство ВЛ 110 кВ Торгили - Нижняя Тавда - 461,44 млн. руб;

- Строительство ВЛ 35 кВ Велижаны - Черепаново - 215,16 млн. руб;

- Установка источников реактивной мощности на шинах 35 кВ ПС 110 кВ Нижняя Тавда - 89,08 млн. руб.

Учитывая, что капитальные затраты на реализацию Варианта 1 и 2 значительно превышают капитальные затраты на реализацию Варианта 3, то рекомендуется к выполнению мероприятие по установке источников реактивной мощности на шинах 35 кВ ПС 110 кВ Нижняя Тавда.

На основании расчетов электрических режимов определена мощность предлагаемых к установке источников реактивной мощности. С учетом обеспечения уровня напряжения в пределах допустимых значений рекомендуется установка источников реактивной мощности на РУ 35 кВ ПС 110 кВ Нижняя Тавда с функцией регулирования напряжения установленной мощностью не менее 10 МВАр. Окончательную мощность и тип источников реактивной мощности необходимо определить при проектировании.

Рисунок 9

Период зимних максимальных нагрузок 2018 года. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Велижаны - Нижняя Тавда. Включение в работу ВЛ 35 кВ Велижаны - Нижняя Тавда с отпайкой на ПС Черепаново. Недопустимое снижение напряжения на шинах 35 кВ ПС 110 кВ Нижняя Тавда

2. Прогноз развития электрогенерирующего и электросетевого комплекса Тюменской области на 2021 - 2025 годы 110 кВ и выше

2.1. Цели и задачи развития электроэнергетики Тюменской области

Основной целью развития электроэнергетики Тюменской области является обеспечение заданных энергетических условий развития экономики области посредством стабилизации и поддержания высоких темпов роста её энергоэффективности, а также обеспечения повышенного уровня энергобезопасности хозяйственного комплекса области и социальной сферы.

Для достижения поставленной цели "Стратегия социально-экономического развития Тюменской области до 2030 года" определяет для отрасли электроэнергетики следующие направления развития:

- надежное и качественное электроснабжение потребителей на территории Тюменской области;

- развитие систем электроснабжения в муниципальных образованиях Тюменской области.

К мероприятиям, направленным на развитие электроснабжения и повышение качества поставляемых услуг, относятся:

- ввод в эксплуатацию новых энергетических мощностей на генерирующих станциях Тюменской области, развитие малой энергетики для энергоснабжения нефтегазового комплекса;

- реконструкция и техническое перевооружение основных фондов электростанций;

- строительство и реконструкция распределительных подстанций, линий электропередачи с применением современного оборудования;

- внедрение современных интеллектуальных устройств автоматики, реконструкция средств диспетчерско-технологического управления на основе цифровых технологий;

- разработка и реализация комплекса мер по энергосбережению и снижению энергоемкости продукции.

2.2. Прогноз динамики отпуска электроэнергии из распределительных сетей. Перечень основных перспективных потребителей

2.2.1. Прогноз динамики отпуска электроэнергии из распределительных сетей

В таблице 15 приведена информация по динамике отпуска электроэнергии из распределительных сетей АО "Россети Тюмень" в 2019 году (факт) и на период 2020 - 2025 годов (план).

Таблица 15

Отпуск электроэнергии из распределительных сетей АО "Россети Тюмень" в 2019 году (факт) и на период 2020 - 2025 гг. (план), млн кВтч

N	Наименование ЭС	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2025
1	Тюменские электрические сети	8 538,0	8 770,0	8 510,0	8 510,0	8 510,0	8 510,0	8 510,0

2.2.2. Перечень основных перспективных потребителей

2.2.2.1. Базовый вариант развития

В энергосистеме Тюменской области в рассматриваемый период 2020 - 2025 годов в рамках реализации заключенных договоров на технологическое присоединение планируется ввод новых производственных мощностей следующих крупных потребителей:

- ООО "СИБИНТЭК", Вареягское месторождение нефти Пограничного лицензионного участка по адресу: Вареягское месторождение нефти в районе КП-2 с координатами 59°48'50.7"N 70°9'10.5"E. Максимальная мощность согласно техническим условиям на технологическое присоединение составляет 8,0 МВт. Присоединение вновь сооружаемой ПС 110/35/10 кВ запланировано осуществить ответвлением от ВЛ 110 кВ Снежная - КС-7.

- Индустриальный парк в районе п. Богандинский Тюменского муниципального района. Максимальная мощность энергопринимающих устройств данного комплекса составляет 25,3 МВт в соответствии с техническим условиями на технологическое присоединение. Электроснабжение индустриального парка планируется от ПС 110 кВ ЖБИ (замена трансформаторов 2х10 МВА на 2х25 МВА).

- ООО "Тюменский Лесопромышленный Комплекс". В рамках реализации технических условий на технологическое присоединение энергопринимающих устройств планируется строительство ПС 110 кВ Осинник с отпайками от ВЛ 110 кВ Горная-Юровская и от ВЛ 110 кВ Демьянская-Горная-2.

- ООО "Руском" планирует осуществить строительство комплекса по выращиванию и переработке индейки, общая мощность присоединяемых объектов согласно техническим условиям на технологическое присоединение составляет 13,97 МВт.

- ООО "ЗапСибНефтехим" осуществляет строительство аэропорта вблизи г. Тобольска, присоединяемая мощность согласно техническим условиям на технологическое присоединение составляет 4,1 МВт.

Учитывая перспективное развитие Тюменской области, связанное со строительством новых жилых микрорайонов с объектами социального и культурно-просветительского характера, значительная часть планируемых к вводу потребителей в период 2020 - 2025 годов приходится на коммунально-бытовой сектор. В частности, значительный прирост потребляемой мощности, согласно договорам на технологическое присоединение, приходится на энергопринимающие устройства, планируемые к вводу на территории г. Тюмень. В том числе заявителями (инвесторами) для вновь присоединяемой мощности являются следующие организации:

- АО "СУЭНКО";

- ООО "Агентство Интеллект - Сервис";

- ОАО "Тюменская домостроительная компания";

- ОАО "Запсибгазпром" (жилые дома с объектами инфраструктуры);

- ООО "СИБИНТЭК".

2.3. Характеристика перспективных балансов электрической энергии и мощности

В таблицах 17 и 18 представлены перспективные балансы электроэнергии и мощности энергосистемы Тюменской области на период 2020 - 2025 гг. (базовый вариант).

Таблица 17

Перспективный баланс электроэнергии по территории Тюменской области на период 2020 - 2025 гг., млн кВтч

Показатель	2020	2021	2022	2023	2024	2025
Энергосистема Тюменской области, ХМАО - Югры, ЯНАО
Электропотребление	94 770,0	96 968,0	99 467,0	101 769,0	103 462,0	104 158,0
Суммарная выработка электростанций	101 380,0	102 956,0	104 805,0	105 868,0	107 301,0	107 857,0
Сальдо перетоков электрической энергии*	-6 610	-5 988	-5 338	-4 099	-3 839	-3 699
Энергосистема Тюменской области
Электропотребление	15 080,0	16 095,0	17 025,0	17 640,0	18 160,0	18 500
Суммарная выработка электростанций	12 599	12 599	12 599	12 108,8	12 269,7	12 383,2
в том числе по электростанциям:
Тюменская ТЭЦ-1	3 893,6	3 893,6	3 893,6	3 893,6	3 893,6	3 893,6
Тюменская ТЭЦ-2	5 189,1	5 189,1	5 189,1	5 189,1	5 189,1	5 189,1
Тобольская ТЭЦ (производство электропарогенерации ООО "СИБУР Тобольск")	3 440,3	3 440,3	3 440,3	2 950,1	3 111,0	3 224,5
ОАО "Газтурбосервис" ГТЭС (ПАО "Тюменские моторостроители")	24,0	24,0	24,0	24,0	24,0	24,0
ГТЭС Моторостроители (ПАО "Тюменские моторостроители")	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0	6,0
ГТЭС Южно-Нюрымского м.р. (ПАО "Сургутнефтегаз")	46,0	46,0	46,0	46,0	46,0	46,0
Сальдо перетоков ("+" - дефицит; "-" - избыток)	+2 481	+3 496	+4 426	+5 531,2	+5 890,3	+6 116,8

Таблица 18

Перспективный баланс мощности по территории Тюменской области на период 2020 - 2025 гг., МВт

Показатель	2020	2021	2022	2023	2024	2025
Энергосистема Тюменской области, ХМАО - Югры, ЯНАО
Суммарное потребление мощности	12 488,0	12 812,0	13 165,0	13 445,0	13 639,0	13 758,0
Покрытие (суммарная установленная мощность)	17 294,8	17 294,8	17 314,8	17 314,8	17 334,8	17 329,8
Энергосистема Тюменской области
Суммарное потребление мощности	2 100,0	2 250,0	2 390,0	2 470,0	2 545,0	2 600,0
Покрытие (суммарная установленная мощность)	2 146,9	2 146,9	2 146,9	2 146,9	2 146,9	2 146,9
в том числе по электростанциям:
Тюменская ТЭЦ-1	681,7	681,7	681,7	681,7	681,7	681,7
Тюменская ТЭЦ-2	755,0	755,0	755,0	755,0	755,0	755,0
Тобольская ТЭЦ (производство электропарогенерации ООО "СИБУР Тобольск")	665,3	665,3	665,3	665,3	665,3	665,3
ОАО "Газтурбосервис" ГТЭС (ПАО "Тюменские моторостроители")	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0
ГТЭС Моторостроители (ПАО "Тюменские моторостроители")	24,9	24,9	24,9	24,9	24,9	24,9
ГТЭС Южно-Нюрымского м.р. (ПАО "Сургутнефтегаз")	8	8	8	8	8	8
Сальдо перетоков ("+" - дефицит; "-" - избыток)	-46,9	+103,1	+243,1	+323,1	+398,1	+453,1

2.4. Прогноз электропотребления и максимума нагрузки по Тюменской области на пятилетний период

В данном разделе в таблицах 19 и 20 представлены прогнозы электропотребления и максимума нагрузки энергосистемы Тюменской области на период 2020 - 2025 годов (базовый вариант развития) энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов.

Данные о прогнозном электропотреблении крупных потребителей, составляющих не менее 1% потребления региона, на период до 2025 года приведены в таблице 21.

Таблица 19

Прогноз электропотребления по территории Тюменской области на период 2020 - 2025 гг.

Показатель	2020	2021	2022	2023	2024	2025
Электропотребление, млн кВтч	15 080,0	16 095,0	17 025,0	17 640,0	18 160,0	18 500
Среднегодовые темпы прироста электропотребления, %	+4,0	+6,7	+5,8	+3,6	+2,9	+1,9

Таблица 20

Прогноз максимума нагрузки по территории Тюменской области на период 2020 - 2025 гг.

Показатель	2020	2021	2022	2023	2024	2025
Максимум нагрузки, МВт	2 100,0	2 250,0	2 390,0	2 470,0	2 545,0	2 600,0
Среднегодовые темпы прироста максимума нагрузки, %	+6,1	+7,1	+6,2	+3,3	+3,0	+2,2

Таблица 21

Прогноз потребления электроэнергии и мощности крупными потребителями на территории Тюменской области на период до 2025 года, млн кВтч

Наименование потребителя		2020	2021	2022	2023	2024	2025
ООО "Газпром трансгаз Сургут"	, млн кВтч	1 234,9	1 234,9	1 234,9	1 234,9	1 234,9	1 234,9
	, МВт	142,9	142,9	142,9	142,9	142,9	142,9
ООО "ЗапСибНефтехим"	, млн кВтч	1 585	1 816	1 967	1 860	2 002	2 012
	, МВт	227	212	229	217	223	235
ООО "СИБУР Тобольск"	, млн кВтч	818,1	1 179,0	1 219,6	1 286,3	1 278,2	1 288,4
	, МВт	93,4	134,6	139,2	146,8	145,9	147,1
АО "Антипинский НПЗ"	, млн кВтч	373,3	373,3	373,3	373,3	373,3	373,3
	, МВт	52,3	52,3	52,3	52,3	52,3	52,3
Филиал ООО "УГМК-Сталь" в г. Тюмени - "МЗ "Электросталь Тюмени"	, млн кВтч	385,0	385,0	385,0	385,0	385,0	385,0
	, МВт	63,0	63,0	63,0	63,0	63,0	63,0
ООО "РН-Уватнефтегаз" (электроснабжение добывающих скважин и объектов инфраструктуры)	, млн кВтч	545,4	714,3	832,9	964,9	1 064,1	1 618,3
	, МВт	82,8	100,5	112,2	128,0	144,7	184,7
ООО "РН-Уватнефтегаз" (электроснабжение добывающих скважин и объектов инфраструктуры с буровыми установками)	, млн кВтч	594,6	774,1	904,6	1 041,8	1 149,5	1 786,4
	, МВт	90,4	109,4	122,9	138,9	156,5	203,9
Филиал ОАО "РЖД" "Свердловская железная дорога"	, млн кВтч	483,2	475,0	490,0	490,2	490,2	490,2
	, МВт	66,1	65,1	66,7	66,7	66,7	66,7
АО "Транснефть - Сибирь"	, млн кВтч	1 125,5	1 125,5	1 125,5	1 125,5	1 125,5	1 125,5
	, МВт	149,7	149,7	149,7	149,7	149,7	149,7

На рисунках 10 и 11 представлены график изменения установленной мощности электростанций и максимума нагрузки потребителей на территории энергосистемы Тюменской области в период 2015 - 2025 годов и график изменения выработки электростанциями и потребления электроэнергии по территории энергосистемы Тюменской области в период 2015 - 2025 годов соответственно.

Рисунок 10

Изменение установленной мощности электростанций и максимума нагрузки потребления по территории Тюменской области в период 2015 - 2025 годов

Рисунок 11

Изменение выработки электростанциями и потребления электроэнергии по территории Тюменской области в период 2015 - 2025 годов

2.5. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Тюменской области

В соответствии с СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 гг. ввод и вывод из эксплуатации генерирующих объектов и генерирующего оборудования

на территории Тюменской области с высокой вероятностью реализации в период 2020 - 2025 гг. не предусмотрен.

2.6. Анализ перспективных электроэнергетических режимов сети 110 кВ и выше на период 2020 - 2025 годов

В настоящем разделе приведены расчеты 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 2020 - 2025 годов.

Расчеты электроэнергетических режимов выполняются для зимних максимальных нагрузок, зимних минимальных нагрузок, летних минимальных нагрузок, летних максимальных нагрузок.

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 рабочего дня и зимних минимальных нагрузок рабочего дня - при температуре воздуха для наиболее холодной пятидневки с обеспеченностью 0,92 - минус 41°С;

режим зимних максимальных нагрузок рабочего дня и зимних минимальных нагрузок рабочего дня - при расчетной температуре воздуха согласно Приложению А ГОСТ Р 58670-2019 - 0°С;

режим летних максимальных нагрузок рабочего дня - при температуре наружного воздуха теплого периода с обеспеченностью 0,98 - плюс 30° С;

режим летних максимальных нагрузок рабочего дня и летних минимальных нагрузок выходного дня - при среднемесячной температуре наружного воздуха наиболее теплого летнего месяца - плюс 17° С.

Нормативные возмущения определены согласно методическим указаниям по устойчивости энергосистем, утвержденным приказом Минэнерго России от 03.08.2018 N 630 *(1).

Для обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима рассматривалось применение следующих схемно-режимных мероприятий:

- деление электрической сети, в том числе с переводом потребителей на электроснабжение в тупиковом режиме;

- перенос существующей точки раздела электрической сети с переводом электроснабжения потребителей (части потребителей) на другие энергоузлы (энергорайоны);

- замыкание нормально разомкнутых транзитов (точек деления электрической сети) при допустимости по условиям обеспечения функционирования устройств релейной защиты и автоматики, обеспечения соответствия отключающей способности выключателей токам короткого замыкания;

- изменение активной мощности генерирующего оборудования электростанций;

- изменение реактивной мощности генерирующего оборудования электростанций, в том числе с переводом генераторов в режим потребления реактивной мощности;

- включение/отключение и изменение реактивной мощности СКРМ;

- изменение коэффициентов трансформации (авто) трансформаторов;

- отключение в резерв ЛЭП:

- проведение ремонтов электросетевого и/или генерирующего оборудования в иные периоды

Помимо схемно-режимных мероприятий для ввода параметров режима в область допустимых значений используются существующие устройства противоаварийной автоматики - АОПО (АРЛ), действующие по факту превышения допустимой токовой загрузки элементов сети.

Поузловые прогнозы потребления, используемые при проведении расчетов электроэнергетических режимов, сформированы с учетом эффекта совмещения максимума потребления электрической мощности различных потребителей и вероятности набора заявленной максимальной мощности новых потребителей.

При формировании коэффициентов совмещения / вероятности учтен конкретный состав и характер потребителей (структура потребления) в узлах нагрузки, их режимы работы, планы по развитию и технологическому присоединению с учетом степени их обоснованности.

В качестве исходной информации при проведении анализа режимов работы схемы электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Тюменской области на перспективу развития 2020 - 2025 годов были использованы данные о развитии энергосистемы в соответствии с СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 годы и технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям.

Как показали расчеты 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 в Тюменском, Тобольском, Ишимском и Южном энергорайонах параметры режима находятся в области допустимых значений, за исключением следующей схемно-режимной ситуации.

В Южном энергорайоне на ПС 110 кВ Нижняя Тавда возможно недопустимое снижения напряжения.

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.

При аварийном отключении ВЛ 110 кВ Велижаны - Нижняя Тавда происходит полное погашение потребителей, записанных 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 расчетам электроэнергетических режимов, в случае аварийного отключения ВЛ 110 кВ Велижаны - Нижняя Тавда в режиме зимнего максимума нагрузок, при включении со стороны ПС 110 кВ Нижняя Тавда ВЛ 35 кВ Велижаны - Нижняя Тавда с отпайкой на ПС Черепаново выявлено недопустимое снижение напряжения в сети 35, 10 кВ энергорайона ПС 110 кВ Нижняя Тавда (рисунок 12). Для ввода параметров электроэнергетического режима в область допустимых значений необходим ввод ГВО в объёме 6 МВт на время ремонта ВЛ 110 кВ Велижаны - Нижняя Тавда.

Для исключения ввода ГВО рассмотрено несколько вариантов развития сети 35-110 кВ Нижнетавдинского района:

- Вариант 1: Строительство ВЛ 110 кВ Торгили - Нижняя Тавда протяженностью 50 км;

- Вариант 2: Строительство ВЛ 35 кВ Велижаны - Черепаново, протяженностью 23 км;

- Вариант 3: Установка источников реактивной мощности на шинах 35 кВ ПС 110 кВ Нижняя Тавда.

Ориентировочные капитальные затраты на реализацию рассматриваемых вариантов составят:

- Строительство ВЛ 110 кВ Торгили - Нижняя Тавда - 461,44 млн. руб;

- Строительство ВЛ 35 кВ Велижаны - Черепаново - 215,16 млн. руб;

- Установка источников реактивной мощности на шинах 35 кВ ПС 110 кВ Нижняя Тавда - 89,08 млн. руб.

Учитывая, что капитальные затраты на реализацию Варианта 1 и 2 значительно превышают капитальные затраты на реализацию Варианта 3, то рекомендуется к выполнению мероприятие по установке источников реактивной мощности на шинах 35 кВ ПС 110 кВ Нижняя Тавда.

На основании расчетов электрических режимов определена мощность предлагаемых к установке источников реактивной мощности. С учетом обеспечения уровня напряжения в пределах допустимых значений рекомендуется установка источников реактивной мощности на РУ 35 кВ ПС 110 кВ Нижняя Тавда с функцией регулирования напряжения установленной мощностью не менее 10 МВАр. Окончательную мощность и тип источников реактивной мощности необходимо определить при проектировании.

Рисунок 12

Период зимних максимальных нагрузок 2018 года. Аварийное отключение ВЛ 110 кВ Велижаны - Нижняя Тавда. Включение в работу ВЛ 35 кВ Велижаны - Нижняя Тавда с отпайкой на ПС Черепаново. Недопустимое снижение напряжения на шинах 35 кВ ПС 110 кВ Нижняя Тавда

Как показали расчеты электроэнергетических режимов при нормативных возмущениях в ремонтной схеме электрической сети в Тобольском, Тюменском, Ишимском и Южном энергорайонах параметры режима находятся в области допустимых значений.

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 - 2019 годов, а также данных о приростах мощности и расчетной загрузке центров питания на период 2020 - 2025 годов. По результатам анализа загрузки трансформаторного оборудования необходимость замены трансформаторного оборудования не выявлена.

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.

2.8.1. Тобольский энергорайон

Реконструкция ПС 110/10 кВ Маслово

Установленная мощность трансформаторов на ПС 110 кВ Маслово составляет 1х2,5 МВА.

Перегрузочная способность трансформатора ПС 110 кВ Маслово принята в соответствии с приказом Минэнерго России от 08.02.2019 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).

Наименование трансформатора	Марка трансформатора	Год ввода	, А	ДДТН, %
Т-1	ТМН-2500/110	1979	13,12	Зимний период (0°C)
				115
				Летний период (+30°C)
				91

Максимальная нагрузка по ПС 110 кВ Маслово зафиксирована в день контрольного замера 18.12.2019 года в 9 ч. 00 мин. и составила 1,856 МВА.

Согласно договору технологического присоединения (N Т13/18/1428-ДТП от 25.06.2018 (приложение 1)) планируется подключение энергопринимающих устройств ООО "Запсибнефтехим" (оборудование строящегося аэропорта г. Тобольск) общей мощностью 4,1 МВт (4,584 МВА) к ПС 110 кВ Маслово и ПС 110 кВ Сумкино в равном объеме, на 1 этапе по 1150 кВт на каждую ПС, на 2 этапе - по 2050 кВт на каждую ПС (с учетом первого этапа). Дополнительно по действующим договорам об осуществлении технологического присоединения планируются технологические присоединения суммарной максимальной мощностью 1,29 МВА (NТ13/18/3296-ДТП от 20.12.2018, NТ13/19/3377-ДТП от 29.11.2019 (Приложение 1)).

С учетом эффекта совмещения максимума нагрузок перспективная загрузка ПС 110 кВ Маслово составит 3,24 МВА (130% от Sном), что превышает ДДТН в зимний период. При аварийном отключении ВЛЗ-10 кВ от ячейки 10 кВ N 6 ПС 110 кВ Сумкино загрузка ПС 110 кВ Маслово составит 4,39 МВА (176% от Sном), что превышает ДДТН в зимний период.

Согласно представленным данным собственника (письмо филиала АО "Россети Тюмень" Тюменские электрические сети от 29.04.2020 NТ13/01/4135, приложение 8), существует возможность переноса существующей точки раздела электрической сети с переводом электроснабжения части потребителей ПС 110 кВ Маслово на ПС 110 кВ Сумкино в объеме 0,242 МВА. С учетом СРМ перспективная загрузка ПС 110 кВ Маслово составит 2,998 МВА (120% от Sном), что превышает ДДТН в зимний период. При аварийном отключении ВЛЗ-10 кВ от ячейки 10 кВ N 6 ПС 110 кВ Сумкино загрузка ПС 110 кВ Маслово составит 4,15 МВА (166% от Sном), что превышает ДДТН в зимний период.

Принимая во внимание вышеизложенное, необходима реконструкция ПС 110 кВ Маслово с заменой существующего трансформатора 1х2,5 МВА на 1х6,3 МВА.

2.8.2. Тюменский энергорайон

Реконструкция ВЛ 110 кВ Тюменская ТЭЦ-1 - Центральная I, II цепь. Сооружение ЛЭП 110 кВ Мурманская - Центральная

Срок эксплуатации тупиковой двухцепной ВЛ 110 кВ Тюменская ТЭЦ-1 - Центральная I, II цепь составляет 57 лет. Срок эксплуатации превышен на 22 года.

Превышение срока эксплуатации привело к появлению на ВЛ 110 кВ Тюменская ТЭЦ-1 - Центральная I, II цепь значительного количества дефектов: коррозия металла опор, грозотроса, проводов, повреждения фундамента, зафиксированных в Акте описания технического состояния от 23.04.2019 филиала АО "Россети Тюмень" - Тюменские распределительные сети (письмо АО "Тюменьэнерго" от 24.04.19 NТ13/01/5635, приведено в Приложении N 2).

К ВЛ 110 кВ Тюменская ТЭЦ-1 - Центральная I, II цепь присоединены ПС 110 кВ Центральная и ПС 110 кВ Загородная, осуществляющие электроснабжение центральной части города Тюмени, в том числе таких потребителей, как школы, детские сады, областная клиническая больница N 2, Тюменский индустриальный университет, Региональное УФСБ по Тюменской области, УФСИН РФ по Тюменской области (исправительная колония N 1), Межрайонный отдел ГИБДД, Администрация города Тюмени, 200 тыс. жителей Центрального АО г. Тюмени.

По информации АО "Россети Тюмень" (письма от 24.04.2019 NТ13/01/5635, от 28.04.2020 NТ13/01/4077, (Приложение N 2), выполнить реконструкцию существующей ВЛ 110 кВ не представляется возможным из-за отсутствия технической возможности замены опор и фундаментов без отключения двух цепей, и, как следствие, обесточивания ПС 110 кВ Центральная и ПС 110 кВ Загородная.

Перевод нагрузки ПС 110 кВ Центральная и Загородная (около 50 МВт) на смежные центры питания не представляется возможным, так как существующие распределительные сети 10 кВ не позволяют выполнить данный перевод в полном объеме (обеспечивается резервное электроснабжение потребителей в центре г. Тюмени с нагрузкой не более 10 - 15 МВт (20 -30%), письмо от 24.04.2019 NТ13/01/5635).

Для выполнения реконструкции ВЛ 110 кВ Тюменская ТЭЦ-1 - Центральная I, II цепь необходимо в первую очередь выполнить временное электроснабжение потребителей города Тюмени, записанных от ПС 110 кВ Центральная и ПС 110 кВ Загородная от других источников электроснабжения. Для выполнения реконструкции рассмотрены следующие варианты (письма АО "Россети Тюмень" от 29.04.2020 NТ13/01/4135, от 28.04.2020 NТ13/01/4077 (Приложение N 2)):

- сооружение ЛЭП 110 кВ Мурманская-Центральная протяжённостью 3,5 км (выбран наименее короткий участок для строительства ЛЭП 110 кВ), ориентировочные капитальные затраты составят 385 млн. руб;

- сооружение КЛ 10 кВ ориентировочной протяженностью 4 км от ПС 110 кВ Камышинская до ПС 110 кВ Центральная и ПС 110 кВ Загородная для обеспечения перевода нагрузки ПС 110 кВ Центральная и ПС 110 кВ Загородная в полном объеме, ориентировочные капитальные затраты составят 784 млн. руб;

- установка ДГУ суммарной мощностью 39-44 МВт на ПС 110 кВ Центральная и ПС 110 кВ Загородная, ориентировочные капитальные затраты составят 1767 млн руб.

Учитывая капитальные затраты, к реализации рекомендуется вариант с сооружением ЛЭП 110 кВ Мурманская-Центральная.

В связи с высокими рисками повреждения существующей двухцепной ВЛ 110 кВ, ввиду неудовлетворительного ее состояния, для организации реконструкции ВЛ 110 кВ Тюменская ТЭЦ-1 - Центральная I, II цепь рекомендуется выполнить строительство ЛЭП 110 кВ Мурманская - Центральная протяженностью 3,5 км.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Горная - Косач, ВЛ 110 кВ Горная - Уват отпайка на ПС Косач (переход через р. Иртыш)

По результатам предпроектного обследования, направленного письмом АО "Россети Тюмень" N КВ-2779 от 20.04.2020 (приложение 3), выявлены:

- разрушение антикоррозионного покрытия и общая равномерная коррозия элементов опоры. Коррозионный износ распорки опоры. Местное ослабление поперечного сечения элемента;

- деструкция бетона с оголением арматуры. Коррозионные процессы стальной арматуры с образованием окислов железа. Разрыв бетона с образованием многочисленных сколов и трещин. Деформация конструкции фундаментов вследствие размыва грунта около фундамента;

- нарушение плоскости контакта между опорной плитой пяты металлической опоры и фундаментом.

Береговая линия подвергается интенсивному обрушению от 1,5 до 10 м в год. Основываясь на проведенных гидрогеологических изысканиях, фундамент опор существующего перехода подвергается интенсивному подтоплению во время подъема уровня воды и ледохода.

Провод и грозотрос не соответствует действующим нормативным документам.

Необходимо произвести реконструкцию перехода (без увеличения пропускной способности ВЛ) с устранением всех выявленных нарушений, с переносом участка перехода через реку Иртыш на новое место, либо с выполнением берегоукрепляющих мероприятий, выбор варианта реализации реконструкции осуществить на основе технико-экономического сравнения.

Реконструкция ВЛ 110 кВ Сибжилстрой-Молчаново участок Сибжилстрой - Кулаково Тюменского ТПО (замена провода 12,93 км, замена грозотроса)

По результатам предпроектного обследования ВЛ 110 кВ "Сибжилстрой - Молчаново участок Сибжилстрой - Кулаково", направленного письмом АО "Россети Тюмень" N КВ-2779 от 20.04.2020 (приложение 3), выявлены:

- сплошная поверхностная коррозия всех элементов металлических опор и траверс железобетонных опор. Местные погнутости стальных элементов опоры. Нарушение сопряжения пяты металлической опоры с фундаментом. Коррозионные процессы стальной элементов опоры с образованием окислов железа;

- деструкция бетона с оголением арматуры. Коррозионные процессы стальной арматуры с образованием окислов железа. Разрыв бетона с образованием многочисленных сколов и трещин. Разрывы продольной арматуры. Нарушение плоскости контакта между опорной плитой и фундаментом опоры. Разрушение антикоррозионного покрытия и поверхностная коррозия элементов траверс. Отклонение опор от проектного положения;

- деформация конструкции фундаментов вследствие размыва грунта около фундамента. Коррозионный износ закладных деталей фундаментов;

- на металлических ростверках наблюдаются дефекты сварных швов, сплошное коррозионное поражение металлических конструкций балок и оголовков фундаментов, интенсивная коррозия со значительным уменьшением толщины металла; нарушение сопряжения опор с фундаментом.

Согласно ГОСТ 839-80 нормативный срок службы провода марки АС составляет 45 лет. В соответствии с паспортом ВЛ 110 кВ Сибжилстрой - Молчаново данный участок введён в эксплуатацию в 1970 году (срок эксплуатации более 45 лет), следовательно, провод марки АС выработал свой ресурс и подлежит замене.

Для устранения выявленных недостатков необходимо провести реконструкцию участка ВЛ 110 кВ "Сибжилстрой - Молчаново участок Сибжилстрой - Кулаково (без увеличения пропускной способности ВЛ).

Существующая трасса ВЛ 110 кВ проходит по участкам жилой застройки местности (СНТ Ривьера, н.п. Луговое, н.п. Кулаково), на основании чего рекомендуется вынос трассы за пределы указанных пересечений.

Реконструкция ПС 110 кВ "Водогрейная"

ПС 110/6 кВ "Водогрейная" находится в эксплуатации с 1985 года, в том числе, в 1985 году введено в эксплуатацию основное электротехническое оборудование.

В соответствии с актом комиссионного обследования объекта электросетевого хозяйства филиала АО "СУЭНКО" ТГЭС N 1 от 26.11.2019 (приложение 4) необходимо выполнить реконструкцию ПС 110/6 кВ "Водогрейная" с заменой блоков ОД, КЗ-110 на элегазовые выключатели, опорных металлоконструкций, устройств защиты от перенапряжений, оборудования КРУН-6 кВ и реконструкцию устройств РЗА, с созданием ССПИ, с выполнением мероприятий по антитеррористической защите энергообъекта.

Реконструкция ПС 110 кВ "Водозабор"

ПС 110/6 кВ "Водозабор" находится в эксплуатации с 1985 года.

В соответствии с актом комиссионного обследования объекта электросетевого хозяйства филиала АО "СУЭНКО" ТГЭС N 2 от 26.11.2019 (приложение 5) на ПС 110/6 кВ "Водозабор" необходимо выполнить реконструкцию ОРУ 110 кВ: с заменой опорных металлоконструкций и разъединителей 110 кВ, устройств защиты от перенапряжений ОРУ 110 кВ и реконструкцию устройств РЗА, с созданием ССПИ, с выполнением мероприятий по антитеррористической защите энергообъекта.

Замена АУОТ на ПС 110 кВ Промбаза

В соответствии с актом комиссионного обследования объекта электросетевого хозяйства филиала АО "СУЭНКО" от 26.11.2019 N 3 (приложение 6) необходимо выполнить замену аппаратов управления оперативным током на ПС 110 кВ Промбаза.

Создание системы телемеханики на ПС 110 кВ Тополя

В соответствии с актом комиссионного обследования объекта электросетевого хозяйства филиала АО "СУЭНКО" от 13.01.2020 N 1 (приложение 7), необходимо выполнить создание системы телемеханики на ПС 110 кВ Тополя.

2.9. Перечень планируемых к строительству (реконструкции) электросетевых объектов 110 кВ и выше

Единый перечень электросетевых объектов на 2020 - 2025 годы, рекомендуемых к вводу в Тюменской области, приведен в таблице 23 и отображен на карте-схеме Тюменской области.

Таблица 23

Перечень электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу в 2020 - 2025 годы в Тюменской области

N	Наименование	Параметры *(1)	Год ввода	Основание для выполнения мероприятия
1.	Реконструкция ПС 500 кВ Демьянская с заменой двух автотрансформаторных групп 500/220/10 кВ мощностью 3х167 МВА на автотрансформаторные группы мощностью 3х167 МВА с резервной фазой 167 МВА, двух автотрансформаторов 220/10 кВ мощностью 63 МВА и одного автотрансформатора 220/10 кВ мощностью 125 МВА на два автотрансформатора 220/10 кВ мощностью 200 МВА, с установкой двух трансформаторов 110/10 кВ мощностью 63 МВА и двух автотрансформаторов 110/6 кВ мощностью 25 МВА с увеличением трансформаторной мощности на 325 МВА до 1578 МВА	500 кВ: 2х3х167 МВА 6,4 км, ШР 2х3х60 220 кВ: 4,26 км / 2х200 МВА / УШР 100 МВАр 110 кВ: 4,69 км /2х63 МВА, 2х25 МВА	2021	Реновация основных фондов СиПР ЕЭС России 2020 - 2026
2.	Расширение РУ 220 кВ на две линейные ячейки 220 кВ ПС 500 кВ Демьянская для подключения ВЛ 220 кВ Демьянская-Батово	220 кВ	2021	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств (ПАО "НК "Роснефть", АО "НК "Конданефть")
3.	Строительство ВЛ 220 кВ Демьянская - Батово *(2)	220 кВ/ 2х120 км	2021	СиПР ЕЭС России 2020 - 2026 Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств (ПАО "НК "Роснефть", АО "НК "Конданефть")
4.	Реконструкция ПС 220 кВ Голышманово (замена силового трансформатора 110/10 6,3 МВА на 16 МВА)	16 МВА	2022	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "Руском"
5.	Реконструкция ПС 110/10 кВ Маслово	6,3 МВА	2020	Технологическое присоединение нового аэропорта в Тобольском районе.
6.	Реконструкция ПС 110 кВ ЖБИ (замена силовых трансформаторов 2х10 на 2х25)	2х25 МВА	2021	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Управляющая компания "Индустриальные парки Тюменской области"
7.	Строительство одноцепной КВЛ 110 кВ от ВЛ 110 кВ Снежная - КС-7 до вновь сооружаемой ПС 110 кВ УПСВ	1х16 км	2020	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств "ПИТ "СИБИНТЭК"
8.	Сооружение ПС 110 кВ УПСВ Вареягского месторождения	2х10 МВА	2020
9.	Реконструкция ВЛ 110 кВ Тюменская ТЭЦ-1 - Центральная цепь Сооружение ЛЭП 110 кВ Мурманская - Центральная	3,5 км	2024	Реконструкция по техническому состоянию
10.	Реконструкция ВЛ 110 кВ Горная - Косач, ВЛ 110 кВ Горн ая - Уват отпайка на ПС Косач (переход через р. Иртыш)	3,068 км 3,114 км	2022	Реконструкция по техническому состоянию
11.	Реконструкция ВЛ 110 кВ Сибжилстрой-Молчаново участок Сибжилстрой - Кулаково Тюменского ТПО (замена провода 12,93 км, замена грозотроса)	12,93 км	2021	Реконструкция по техническому состоянию
12.	Реконструкция ПС 110 кВ Нижняя Тавда с установкой ИР М (СТК) мощностью 10 МВАр на РУ 35 кВ	10 МВАр	2023	Ликвидация недопустимого снижение напряжения в сети 35, 10 кВ энергорайона ПС 110 кВ Нижняя Тавда, в случае аварийного отключения ВЛ 110 кВ Велижаны - Нижняя Тавда
13.	Замена АУОТ на ПС 110 кВ Промбаза	-	2020	Акт комиссионного обследования от 26.11.2019 N 3
14.	Создание системы телемеханики на ПС 110 кВ Тополя	-	2020	Акт комиссионного обследования от 13.01.2020 N 1
15.	ПС 110 кВ Осинник с ВЛ 110 кВ от ВЛ Горная - Юровская и от ВЛ 110 кВ Демьянская - Горная-2	2х16 МВА 2х13,7 км	2021	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "Тюменский Лесопромышленный Комплекс"
16.	Реконструкция ПС 110/6 кВ "Водогрейная"	Замена ОД, КЗ 110 кВ (2 шт.); реконструкция РЗА, создание ССПИ	2023	Реконструкция элементов ПС по техническому состоянию. Акт комиссионного обследования от 26.11.2019 N 1
17.	Реконструкция ПС 110/6 кВ "Водозабор"	Замена разъединителей 110 кВ (6 шт.); реконструкция РЗА, создание ССПИ	2024	Реконструкция элементов ПС по техническому состоянию. Акт комиссионного обследования от 26.11.2019 N 2

*(1) 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

Сроки реализации электросетевого строительства и реконструкции, указанные в таблице 23, определены по состоянию на 01.04.2020. 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 2020 - 2025 гг. и приведены в таблице 24. 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 24

Сводные данные по развитию электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Тюменской области на период 2020 - 2025 гг.

Класс напряжения	2020		2021		2022		2023		2024		2025
	МВА	км	МВА	км	МВА	км	МВА	км	МВА	км	МВА	км
500 кВ	-	-	762	6,4	-	-	-	-	-	-	-	-
220 кВ	-	-	400	124,26	16	-	-	-	-	-	-	-
110 кВ	26,3	16	208,0	44,59	-	6,182	-	-	-	3,5	-	-

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 2020 - 2025 гг. приведены в таблице 25. Данные получены на основании информации АО "Россети Тюмень" и АО "СУЭНКО".

Таблица 25

Сводные данные по развитию электрической сети ниже 110 кВ энергосистемы Тюменской области на период 2020 - 2024 гг.

Класс напряжения	2020		2021		2022		2023		2024		2025
			МВА	км	МВА	км	МВА	км	МВА	км	МВА	км
35 кВ			-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
10 кВ	87,08	249,03	33,31	112,6	40,47	138,17	28,2	32,3	25,6	42,11	26,4	35,49

3. Существующие и планируемые к строительству и выводу из эксплуатации генерирующие объекты, функционирующие на основе использования возобновляемых источников энергии

В настоящее время ООО "УК "Ветроэнергетика" прорабатывает вопрос реализации на территории Заводоуковского городского округа Тюменской области инвестиционного проекта по строительству ветроэнергетических станций. Планируется к строительству около 10 станций мощностью 50 МВт каждая.

4. Перспективные направления развития "цифрового" электроэнергетического комплекса Тюменской области

На сегодняшний день стратегическое управление отраслью осуществляется на основе Энергетической стратегии России на период до 2030 года, утверждённой распоряжением Правительства Российской Федерации от 13.11.2009 N 1715-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, реализация которой к 2030 году приведет к цифровой электроэнергетической инфраструктуре с качественно новыми характеристиками надёжности, эффективности, доступности и управляемости.

Цели и задачи цифровой трансформации

Цель цифровой трансформации - изменение логики процессов и переход компаний на риск-ориентированное управление на основе внедрения цифровых технологий и анализа больших данных.

Задачи цифровой трансформации:

1. Адаптивность компаний к новым задачам и вызовам.

2. Улучшение характеристик надежности электроснабжения потребителей.

3. Повышение эффективности компании.

4. Повышение доступности электросетевой инфраструктуры.

5. Развитие кадрового потенциала и новых компетенций.

6. Диверсификация бизнеса компании за счет дополнительных сервисов.

Этапы цифровой трансформации

Нулевой этап, это "доцифровое" состояние процесса: поиск решения и его исполнение реализует человек. Этот этап уже пройден.

Первый этап цифровой трансформации, являющийся фундаментом всех последующих, заключается во внедрении действующих, уже опробованных, технологий, формирующих аппаратную и информационную основу для дальнейшего развития. Начало работы с массивами данных. Частичная цифровизация производственных процессов. Пилотирование перспективных технологий. Срок реализации 2019 - 2024 гг.

Второй этап цифровой трансформации заключается в формировании массива данных, как единого источника Больших данных, путем интеграции существующих систем с применением корпоративной интеграционной шины. Внедрение технологий, показавших эффективность в рамках пилотирования, а также завершение внедрения технологий первого уровня. Срок реализации 2023 - 2026 гг.

Третий этап цифровой трансформации будет состоять из внедрения технологий работы с Большими данными и машинного обучения, реализации алгоритмизируемых действий сотрудников с информацией посредством программного обеспечения. Завершение внедрения технологий, показавших эффективность в рамках пилотирования, и продолжения внедрения технологий второго уровня. Срок реализации 2026 - 2030 гг.

Технологии программы цифровой трансформации

В рамках реализации проекта "Цифровая подстанция" пилотируются следующие перспективные технологии, входящие в технологический реестр по основным направлениям инновационного развития ПАО "Россети":

Интеллектуальные коммутационные аппараты (реклоузеры), далее ИКА(Р), с интегрированными контроллерами присоединений и возможностью интеграции в единую информационную систему управления, максимально в идеологии Plug-n-Play, поддерживающие цифровой обмен данными;

Интеллектуальные приборы учёта, с возможностью интеграции в единую систему управления, обеспечивающие функции дистанционного управления, выдачи информации о параметрах работы сети;

Цифровые устройства релейной защиты и автоматики, поддерживающие цифровой обмен данными;

Системы мониторинга и диагностирования технического состояния электрооборудования;

Технологическое телевидение (с возможностью тепловизионного наблюдения) для осуществления контроля дежурными операторами ОДС (ОДГ) за технологическими процессами и персоналом;

Цифровые (электронные) измерители тока и напряжения (включая трансформаторы, а также различные виды датчиков, включая волоконно-оптические), поддерживающие цифровой обмен данными.

Прогнозирование изменения надежности электроснабжения потребителей в зависимости от располагаемых финансовых ресурсов на проведение технического обслуживания и ремонта (далее - ТОиР) и технического перевооружения и реконструкции (далее - ТПиР), в том числе алгоритма оценки рисков, обусловленных отказами производственных активов является частью единой методологии, реализуемой в системе управления производственными активами.

Одним из факторов, влияющих на принятие решений о технических воздействиях, является риск отказа производственного актива, рассчитываемый на основе данных о потенциальном ущербе и вероятности возникновения данного ущерба, выражаемый в денежной форме.

Оценка и прогнозирование показателей надежности сводится к решению оптимизационной задачи и реализуется через построение математической модели, учитывающей совокупность технических, технологических и экономических факторов.

Для построения качественной математической модели, учитывающей всевозможные факторы и повышения точности прогнозирования необходимо использовать огромный набор как структурированных, так и неструктурированных данных (Big Data) из различных источников, таких как:

- телеметрические данные с объектов электросетевого хозяйства;

- информация от систем диагностики оборудования;

- статистика отказов оборудования;

- исторические сведения о результатах измерений и испытаний электротехнических активов;

- статистика по экономическому, экологическому и репутационному ущербу Общества.

Применение методов машинного обучения вкупе с большими данными позволят более качественно, в динамике, выполнять предиктивный анализ и проводить оценку состояния оборудования, что позволит реализовать риск-ориентированный подход - выявлять, анализировать и прогнозировать аварии, оценивать риски и возможные последствия аварий в целях оптимизации необходимых организационно-технических мер предупреждения аварий, недопущения возникновения угроз аварий и повышения эффективности обеспечения промышленной безопасности в целом.

Использование современных технологий и методов по анализу данных дает возможность формировать сбалансированную программу технических воздействий - ТОиР и ТПиР, отвечающую заданным требованиям надежности и экономической целесообразности.

5. Схема размещения объектов электроэнергетики Тюменской области на 2021 - 2025 годы

*(1) 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.