Схема и программа развития электроэнергетики Тюменской

Приложение
к распоряжению Правительства
Тюменской области
от 03 июня 2015 г. № 903-рп
СХЕМА И ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ТЮМЕНСКОЙ ОБЛАСТИ
НА 2016–2020 ГОДЫ
Тюмень 2015 г.
Оглавление
1 Существующее состояние электрогенерирующего и
электросетевого комплекса 110 кВ и выше Тюменской области ........ 4
1.1 Общая характеристика Тюменской области ........................... 4
1.2 Характеристика состояния энергосистемы Тюменской
области ..................................................................................................... 6
1.3 Динамика потребления электроэнергии за пятилетний
период
..................................................................................................... 9
1.4 Структура электропотребления Тюменской области по
основным группам потребителей за пятилетний период....................... 10
1.5 Перечень основных крупных потребителей электрической
энергии с указанием потребления электрической энергии и
мощности ................................................................................................... 11
1.6 Динамика изменения максимума нагрузки за пятилетний
период
................................................................................................... 11
1.7 Структура установленной мощности на территории
Тюменской области ................................................................................... 12
1.8 Структура выработки электроэнергии электростанциями по
типам электростанций и видам собственности ...................................... 14
1.9 Характеристика балансов энергии и мощности за
пятилетний период .................................................................................... 15
1.10 Характеристика электрических сетей 110 кВ и выше
Тюменской области (ЛЭП, подстанции, сводные данные) .................... 16
1.11 Основные внешние связи энергосистемы
Тюменской области .......................................................................... 17
1.12 Проблемы функционирования электросетевого комплекса
Тюменской области ................................................................................... 20
2 Прогноз развития электрогенерирующего и электросетевого
комплекса Тюменской области на 2016-2020 годы 110 кВ и выше ... 20
2.1 Цели и задачи развития электроэнергетики
Тюменской области .......................................................................... 20
2.2 Прогноз электропотребления и максимума нагрузки по
Тюменской области на пятилетний период ............................................. 21
2.3 Характеристика перспективных балансов электрической
энергии и мощности ................................................................................... 24
2.4 Перечень планируемых к строительству и выводу из
эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях
Тюменской области ................................................................................... 25
2.5 Перечень планируемых к строительству и выводу из
эксплуатации электросетевых объектов 110 кВ и выше ........................ 26
2.6 Сводные данные по развитию электрической сети
напряжением 220 кВ и выше, 110 кВ ....................................................... 27
2.7 Сводные данные по развитию электрической сети, класс
напряжения которой ниже 110 кВ ............................................................. 28
2
2.8 Схема размещения существующих и перспективных
объектов электроэнергетики Тюменской области (110 кВ и выше) ...... 29
3 Основные направления развития теплоэнергетического
комплекса Тюменской области на 2016-2020 годы .............................. 30
3.1 Общая характеристика теплоэнергетического комплекса
Тюменской области ................................................................................... 30
3.2 Цели и задачи развития теплоэнергетического комплекса
Тюменской области ................................................................................... 30
3.3 Существующее состояние теплоэнергетического комплекса
Тюменской области ................................................................................... 31
3.3.1 Показатели полезного отпуска тепловой энергии
электростанциями и котельными за 5-летний период........................ 31
3.4 Характеристика теплоисточников .......................................... 33
3.5 Структура топливного баланса электростанций
и котельных ....................................................................................... 35
3.6 Краткая характеристика тепловых сетей............................... 36
3.6.1 г. Тюмень ........................................................................... 36
3.6.2 г. Тобольск......................................................................... 38
3.7 Основные проблемы функционирования
теплоэнергетического комплекса Тюменской области .......................... 41
3.8 Основные направления развития и повышения
энергоэффективности теплоэнергетического комплекса Тюменской
области на 2016-2020 годы ....................................................................... 42
3.8.1 Мероприятия по реконструкции тепловых сетей........... 43
3.8.2 Основные показатели производства и полезного отпуска
тепловой энергии ................................................................................... 44
3.8.3 Основные направления повышения
энергоэффективности в теплоэнергетике и коммунальном
хозяйстве ............................................................................................ 45
3.9 Использование и внедрение возобновляемых источников
энергии и местных видов топлива в теплоэнергетическом комплексе
Тюменской области ................................................................................... 48
3.9.1 Ветроэнергетика ............................................................... 48
3.9.2 Гидроэнергетика ............................................................... 49
3.9.3 Солнечная энергетика...................................................... 49
3.9.4 Биоэнергетика ................................................................... 51
3
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 на
севере Западной Сибири, как это показано на рисунке 1. На территории
Тюменской области расположены Ханты-Мансийский автономный округ –
Югра (далее ХМАО) и Ямало-Ненецкий автономный округ (далее ЯНАО),
которые получили статус равноправных субъектов Российской
Федерации в 1993 г., 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 Ханты-Мансийским
автономным округом - Югрой, на юго-западе со Свердловской и
Курганской областями, на юге с Северо-Казахстанской областью
Казахстана, на юго-востоке с Омской и Томской областями.
Площадь территории Тюменской области (без автономных округов)
составляет 160,12 тыс. км2. По данному показателю регион занимает 4
место по УФО и 24 место по Российской Федерации. Численность
населения области (без автономных округов) на 01.01.2015 составляет
4
1 429,2 тыс. человек. В последние годы для Тюменской области
характерно улучшение демографической ситуации.
Климат региона континентальный. Средняя температура воздуха в
г. Тюмень в январе составляет минус 18-20о С, в июле – плюс 19-20о С.
Самым продолжительным климатическим периодом является
зимний, который составляет в среднем от 161 дня на юге до 179 – на
севере. Снежный покров устанавливается в период со 2 декады октября
до 2 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 – 17о С.
К наиболее крупным городам Тюменской области с численностью
населения более 50 тыс. чел. относятся г. Тюмень (697,0 тыс. чел.),
г. Тобольск (101,8 тыс. чел.), г. Ишим (65,3 тыс. чел.).
Выгодное географическое положение, благоприятные природноклиматические 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
являются одними из самых высоких среди регионов России. За
последние пять лет (2009-2013 годы) ВРП области в действующих ценах
увеличился в 1,8 раза (в среднем по России ВРП за аналогичный период
– в 1,6 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 2014 году
составила 73,9 %, организаций добычи полезных ископаемых – 19,2 %,
производства и распределения электроэнергии, газа и воды – 6,8 %. На
развитие промышленности региона большое влияние оказывает
близость к нефтегазовым территориям ХМАО и ЯНАО, отличающихся
высокой потребностью в привозных ресурсах для производственной
деятельности и жизнеобеспечения населения. На север области
поставляются оборудование и другие технические средства для
нефтяной и газовой промышленности, строительные материалы,
продукты питания и иная продукция.
5
Доля сельского населения в общей численности населения на
1 января 2015 года составила 35,3 %. В сельском и лесном хозяйстве,
рыболовстве занято более 11% работающего населения области.
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
Электроэнергетическая система (ЭЭС) 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, ЭЭС
ХМАО, а также ЕЭС Казахстана.
Одной из наиболее важных задач, выполняемой ЭЭС на
территории Тюменской области является обеспечение синхронной
параллельной работы ЕЭС и ЭЭС ХМАО и ЯНАО посредством ЛЭП
500 кВ.
Энергосистема Тюменской области разделена на 4 энергорайона:
Тюменский, Ишимский, Тобольский и Южный.
1. Тюменский энергорайон
Тюменский
энергорайон
охватывает
территорию
четырех
муниципальных образований области: городской округ Тюмень,
Нижнетавдинский муниципальный район, Тюменский муниципальный
район, Ярковский и Исетский муниципальные районы.
Электроснабжение Тюменского энергорайона осуществляется от
следующих питающих центров: ПС 500 кВ Тюмень, ПС 220 кВ Ожогино,
ПС 220 кВ Княжево, ПС 220 В ТММЗ и Тюменских ТЭЦ-1,2, ГТЭС
Газтурбосервис.
2. Тобольский энергорайон
Тобольский энергорайон охватывает территорию четырех
муниципальных образований области: городской округ Тобольск,
Тобольский, Уватский, Вагайский муниципальные районы.
Электроснабжение Тобольского энергорайона осуществляется от
следующих питающих центров: ПС 500 кВ Иртыш, ПС 500 кВ
Демьянская, ПС 220 кВ Снежная и Тобольская ТЭЦ.
3. Ишимский энергорайон
Ишимский
энергорайон
охватывает
территорию
девяти
муниципальных образований юга области: Ишимский городской округ,
Абатский, Аромашевский, Бердюжский, Викуловский, Голышмановский,
Ишимский, Казанский, Сладковский, Сорокинский муниципальные
районы.
6
Основными центрами питания Ишимского энергорайона являются
ПС 500 кВ Витязь, ПС 220 кВ Ишим и ПС 220 кВ Голышманово.
4. Южный энергорайон
Южный энергорайон охватывает территорию семи муниципальных
образований области: Заводоуковский городской округ, городской округ
Ялуторовск, Армизонский, Омутинский, Упоровский, Юргинский,
Ялуторовский муниципальные районы. Электроснабжение Южного
энергорайона осуществляется от ПС 220 кВ Заводоуковск.
В таблице 1 представлены контролируемые в нормальной схеме
сечения и их состав.
Таблица 1 – Контролируемые в нормальной схеме сечения в энергосистеме
Тюменской области
Контролируемое сечение
Сечение 35
ОЭС Урала – Энергосистема
Тюменской области (37)
АТ 500 кВ Иртыш (переток из сети
500 кВ)
Состав электросетевого оборудования
ВЛ 500 кВ Курган – Беркут
ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС – Тюмень-1
ВЛ 500 кВ Рефтинская ГРЭС – Тюмень-2
ВЛ 500 кВ Иртыш – Беркут
ВЛ 500 кВ Тюмень – Луговая
ВЛ 500 кВ Тюмень – Нелым
1АТ Иртыш
2АТ Иртыш
Усредненный график потребления мощности энергосистемы
Тюменской области приведен на рисунке 2. Как видно на рисунке,
отношение летнего максимума Тюменской энергосистемы 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.
7
МВт
2000
1800
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 ч
Зимний рабочий день
Зимний выходной день
Летний рабочий день
Летний выходной день
Рисунок 2  Усредненный график потребления мощности энергосистемы
Тюменской области
Ниже представлен список крупнейших предприятий и организаций,
составляющих основу энергетической системы Тюменской области.
К генерирующим компаниям относится ОАО «Фортум» –
российское подразделение финской энергетической корпорации Fortum
Corporation, один из ведущих производителей и поставщиков тепловой и
электрической энергии на Урале и в Западной Сибири.
К электросетевым компаниям относятся:
 филиал ОАО «Федеральная сетевая компания Единой
энергетической системы» – Магистральные электрические сети
Западной Сибири (далее филиал ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС
Западной Сибири) – собственник электрических сетей
напряжением 220-500 кВ;
 ОАО «Тюменьэнерго» осуществляет деятельность по передаче
электроэнергии и технологическому присоединению на
территории Тюменского региона (ЯНАО, ХМАО, Тюменская
область). На обслуживании ОАО «Тюменьэнерго» находятся
сети 220-0,4 кВ;
 ПАО «Сибирско-Уральская энергетическая компания» – (далее
ПАО «СУЭНКО»), входит в группу компаний ООО «Корпорация
СТС», обслуживает сети 110-0,4 кВ.
Функцию диспетчерского управления выполняют:
8
 филиал ОАО «Системный оператор Единой энергетической
системы»
(далее
ОАО
«СО
ЕЭС»)
«Объединенное
диспетчерское управление энергосистемами Урала» (далее
ОДУ Урала);
 филиал ОАО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское
управление энергосистемы Тюменской области» (далее
Тюменское РДУ).
К энергосбытовым компаниям и гарантирующим поставщикам
электроэнергии относятся:
 открытое
акционерное
общество
«Тюменьэнергосбыт»
(дочернее предприятие ОАО «ЭК Восток») – гарантирующий
поставщик электрической энергии на территории г. Тюмень и
ряда крупных муниципальных образований Тюменской области;
 ОАО «Тюменская энергосбытовая компания» (дочернее
общество ОАО «Межрегионэнергосбыт») – гарантирующий
поставщик электрической энергии в Тюменской области;
 ОАО «Сибурэнергоменеджмент».
К наиболее крупным потребителям относится:
 ООО «Газпром трансгаз Сургут»;
 ООО «Тобольск-Нефтехим»;
 ООО «Тобольск-Полимер»;
 ОАО «Антипинский нефтеперерабатывающий завод»;
 ООО «УГМК-Сталь» (Тюменский электрометаллургический
завод);
 ООО «РН-Уватнефтегаз»;
 Филиал ОАО «РЖД» «Свердловская железная дорога»;
 АО «Транснефть – Сибирь».
1.3
Динамика потребления электроэнергии за пятилетний период
В таблице 2 приведены данные по динамике изменения
потребления электрической энергии за отчетный период 2010-2014 гг.
для энергосистемы Тюменской области.
Таблица 2 – Динамика потребления электроэнергии по территории энергосистемы
Тюменской области в 2010-2014 гг.
Наименование показателя
Электропотребление
(млн кВт∙ч)
Среднегодовые темпы
прироста
электропотребления (%)
2010
2011
2012
2013
2014
10 124,3
10 726,7
10 849,2
11 099,9
11 803,3
-1,06
+6,95
+1,14
+2,3
+6,3
В период 2010–2014 гг. в объёмах энергопотребления в Тюменской
области наблюдается снижение потребления в 2010 г. до
10124,3 млн кВт∙ч с последующим ростом до 11 803,3 млн кВт∙ч в 2014 г.
9
Это обусловлено, прежде всего, экономическим кризисом 2008 г., при
этом наибольшее снижение потребления электроэнергии пришлось на
2009, 2010 гг. Начиная с 2010 г., началось плавное увеличение спроса на
электроэнергию, связанное с продолжением строительства и
восстановлением работы энергоемких производств после кризиса.
1.4
Структура электропотребления Тюменской области
основным группам потребителей за пятилетний период
по
На рисунке 3 представлена структура электропотребления
Тюменской области по основным группам потребителей за последние 3
года. Статистические данные за 2009-2010 гг., а также за 2014 г.
отсутствуют.
оптовая и розничная
торговля
100%
8,0
8,5
8,7
14,5
12,2
10,9
90%
80%
сельское и лесное хозяйство
70%
60%
Строительство
24,2
22,4
20,3
потери в электросетях
50%
40%
23,4
24,1
23,9
другие виды экономической
деятельности
30%
транспорт и связь
20%
25,8
27,4
31,0
городское и сельское
население
10%
0%
2011
2012
промышленность
2013
Рисунок 3 – Структура потребления электрической энергии по основным группам
потребителей в 2011-2013 гг.
Электропотребление объектами промышленности, городского и
сельского населения, транспорта и связи занимает приблизительно
равные доли (20-30%) в структуре электропотребления Тюменской
области.
10
1.5
Перечень основных крупных потребителей электрической
энергии с указанием потребления электрической энергии и
мощности
Сведения о динамике электропотребления Эпотр и максимуме
потребляемой мощности Рmax крупных потребителей электрической
энергии и мощности в Тюменской области приведены в таблице 3.
Таблица 3 – Сведения об электропотреблении и максимуме мощности крупных
потребителей энергосистемы Тюменской области за период 2010-2014 гг.
Потребитель
Год
2011
2012
2013
2014
1248,2 1337,3 1300,9 1103,7
292,8
166
187,4 243,0
389,1 380,7 395,2 434,3
45,5
44,0
52,0
56,0
11,3
21,7
83,5
180,2
3,0
7,4
15,2
30,0
30,3
36,0
50,0
78,7
3,3
4,6
5,6
13,0
0
0
27,5
217,8
ООО «Газпром
трансгаз Сургут»
ООО «ТобольскНефтехим»
ООО «ТобольскПолимер»
ЗАО «Антипинский
НПЗ»
Филиал ООО «УГМКСталь» в г.Тюмени –
«МЗ «Электросталь
Тюмени»1
Эпотр, млн кВт·ч
Рmax, МВт
Эпотр, млн кВт·ч
Рmax, МВт
Эпотр, млн кВт·ч
Рmax, МВт
Эпотр, млн кВт·ч
Рmax, МВт
Эпотр, млн кВт·ч
2010
1069,3
179,2
379,6
47,6
2,0
0,7
20,4
2,9
0
Рmax, МВт
0
0
0
52,9
70,0
ООО «РНУватнефтегаз»
Эпотр, млн кВт·ч
153,0
167,0
153,0
152,0
141,3
Рmax, МВт
Филиал ОАО «РЖД»
«Свердловская
железная дорога»
Эпотр, млн кВт·ч
22,0
552,1
24,0
507,6
19,0
524,7
19,0
493,2
18,0
н/д
Рmax, МВт
99,1
79,1
81,8
71,7
н/д
АО «Транснефть –
Сибирь»
Эпотр, млн кВт·ч
Рmax, МВт
1.6
1415,3 1407,5 1341,2 1391,8 1452,8
247,8
173,0
183,1
235,7
216,7
Динамика изменения максимума нагрузки за пятилетний
период
Сводные данные по динамике изменения максимума нагрузки
Тюменской области приведены в таблице 4. Представлены фактические
данные по территории юга Тюменской области, на час прохождения
максимума нагрузки Тюменской энергосистемы в 2010-2014 гг.
Таблица 4 – Динамика изменения максимума нагрузки энергосистемы Тюменской
области за период 2010-2014 гг.
Наименование
Максимум нагрузки, МВт
1
2010
1885
2011
1799
Введен в работу в 2013 году
11
Год
2012
1869
2013
1786
2014
1951
Наименование
Дата и время
максиммума нагрузки
Температура
окружающей среды в
момент максимума
нагрузки, о С
Среднегодовые темпы
прироста максимума
нагрузки (%)
2010
21.12
9-00
2011
18.01
9-00
Год
2012
17.12
16-00
2013
12.12
16-00
2014
29.12
16-00
-26,3
-19,6
-29,9
-16,6
-26,2
+7,6
-4,56
+3,9
-4,44
+9,24
За последние пять лет максимум нагрузки энергосистемы
Тюменской области увеличился на 3,5 %. При этом снижение максимума
нагрузки в 2011 г. и 2013 г. может быть объяснено благоприятными
климатическими условиями прохождения максимума нагрузки.
1.7
Структура установленной мощности на территории Тюменской
области
В состав энергосистемы Тюменской области входит три основных
источника электроэнергии – Тюменская ТЭЦ-1, Тюменская ТЭЦ-2,
Тобольская ТЭЦ, принадлежащие ОАО «Фортум» (99,4 % от суммарной
установленной мощности электростанций Тюменской области). В
собственности ОАО «Газтурбосервис» находится электростанция
промышленного предприятия, установленной мощностью 12 МВт (0,6 %
от суммарной установленной мощности электростанций Тюменской
области).
Суммарная
установленная
мощность
электростанций
энергосистемы Тюменской области по состоянию на 01.01.2015
составляет 2094,3 МВт. Сводные данные по установленной мощности
электростанций и типам генерирующих установок приведены в
таблице 5.
Таблица 5 – Состав существующих электростанций по состоянию на 01.01.2015
Наименование
электростанции
Тюменская ТЭЦ-1
(ОАО «Фортум»)
Сведения о
Тип
Год ввода в
блоках/
выработки эксплуатацию
агрегатах
Всего по электростанции
5Т-100-130
ПСУ
01.12.69
6Т-100-130
ПСУ
01.09.70
7Т-100-130
ПСУ
01.12.70
ГТ V64,3A
01.09.05
ПГУ-1
Т-130/16001.09.05
12,8
ГТ V64,3A
01.02.11
ПГУ-2
Т-130/16001.02.11
12,8
12
Установленная
мощность, МВт
662
94
94
94
60
130
60
130
Наименование
электростанции
Тюменская ТЭЦ-2
(ОАО «Фортум»)
Тобольская ТЭЦ
(ОАО «Фортум»)
Сведения о
Тип
Год ввода в
блоках/
выработки эксплуатацию
агрегатах
Всего по электростанции
1Т-180/210ПСУ
30.07.86
130-1
2Т-180/210ПСУ
30.03.87
130-1
3Т-180/210ПСУ
30.12.87
130-1
4К-215-130ПСУ
26.03.90
1
Всего по электростанции
1ПТ135/165ПСУ
01.05.83
130
2Т-175/210ПСУ
01.12.83
130
4ПТ140/165ПСУ
01.12.85
130/15-2
3Р-100ПСУ
01.10.11
130/15
5К-110-1,6
ПСУ
01.10.11
ГТЭС (ОАО
Т-12-2РЭУЗ
«Газтурбосервис»)
ИТОГО
ГТУ
01.01.11
Установленная
мощность, МВт
755
180
180
180
215
665,3
135
175
142
103,6
109,7
12
2094,3 (100%)
в т.ч. ПСУ
1702,3 (81,3%)
ПГУ
ГТУ
380 (18,1%)
12 (0,06%)
В таблицу 6 сведены данные о вводе, реконструкции и демонтаже
электрического
оборудования
по
электростанциям
Тюменской
энергосистемы за последние пять лет.
Таблица 6 – Информация о вводе, демонтаже и перемаркировке оборудования по
электростанциям энергосистемы Тюменской энергосистемы за 2010-2014 гг.
Электростанция
Год
Тип работ
Станцион
ный
номер
Тип
оборудован
ия
Установленная
мощность, МВт
Тюменская
ТЭЦ-1
2011
Ввод
2
ПГУ
190
Ввод
3
Тобольская ТЭЦ
Газтурбосервис
ГТЭС
2011
2011
Присоединение
5
Р-100130/15
К-110-1,6
1
Т-12-2РЭУЗ
13
103,6
109,7
12
Данные о вводе электросетевых объектов энергосистемы
Тюменской области за последние пять лет приведены в таблице 7.
Таблица 7 - Информация о вводе электросетевого оборудования энергосистемы
Тюменской энергосистемы за 2010-2014 гг.
Год ввода
2010
2010
2010
2011
2011
2012
2012
2013
2013
2013
2013
2014
1.8
Наименование объекта
ВЛ 220 кВ Тобольская ТЭЦ –
Иртыш цепь 1,2
ПС 220 кВ Снежная. Ввод в
эксплуатацию 4АТ 220/110 кВ
ПС 110 кВ Вузгородок
ВЛ 220 кВ Демьянская –
Снежная цепь 2
ПС 500 кВ Нелым. Ввод в
эксплуатацию УШР-500
Магистральная
ПС 500 кВ Витязь. Ввод в
эксплуатацию 1АТ 500/220 кВ
ПС 500 кВ Иртыш. Ввод в
эксплуатацию 2АТ 500/110 кВ
Заходы ВЛ 220 кВ Тюмень Тюменская ТЭЦ-2 цепь 1,2 на
ПС 220 кВ ТММЗ
ПС 110 кВ Комарово.
Заход ВЛ 110 кВ Ожогино –
Сибжилстрой цепь 1,2
ПС 110 кВ Камышинская.
Отпайки от ВЛ 110 кВ
Сибжилстрой – Северная цепь
1,2
ПС 110 кВ Березняки. Заход ВЛ
110 кВ Тюмень – Сибжилстрой
цепь 1,2
КЛ 110 кВ
ТТЭЦ-2 — Ожогино цепь 1,2
Установленная мощность,
МВА (Мвар, км)
2х9,12 км
125 МВА
2 х25 МВА
90 км
3х60 Мвар
3х167 МВА
250 МВА
4х2,5 км
2х40 МВА
2х0,7 км
2х40 МВА
2х4 км
2х40 МВА
2х1,4 км
2х4,2 км
Структура выработки электроэнергии электростанциями по
типам электростанций и видам собственности
Все электростанции Тюменской области относятся к тепловым.
Структура выработки электроэнергии электростанциями по видам
собственности
идентична
структуре
выработки
электроэнергии
электростанциями по типам тепловых электростанций, где 99,6 %
выработки
электроэнергии
приходится
на
электростанции,
принадлежащие ОАО «Фортум». Оставшаяся часть электроэнергии
(0,4 %) вырабатывается ОАО «Газтурбосервис».
14
1.9
Характеристика балансов энергии и мощности за пятилетний
период
Балансы электрической мощности и электроэнергии энергосистемы
Тюменской области за отчетный пятилетний период приведены в
таблицах 8 и 9 соответственно. В качестве максимальной нагрузки
потребления приведены фактические данные по территории юга
Тюменской области, на час прохождения максимума нагрузки Тюменской
энергосистемы в 2010-2014 гг.
Таблица 8 – Балансы мощности по территории энергосистемы Тюменской области
на час прохождения максимума нагрузки Тюменской энергосистемы в 20102014 гг., МВт
Наименование показателя
Суммарное покрытие
2010
1661,0
в том числе:
Тюменская ТЭЦ-1
443,0
Тюменская ТЭЦ-2
760,0
Тобольская ТЭЦ
458,0
ГТЭС ОАО «Газтурбосервис»
0,0
Потребление
1885,0
Сальдо-переток
+224,0
(«-» избыток, «+» дефицит)
2011
2012
2013
2014
1742,0 1885,7 1703,0 1776,0
529,4 456,2 450,0 571,0
755,5 755,3 772,0 751,0
452,8 664,8 478,0 454,0
4,3
9,4
3,0
0,0
1799,0 1869,0 1786,0 1951,0
+57,0
-16,7
+83,0
+175,0
Таблица 9 – Балансы электроэнергии за период 2010-2014 гг., млн кВт·ч
Наименование показателя
2010
2011
2012
2013
Суммарная выработка
11 424,5 11 657,2 13 051,7 11 891,4
ТЭС
11 370,9 11 610,9 12 998,3 11 840,0
Тюменская ТЭЦ-1
3 197,6 3 944,5 4 653,9 3 913,3
Тюменская ТЭЦ-2
5 313,5 4 632,3 4 912,1 4 421,9
Тобольская ТЭЦ
2 859,8 3 034,1 3 432,3 3 504,8
ГТЭС ОАО «Газтурбосервис»
53,6
46,3
53,4
51,4
Потребление
10 124,3 10 726,7 10 849,2 11 099,9
Сальдо-переток («-» избыток,
-1 300,2
-930,5
-2 202,5
-791,5
«+» дефицит)
2014
10 655,1
10 609,2
3 572,9
4 321,7
2 714,6
45,9
11 803,3
+1 148,2
Баланс электроэнергии энергосистемы Тюменской области за
2010-2013 гг. складывался с профицитом. При этом наблюдалась
тенденция к снижению избытка. В 2014 г. энергосистема Тюменской
области была дефицитна по электроэнергии. В ряде годов в момент
прохождения максимума нагрузки энергосистема Тюменской области
являлась дефицитной. Дефицит активной мощности не превышал 12% и
покрывался за счет перетоков из смежных энергосистем.
15
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 ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири в
магистральном сетевом комплексе класса напряжения 220 кВ и
выше;
 ОАО «Тюменьэнерго» и ПАО «СУЭНКО» в распределительных
сетях класса напряжения 0,4 - 220 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 01.01.2015 представлены в таблице 10.
Таблица 10 – Сводные данные по существующим ПС 110 кВ и выше в
энергосистеме Тюменской области
Наименование
показателя
500 кВ
220 кВ
110 кВ
Количество ПС Количество Т/АТ2,
(ПП), шт.
шт.
По номинальному напряжению
6
21
7
22
236
444
По эксплуатирующим организациям
МЭС Западной
Сибири
ОАО «Тюменьэнерго»
Промышленные
предприятия
ВСЕГО
Мощность ПС,
МВА
3673
2266
6710,5
11
57
5831,3
178
311
4233,6
60
119
2584,6
249
487
12649,5
Сводные данные по количеству и протяженности ЛЭП 110 кВ и
выше энергосистемы Тюменской области приведены в таблице 11.
Таблица 11 – Сводные данные о количестве и протяженности ЛЭП 110 кВ и выше
энергосистемы Тюменской области
Наименование показателя
Кол-во ЛЭП, шт.
По номинальному напряжению
500 кВ (в том числе ЛЭП 220 кВ в
14
габаритах 500 кВ)
220 кВ
20
110 кВ
190
По эксплуатирующим организациям
МЭС Западной Сибири
34
2
Суммарное количество Т/АТ приведено с учетом резервных Т/АТ
16
Длина, км
1694,4
1507,1
5681,8
3201,5
Наименование показателя
Кол-во ЛЭП, шт.
Длина, км
ОАО «Тюменьэнерго»
ВСЕГО
190
224
5681,8
8883,3
Перечень основных средств компенсации реактивной мощности
(СКРМ), установленных в энергосистеме Тюменской области, приведен в
таблице 12.
Таблица 12 – Сводные данные по СКРМ в энергосистеме Тюменской области
Наименование
ПС
Диспетчерское
наименование
Uном, кВ
Место установки
ПС 500 кВ
Демьянская
Р-500 Иртыш
Р-500 Нелым
Р-110
500
500
110
Р-500 Пыть-Ях
500
Р-500 Тюмень
500
УШР-500
Магистральная
500
ПС 500 кВ Иртыш
ПС 500 кВ Нелым
1СШ 110 кВ
ПС 500 кВ ПытьЯх
ПС 500 кВ
Тюмень
ПС 500 кВ
Магистральная
Р-500 Иртыш
500
ПП 500 кВ
Нелым
ПС 500 кВ
Беркут
ПС 500 кВ
Иртыш
ПС 500 кВ
Тюмень
ПС 500 кВ
Витязь
Р-500
Демьянская
2УШР-500
Р-500 Беркут
2Р-500
500
500
500
500
Р-500 Луговая
500
Р-500 Курган
Р-500 Иртыш
500
500
ПС 500 кВ Иртыш
ПС 500 кВ
Демьянская
2СШ 500 кВ
ПС 500 кВ Беркут
2СШ 500 кВ
ПС 500 кВ
Луговая
ПС 500 кВ Курган
ПС 500 кВ Иртыш
Реактивная
мощность,
Мвар
3*60
3*60
3*33,3
3*60
3*60
3*60
3*60
3*60
3*60
3*60
3*60
3*60
3*60
3*60
1.11 Основные внешние связи энергосистемы Тюменской области
Энергосистема Тюменской области в составе Тюменской
энергосистемы граничит на севере с энергосистемой Ханты-Мансийского
автономного округа, на западе со Свердловской энергосистемой, на юге
с Курганской энергосистемой и энергосистемой Республики Казахстан,
на западе с Омской энергосистемой. Подробный список электрических
связей с внешними энергосистемами по состоянию на 01.01.2015
представлен в таблице 13, а также на рисунке 4.
Таблица 13 – Основные внешние связи энергосистемы Тюменской области
Энергосистема
Энергосистема Свердловской
области
(ОЭС Урала)
Диспетчерское наименование линии
ВЛ 500 кВ Тюмень – Рефтинская
ГРЭС цепь 1
ВЛ 500 кВ Тюмень – Рефтинская
17
Энергосистема
Энергосистема Курганской область
(ОЭС Урала)
ЕЭС Казахстана
Энергосистема Омской области
(ОЭС Сибири)
Энергосистема Ханты-Мансийского
автономного округа (ОЭС Урала)
Диспетчерское наименование линии
ГРЭС цепь 2
ВЛ 220 кВ Тюмень – Тавда
ВЛ 110 кВ Велижаны - Увал
ВЛ 110 кВ Молчаново – Устье
ВЛ 110 кВ Гужевое – Кармак
ВЛ 110 кВ Перевалово – Верховино
ВЛ 500 кВ Курган – Беркут
ВЛ 500 кВ Курган –Витязь
ВЛ 110 кВ Петропавловская ТЭЦ-2 –
Ишим (в габаритах 220 кВ) (связь
разорвана на оп. 268)
ВЛ 110 кВ Петропавловская ТЭЦ-2 Казанка (связь разорвана на оп. 228)
ВЛ 110 кВ Каргалы – Усть Ишим
ВЛ 110 кВ Новоандреевская –
Разъезд 2529
ВЛ 110 кВ Майка – Мангут-т
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 Болчары – Ильичевка
ВЛ 220 кВ Чеснок – Катыш
ВЛ 110 кВ Снежная – Фоминская
цепь 1
ВЛ 110 кВ Снежная – Фоминская
цепь 2
ВЛ 110 кВ Снежная – Эвихон
Энергосистема Ханты-Мансийского
автономного округа
2 ВЛ 500 кВ
1 ВЛ 220 кВ
4 ВЛ 110 кВ
энергосистема
Свердловской
области
5 ВЛ 500 кВ
2 ВЛ 220 кВ
3 ВЛ 110 кВ
3 ВЛ 110 кВ
Энрегосистема
Тюменской области
энергосистема
Омской области
2 ВЛ 110 кВ
энергосистема
Курганской
области
2 ВЛ 500 кВ
ЕЭС Казахстана
Рисунок 4 – Блок-схема электрических связей Тюменской энергосистемы с
внешними энергосистемами
18
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
Парус;
 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 – Петропавловской ТЭЦ-2 (связь разорвана на оп. 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 оп. 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.
19
1.12 Проблемы функционирования
Тюменской области
электросетевого
комплекса
Анализ
электроэнергетических
режимов
электросетевого
комплекса производился на основании отчетного потокораспределения
за 2014 г. основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы
Тюменской области. Были произведены исследования зимнего
максимального, зимнего минимального, летнего максимального, летнего
минимального режимов. Анализ показал, что при единичных
нормативных возмущениях в нормальной схеме параметры режима не
выходят из области допустимых значений.
Техническая возможность на технологическое присоединение
новых потребителей отсутствует на следующих ПС 35-110 кВ,
принадлежащих ОАО «Тюменьэнерго»:
 ПС 110 кВ Загородная;
 ПС 110 кВ Тарманы;
 ПС 110 кВ Утяшево;
 ПС 110 кВ Велижаны;
 ПС 110 кВ Кулаково;
 ПС 110 кВ Червишево;
 ПС 35 кВ Комсомольская;
 ПС 35 кВ В. Бешкиль.
2
Прогноз развития электрогенерирующего и электросетевого
комплекса Тюменской области на 2016-2020 годы 110 кВ и
выше
2.1
Цели и
области
задачи
развития
электроэнергетики
Тюменской
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 «Концепция долгосрочного
социально-экономического развития Тюменской области до 2020 года и
на перспективу до 2030 года» ставит перед отраслью электроэнергетики
следующие задачи:
 надежное и качественное электроснабжение потребителей на
территории Тюменской области;
 развитие систем электроснабжения в муниципальных
образованиях Тюменской области;
20
 реконструкция и техническое перевооружение электросетевого
хозяйства.
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;
 развитие электросетевого комплекса в соответствии с
генеральными планами развития населенных пунктов;
 реконструкцию и техническое перевооружение основных
фондов электростанций;
 строительство
и
реконструкцию
распределительных
подстанций,
линий
электропередачи
с
применением
современного оборудования;
 внедрение
современных
интеллектуальных
устройств
автоматики,
реконструкцию
средств
диспетчерскотехнологического управления на основе цифровых технологий;
 разработку и реализацию комплекса мер по энергосбережению
и снижению энергоемкости продукции;
 разработку оптимальной тарифной политики в увязке с
базовыми решениями Правительства Российской Федерации.
2.2
Прогноз электропотребления и максимума
Тюменской области на пятилетний период
нагрузки
по
Прогноз потребления электроэнергии и мощности на период 2015–
2020 гг. по территории Тюменской области (кроме ХМАО и ЯНАО) принят
в соответствии с проектом схемы и программы развития Единой
энергетической системы России на 2015–2021 гг. (далее проект СиПР
ЕЭС России на 2015-2021 гг.) и приведен в таблицах 14 и 15
соответственно. Прогноз летнего минимума нагрузки представлен в
таблице 16.
Данные о прогнозном потреблении электроэнергии крупных
потребителей, составляющих не менее 1% потребления региона, на
период до 2020 года приведены в таблице 17.
Среднегодовой прирост электропотребления и мощности по
энергосистеме Тюменской области не превышает 3%, при этом
наибольший темп роста в 2015-2020 гг. имеет Тобольский энергорайон,
что объясняется вводом в работу нефтехимического предприятия
ООО «ЗапСибНефтехим».
Таблица 14 – Прогноз электропотребления по территории Тюменской области на
период 2015-2020 гг.
Показатель
2015
2016
21
2017
2018
2019
2020
Электропотребление,
млн кВт·ч
Среднегодовые темпы
прироста
электропотребления, %
12 035
12 137
12 250
12 650
13 360
13 950
1,96
0,85
0,93
3,27
5,61
4,42
Таблица 15 – Прогноз максимума нагрузки на территории Тюменской области на
период 2015-2020 гг.
Показатель
2015
2016
2017
2018
2019
Максимума нагрузки, МВт
1965
1 981
1 990
2 065
2 225 2 230
Среднегодовые темпы прироста
максимума нагрузки, %
0,72
0,81
0,45
3,77
7,75
0,22
2020
в том числе по энергорайонам, МВт:
Тюменский
1107
1118
1124
1180
1227
1226
Тобольский
494
499
501
520
633
639
Ишимский
145
145
146
146
146
146
Южный
219
219
219
219
219
219
Таблица 16 – Прогноз минимума нагрузки на территории Тюменской области на
период 2015-2020 гг. (летний минимум нагрузки)
Показатель
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Минимум нагрузки, МВт
884
891
896
934
1003
1006
в том числе по энергорайонам, МВт:
Тюменский
460
465
468
485
513
513
Тобольский
249
251
253
274
315
318
Ишимский
74
74
74
74
74
74
Южный
101
101
101
101
101
101
Таблица 17 - Прогноз потребления электроэнергии и мощности крупными
потребителями на территории Тюменской области на период до 2020 года,
млн кВт·ч
Наименование потребителя
Эпотр, млн
ООО «Газпром
кВт·ч
трансгаз Сургут»
Pmax, МВт
Эпотр, млн
ООО
кВт·ч
«ЗапСибНефтехим»
Pmax, МВт
ООО «Тобольск - Эпотр, млн
Нефтефхим»
кВт·ч
2015
1103,7
2016
2017
2018
2019
2020
1103,7 1296,4 1296,4 1296,4 1296,4
243
243
213
27,5
67,2
150,0
5
11
25
20
300
300
461,6
465,5
499,3
499,3
525,6
525,6
22
213
213
213
120,0 2554,5 2554,5
Наименование потребителя
Pmax, МВт
Эпотр, млн
ООО «Тобольск кВт·ч
Полимер»
Pmax, МВт
Эпотр, млн
ЗАО «Антипинский
кВт·ч
НПЗ»
Pmax, МВт
Филиал
Эпотр, млн
ООО «УГМК-Сталь»
кВт·ч
в г.Тюмени – «МЗ
«Электросталь
Pmax, МВт
Тюмени»
Эпотр, млн
ООО «РН
кВт·ч
Уватнефтегаз»
Pmax, МВт
Филиал
Эпотр, млн
ОАО «РЖД»
кВт·ч
«Свердловская
Pmax, МВт
железная дорога»
2015
54
2016
54
2017
57
2018
57
2019
60
2020
60
273,0
292,6
382,5
397,5
382,5
397,5
36
36
48
50
48
50
159,6
303,3
521,2
661,4
661,4
661,4
26
37
60
76
76
76
463,0
463,0
463,0
463,0
463,0
463,0
80,0
80,0
80,0
80,0
80,0
80,0
147,2
146,4
144,3 1087,1 1222,9
19
19
16
212
227
214
470,6
470,6
470,6
470,6
470,6
470,6
66
66
66
66
66
66
1255,4
На рисунках 5 и 6 представлены графики отчетных и прогнозных
данных максимума нагрузки и потребления электроэнергии в
энергосистеме Тюменской области в 2009-2020гг.
МВт
2250
2 230
2200
2 225
2150
2100
2 065
2050
2000
1950
1 965
1 981
1 990
1 951
1900
1885
1869
1850
1800
1799
Прогнозный
максимум
потребления
мощности
1786
1750
1700
Отчетный
максимум
потребления
мощности
1752
1650
1600
1550
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Рисунок 5 - График отчетных и прогнозных данных максимума потребления
мощности в энергосистеме Тюменской области в 2009-2020 гг.
23
млн кВт∙ч
14 500,0
14 000,0
13 950
13 500,0
13 360
13 000,0
12 650
12 500,0
12 250
12 137
12 035
11 803,3
12 000,0
11 500,0
11 000,0
10 500,0
10 000,0
10 232,7
11 099,9
10 849,2
10 726,7
Отчетный график
потребления
электроэнергии
Прогнозный график
потребления
электроэнергии
10 124,3
9 500,0
9 000,0
8 500,0
8 000,0
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Рисунок 6 - График отчетных и прогнозных данных потребления электроэнергии в
энергосистеме Тюменской области в 2009-2020 гг.
2.3
Характеристика перспективных
энергии и мощности
балансов
электрической
В таблицах 18 и 19 представлены перспективные балансы
электроэнергии и мощности энергосистемы Тюменской области на
период 2015 – 2020 гг. соответственно.
Таблица 18 – Перспективный баланс электроэнергии энергосистемы Тюменской
области на период 2015 – 2020 гг., млн кВт·ч
2015
Показатель
2016
2017
2018
2019
2020
Электропотребление 12 035,0 12 137,0 12 250,0 12 650,0 13 360,0 13 950,0
Суммарная
выработка
12 470,3 12 470,3 12 470,3 12 470,3 12 470,3 12 470,3
электростанций
в том числе по электростанциям:
Тюменская ТЭЦ-1
4 564,8 4 564,8 4 564,8 4 564,8 4 564,8 4 564,8
Тюменская ТЭЦ-2
4 983,0 4 983,0 4 983,0 4 983,0 4 983,0 4 983,0
Тобольская ТЭЦ
2 869,7 2 869,7 2 869,7 2 869,7 2 869,7 2 869,7
ГТЭС (ОАО
52,8
52,8
52,8
52,8
52,8
52,8
«Газтурбосервис»)
Сальдо-переток («+»
дефицит; «-»
-435,3
-333,3
-220,3
179,7
889,7
1479,7
избыток)
24
Таблица 19 – Перспективный баланс мощности
области на период 2015-2020 гг., МВт
энергосистемы
Тюменской
Показатель
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Суммарное потребление
1 965,0 1 981,0 1 990,0 2 065,0 2 225,0 2 230,0
мощности
Покрытие (суммарная
установленная
2 094,3 2 094,3 2 094,3* 2 094,3* 2 094,3* 2 094,3*
мощность)
в том числе по электростанциям:
Тюменская ТЭЦ-1
662
662
662*
662*
662*
662*
Тюменская ТЭЦ-2
755
755
755
755
755
755
Тобольская ТЭЦ
665,3
665,3
665,3
665,3
665,3
665,3
ГТЭС (ОАО
12
12
12
12
12
12
«Газтурбосервис»)
Сальдо-переток («+» -129,3
-113,3
-104,3
-29,3
130,7
135,7
дефицит; «-» - избыток)
* Значение установленной мощности Тюменской ТЭЦ-2 приведено без учета перемаркировки ПГУ-2,
предусмотренной
планами
компании-собственника
ОАО
«Фортум».
С
учетом
перемаркировки,
предусмотренной планами ОАО «Фортум» в 2017 г., установленная мощность Тюменской ТЭЦ-2 составит
681,7 МВт.
Перспективный баланс электроэнергии и мощности энергосистемы
Тюменской области по состоянию на начало периода является
избыточным с постепенным изменением сальдо-перетока в сторону
дефицита. Что объясняется ростом электропотребления и мощности
нагрузки в рассматриваемый период и неизменной установленной
мощностью электростанций энергосистемы Тюменской области.
2.4
Перечень планируемых к строительству и выводу из
эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях
Тюменской области
В соответствии с проектом СиПР ЕЭС России на 2015-2021 гг. в
части изменений в основных объемах генерирующих объектов и
генерирующего оборудования на территории Тюменской области с
высокой вероятностью реализации в период 2016-2020 гг. действий с
генерирующим оборудованием на территории Тюменской области не
предусмотрено.
В соответствии с планами ОАО «Фортум», а также в соответствии с
дополнительными объемами перемаркировки генерирующих объектов,
приведенными в проекте СиПР ЕЭС России на 2015-2021 гг., в 2017 г.
запланирована перемаркировка ПГУ-2 Тюменской ТЭЦ-1 с увеличением
установленной мощности блока до 209,7 МВт. Таким образом,
суммарная установленная мощность Тюменской ТЭЦ-2 с учетом
перемаркировки будет составлять 681,7 МВт.
25
2.5
Перечень планируемых к строительству и выводу
эксплуатации электросетевых объектов 110 кВ и выше
из
Перечень электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше,
рекомендуемых к вводу в 2016-2020 гг. на территории Тюменской
области, в том числе для устранения «узких мест», приведен в таблице
20.
Таблица 20 – Перечень электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше,
рекомендуемых к вводу в 2016-2020 гг. на территории Тюменской области
№
1
2
3
4
Наименование
Реконструкция ПС 110 кВ
Ярково
Реконструкция ПС 110 кВ
Мичурино
Реконструкция ПС 110 кВ
Н. Тавда
Реконструкция ПС 110 кВ
Червишево
Год
Параметры
ввода
2х10 МВА
2016
2х16 МВА
2016
2х16 МВА
2016
2х16 МВА
2016
5
Реконструкция ПС 110 кВ
Антипино
2х40 МВА
2016
6
ПС 220 Усть-Тегусская с ВЛ
220 кВ Демьянская - УстьТегусская I и II цепь с
заходами на ПС 220 кВ
Тямкинская
2х125 МВА
2х63 МВА
315 км
2017
7
ПС 110 кВ Причал
2х40 МВА
2х1,4 км
2017
8
Реконструкция ПС 110 кВ
Тютрино
6,3 МВА
2017
9
Реконструкция ПС 110 кВ
Абатск
16 МВА
2017
2х16 МВА
2017
10
11
12
Реконструкция ПС 110 кВ
Горьковка
Реконструкция ПС 110 кВ
Химфарм
Реконструкция ПС 110 кВ
Омутинка
2х10 МВА
2017
25 МВА
2017
26
Основание для
выполнения
мероприятия
Создание технической
возможности для
технологического
присоединения новых
потребителей
Повышение надежности
электроснабжения
потребителей
Технологическое
присоединение
электроустановок
ООО «РНУватнефтегаз»
Электроснабжение
потребителей в районе
жилищной застройки
Физический и
моральный износ
коммутационных
аппаратов, нехватка
трансформаторных
мощностей
Обеспечение
перспективного роста
нагрузки, повышение
надежности и качества
электроснабжения
потребителей
Обеспечение
перспективного роста
нагрузки
№
13
14
Наименование
Реконструкция ПС 110 кВ
Буньково
Реконструкция ПС 110 кВ
Упорово
ПС 220 кВ Тура с ВЛ 220 кВ
Тюмень-Тура I и II цепь.
Заходы на ПС Тура ВЛ 110
15
кВ Тюмень – Сибжилстрой
цепь 1,2, ВЛ 110 кВ
Сибжилстрой – Молчаново
16
17
18
ПП 500 кВ Тобол с
заходами ВЛ 500 кВ
Иртыш-Демьянская и
заходами ВЛ 500 кВ
Тюмень-Нелым
ПС 500 кВ Полимер
(ЗапСиб) с ВЛ 500 кВ ПП
Тобол-ПС 500 кВ Полимер
(ЗапСиб)
ПС 110 кВ Молодежная с
заходами ВЛ 110 кВ
Ожогино – Перевалово
Параметры
Год
ввода
10 МВА
2017
16 МВА
2017
2х125
МВА,
2х15,3 км
2х4 км
2х2 км
2х3,2км
2018
2х1,28 км
2х3,38 км
2018
4х250 МВА
4х0,5 км
2018
2х16 МВА
13 км
2018
19
Реконструкция ПС 110 кВ
Ощепково
6,3 МВА
2018
20
Реконструкция ПС 110 кВ
Ялуторовск
25 МВА
2018
2.6
Сводные
данные
по
развитию
напряжением 220 кВ и выше, 110 кВ
Основание для
выполнения
мероприятия
Повышение надежности
электроснабжения
потребителей
Присоединение новых
потребителей и
повышение надежности
электроснабжения
существующих
потребителей в
г. Тюмень
Присоединение нового
производства
ООО «ЗападноСибирский
Нефтехимический
комбинат»
Электроснабжение
потребителей в районе
жилищной застройки
Повышение надежности
и качества
электроснабжения
потребителей
Повышение надежности
электроснабжения
потребителей
электрической
сети
Сводные данные по развитию электрической сети 110 кВ и выше
получены на основании перечня рекомендуемых к вводу электросетевых
объектов энергосистемы Тюменской области на период 2016-2020 гг., а
также
данных
о
реконструкции
электросетевых
объектов
ОАО «Тюменьэнерго» и приведены в таблице 21. 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.
27
Таблица 21 – Сводные данные по развитию электрической сети 110 кВ и выше
энергосистемы Тюменской области на период 2016-2020 гг.
Класс
напряжения
500 кВ
220 кВ
110 кВ
2.7
2016
МВА
км
196
-
2017
МВА
км
376 315,0
205,3 2,8
2018
МВА
км
1000 11,3
250
30,6
63,3 31,4
2019
МВА
км
-
2020
МВА
км
-
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 2016-2020 гг. приведены в
таблице 22. Данные получены на основании Инвестиционных программ
ОАО «Тюменьэнерго» и ПАО «СУЭНКО».
Таблица 22 – Сводные данные по развитию электрической сети ниже 110 кВ
энергосистемы Тюменской области на период 2016-2020 гг.
2016
2017
2018
Класс
напряжения кВА
км
кВА
км
кВА
км
35 кВ
9400
10000
10 кВ
33770 135,02 41690 119,18
24
28
2019
кВА км
-
2020
кВА км
-
2.8
ма
размещения
Схе
перспективных
объектов
электроэнергетики
29
существу
Тюменской
ющих и
област
3
Основные
направления
развития
теплоэнергетического
комплекса Тюменской области на 2016-2020 годы
3.1
Общая
характеристика
Тюменской области
теплоэнергетического
комплекса
Обеспечение теплоснабжения потребителей Тюменской области
производится от Тюменских ТЭЦ-1, 2, Тобольской ТЭЦ, котельных.
Услуги по передаче тепловой энергии в зоне централизованного
теплоснабжения на территории Тюменской области осуществляют две
основных компании:
 ОАО «Уральская теплосетевая компания» (далее ОАО «УТСК»);
 ОАО «Тепло Тюмени» - филиал ПАО «СУЭНКО».
Производство, передачу и отпуск тепловой энергии в населенных
пунктах за исключением г. Тюмень и г. Тобольск осуществляют
муниципальные и частные теплоснабжающие организации.
3.2
Цели и задачи развития
Тюменской области
теплоэнергетического
комплекса
Основной
целью
развития
теплоэнергетического
комплекса
Тюменской области является обеспечение заданных «Энергетической
стратегией России на период до 2030 года» (утверждена распоряжением
Правительства Российской Федерации от 13.11.2013 №1715-р) и
«Стратегией социально-экономического развития Тюменской области до
2020 г.» 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.
Необходимо создать технические основы надежного теплоснабжения
и гарантированного доступа всех субъектов экономической деятельности к
источникам тепловой энергии.
Общие направления развития теплоэнергетического комплекса
Тюменской области в период 2016-2020 годов базируются на следующих
документах:
 «Энергетическая стратегия России на период до 2030 года»
(утверждена Постановлением Правительства РФ №1715-р от 13
ноября 2009 года);
 «Концепция долгосрочного социально-экономического развития
Тюменской области до 2020 года и на перспективу до 2030 года»
(утв. распоряжением Правительства Тюменской области от 25
мая 2009 г. N 652-рп);
30
 Федеральный закон №35-ФЗ «Об электроэнергетике» (с
изменениями на 28 декабря 2010 г.);
 Федеральный
закон
№261-ФЗ
от
23.11.2009
г.
«Об
энергосбережении и о повышении энергетической эффективности
и о внесении изменений в отдельные законодательные акты
Российской Федерации»;
 Постановление Правительства РФ №808 от 8 августа 2012 г. «Об
организации теплоснабжения в Российской Федерации»;
 Указ Президента Российской Федерации от 4 июня 2008 г. №889
«О некоторых мерах по повышению энергетической и
экологической эффективности российской экономики».
3.3
Существующее состояние
Тюменской области
теплоэнергетического
комплекса
В рамках анализа существующего состояния теплоэнергетического
комплекса Тюменской области представлена следующая информация:
 показатели
полезного
отпуска
тепловой
энергии
электростанциями и котельными за 5-летний период;
 характеристика тепловых источников;
 структура топливного баланса электростанций и котельных;
 характеристика тепловых сетей;
 основные проблемы функционирования теплоэнергетического
комплекса.
3.3.1 Показатели
полезного
отпуска
тепловой
электростанциями и котельными за 5-летний период
энергии
В таблице 23 приведены показатели производства и полезного
отпуска тепловой энергии электростанциями и котельными Тюменской
области.
Таблица 23 – Показатели производства и полезного отпуска тепловой энергии
электростанциями и котельными Тюменской области, тыс. Гкал
Параметр
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Всего по Тюменской области
Выработано тепловой
энергии
14 062
14 641
14 466
14 258
14 111
14 394
Отпуск тепловой
энергии в сеть
11 994
12 726
12 302
12 277
11 957
13 176
3 448
2 903
2 660
2 484
Котельные
Выработано тепловой
энергии
3 505
3 407
31
Параметр
Отпуск тепловой
энергии в сеть
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2 325
2 453
2 275
2 245
2 098
2 423
Тюменская ТЭЦ-1
Выработано тепловой
энергии
Отпуск тепловой
энергии в сеть
3 128
3 123
3 105
3 195
3 192
3 136
2 972
3 075
2 959
2 960
2 875
2 969
Тюменская ТЭЦ-2
Выработано тепловой
энергии
Отпуск тепловой
энергии в сеть
2 740
2 922
2 825
2 882
2 805
2 702
2 652
2 842
2 748
2 791
2 737
2 594
Тобольская ТЭЦ
Выработано тепловой
энергии
Отпуск тепловой
энергии в сеть
4 689
5 189
5 088
5 278
5 454
6 072
4 045
4 356
4 320
4 281
4 247
5 190
14 394
13 176
14 111
11 957
14 258
12 277
14000
14 466
12 302
16000
14 062
11 994
18000
14 641
12 726
Динамика изменения показателей производства и полезного отпуска
тепловой энергии электростанциями и котельными Тюменской области за
5-летний период приведен на рисунке 7.
12000
Выработка тепловой
энергии, тыс. Гкал
10000
8000
Отпуск тепловой
энергии в сеть, тыс.
Гкал
6000
4000
2000
0
2009 г.
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
2014 г.
Рисунок 7 – Динамика изменения показателей производства и полезного отпуска
тепловой энергии электростанциями и котельными Тюменской области за 5летний период
32
3.4
Характеристика теплоисточников
Теплоснабжение Тюменской области осуществляют Тюменская ТЭЦ1, Тюменская ТЭЦ-2, Тобольская ТЭЦ (суммарная установленная тепловая
мощность станций 5264 Гкал/час), 1464 котельных. Суммарная мощность
источников теплоснабжения по состоянию на 01.01.2014 г. составила
2 756,3 Гкал/ч.
Мощности этих станций позволяют полностью обеспечить
существующие тепловые нагрузки потребителей Тюменской области.
Структура выработки тепловой энергии в 2013 году представлена на
рисунке 8.
19%
23%
Тюменская ТЭЦ-1
Тюменская ТЭЦ-2
Тобольская ТЭЦ
Котельные
20%
38%
Рисунок 8 – Структура выработки тепловой энергии в 2013 году
Ниже приведена характеристика тепловых электростанций
котельных, действующих на территории Тюменской области.

и
Тепловые электростанции
Тюменская ТЭЦ-1 введена в работу 17 ноября 1960 года,
расположена в восточной части г. Тюмень. Оборудование: 2 блока ПГУ, 3
турбины, 7 энергетических котлов, 4 пиковых водогрейных котла. 100%
топливного баланса станции составляет природный газ. Установленная
тепловая мощность Тюменской ТЭЦ-1 составляет 1631 Гкал/ч
(электрическая мощность – 662 МВт).
21 декабря 2010 года на Тюменской ТЭЦ-1 состоялся пуск
энергоблока №2 с установленной мощностью - 220 Гкал/ч (190 МВт –
электрическая мощностью). Коэффициент полезного действия нового
блока в теплофикационном режиме составляет 63%. Коэффициент
использования тепла топлива – 85% (для паросиловых блоков этот
показатель составляет около 60%).
33
Тюменская ТЭЦ-2 введена в работу в июле 1986 года, расположена в
юго-восточной части г. Тюмень. На станции установлено 4 энергетических
блока, на пиковой водогрейной котельной – 3 паровых котла и 3 пиковых
водогрейных котла. 100% топливного баланса станции составляет газ.
Установленная тепловая мощность Тюменской ТЭЦ-2 составляет 1410
Гкал/ч (электрическая мощность – 755 МВт).
Тобольская ТЭЦ введена в работу 9 июля 1980 года. Является
ключевым поставщиком тепла и электричества для г. Тобольска,
единственным производителем и поставщиком технологического пара для
Тобольского нефтехимического комбината. Оборудование: 5 турбин, 9
энергетических котлов и 3 пиковых водогрейных котла. 100% топливного
баланса станции составляет природный газ. С вводом в коммерческую
эксплуатацию в октябре 2011 года приключенной турбины К-110-1,6
электрическая мощность станции выросла на 213,3 МВт. Установленная
тепловая мощность Тобольской ТЭЦ составляет 2223 Гкал/ч
(электрическая мощность – 665,3 МВт).
Особенность нового пускового комплекса Тобольской ТЭЦ
заключается в реализации технологического решения, при котором
используется часть оборудования, построенного в 1986 г. К турбине Р-100,
выведенной из консервации, установлена вновь построенная турбина К110, которая вторично использует энергию пара. Такая комбинация
позволяет обеспечить загрузку имеющейся мощности и работу в
экономичном режиме.
Удельный расход топлива на производство 1 Гкал тепловой энергии в
2013 году составил:
 на Тюменской ТЭЦ-1 – 0,443 т у.т./Гкал;
 на Тюменской ТЭЦ-2 – 0,552 т у.т./Гкал;
 на Тобольской ТЭЦ – 0,330 т у.т./Гкал.
Коэффициент полезного действия (КПД) топлива с учетом выработки
электрической и тепловой энергии данных электростанций в 2013 году
составил:
 на Тюменской ТЭЦ-1 – 66%;
 на Тюменской ТЭЦ-2 – 61%;
 на Тобольской ТЭЦ – 67%.

Котельные
Теплоснабжение муниципальных образований Тюменской области
обеспечивают 1464 котельных, в том числе 1274 муниципальных.
Структура потребления топлива на котельных приведена на
рисунке 9.
34
14
115
130
Природный газ
Уголь
Нефть
Иные виды топлива
1205
Рисунок 9 – Структура состава котельных Тюменской области по виду
потребляемого топлива, шт.
Общая установленная мощность котельных Тюменской области
составляет 3079,5 Гкал/ч.
Средний КПД котельных Тюменской области составляет порядка 8083%. КПД 55 котельных г. Тюмень за отчетный период остается 87-86% с
тенденцией к медленному снижению.
Во многих муниципальных образованиях средний КПД котельных
ниже 80%:
 Вагайское муниципальное образование – 65%;
 Ярковское муниципальное образование – 71%;
 Тобольское муниципальное образование – 72%;
 Викуловское муниципальное образование – 73%;
 Исетское муниципальное образование – 74%;
 Голышмановское муниципальное образование – 75%;
 Казанское муниципальное образование – 76%;
 Сорокинское муниципальное образование – 76%;
 Уватское муниципальное образование – 78%.
3.5
Структура топливного баланса электростанций и котельных
Структура топливного баланса электростанций и котельных
Тюменской области за 2009-2013 годы приведена в таблице 24.
35
Таблица 24 – Структура топливного баланса электростанций и котельных Тюменской
области за 2009-2013 годы, тыс. т у.т.
Наименование
Тюменская ТЭЦ-1, в т.ч.:
природный газ
мазут
Тюменская ТЭЦ-2, в т.ч.:
природный газ
мазут
Тобольская ТЭЦ, в т.ч.:
природный газ
мазут
Итого по электростанциям, в т.ч.
природный газ
мазут
Котельные, в т.ч.
природный газ
нефть
уголь
Итого по Тюменской области, в т.ч.
природный газ
мазут и нефть
уголь
2009
1 293,9
1 293,8
0,1
1 928,2
1 927,9
0,3
1 441,8
1 426,2
15,6
4 663,9
4 647,9
16
600,8
544,8
5,3
50,7
5 264,7
5 192,7
21,3
50,7
2010
1 295,8
1 295,6
0,2
1 849,7
1 849,4
0,3
1 561,4
1 561,0
0,4
4 706,9
4 706
0,9
659,7
602,7
5,1
51,9
5 366,6
5 308,7
6
51,9
2011
1 499,0
1 498,9
0,1
1 608,1
1 608,0
0,1
1 616,5
1 616,1
0,4
4 723,6
4 723
0,6
691,1
632,4
4,9
53,8
5 414,7
5 355,4
5,5
53,8
2012
1 667,1
1 666,9
0,2
1 731,9
1 731,6
0,2
1 762,0
1 761,7
0,3
5 161,0
5 160,2
0,7
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
2013
1 413,6
1 413,4
0,2
1 547,6
1 547,4
0,2
1 798,0
1 797,8
0,2
4 759,2
4 758,6
0,6
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
Структура топливного баланса Тюменской области за период 20092013 годы сохраняется неизменной и состоит на 99% из природного газа.
3.6
Краткая характеристика тепловых сетей
3.6.1 г. Тюмень
Централизованное теплоснабжение г. Тюмень осуществляется от
двух электростанций: Тюменской ТЭЦ- 1 и Тюменской ТЭЦ-2.
Тепловые сети г. Тюмень выполнены по радиальной схеме. Каждый
источник работает автономно на индивидуальный контур теплоснабжения.
Для
обеспечения
надежности
теплоснабжения,
возможности
резервирования и оперативных переключений между контурами ТЭЦ-1 и
ТЭЦ-2 установлены секционные задвижки.
Передача тепла от ТЭЦ к потребителям осуществляется по системе
магистральных и распределительных тепловых сетей.
Система
централизованного
теплоснабжения
─
закрытая.
Регулирование отпуска тепла – качественное, путём изменения
температуры сетевой воды по температурному графику 150/70°С от
Тюменской ТЭЦ-1 и Тюменской ТЭЦ-2.
В жилых районах города преобладает подземная прокладка тепловых
сетей (бесканальная или в непроходных каналах), по территориям
36
промышленных узлов и незастроенным территориям - надземная,
преимущественно на низких опорах.
Тепловые сети системы централизованного теплоснабжения
обслуживаются двумя основными организациями:
 ОАО «Уральская теплосетевая компания» (далее ОАО «УТСК»);
 ОАО «Тепло Тюмени» - филиал ПАО «СУЭНКО».
ОАО «УТСК» является участником теплоэнергетического рынка на
территории Тюменской и Челябинской областей и ключевым поставщиком
тепловой энергии в городах Тюмень (филиал «Тюменские тепловые сети»)
и Челябинск (филиал «Челябинские тепловые сети»). Годовой объем
реализации тепловой энергии составляет более 22 млн Гкал в год.
В г. Тюмень техническим обслуживанием и модернизацией
магистральных теплотрасс общей протяженностью 72 км (средний диаметр
731 мм.) и 5 повысительно-насосных станций (ПНС) занимаются филиал
ОАО «УТСК» Тюменские тепловые сети.
ОАО «Тепло Тюмени» - филиал ПАО «СУЭНКО» основано 1 июля
2009 года. Основные направления деятельности ОАО «Тепло Тюмени» филиал ПАО «СУЭНКО» ─ передача, производство, транспортировка и
распределение тепловой энергии. С марта 2010 года в зону
ответственности компании также входит водоснабжение и водоотведение
города Тобольска.
В таблице 25 представлена территория обслуживания потребителей
ОАО «Тепло Тюмени» - филиал ПАО «СУЭНКО» в г. Тюмень.
Таблица 25 – Территория обслуживания потребителей ОАО «Тепло Тюмени» филиал ПАО «СУЭНКО» в г. Тюмень
Наименование
Показатель
Протяженность магистральных тепловых сетей
находящихся в аренде организации (в однотрубном
исчислении) по ЦТС
Протяженность распределительных тепловых
сетей находящихся в аренде организации (в однотрубном
исчислении) по ЦТС
Протяженность распределительных тепловых
сетей находящихся в аренде организации (в однотрубном
исчислении) от котельных
23,228 км
883,810 км
157,705 км
Количество котельных в аренде организации
41 шт.
Количество центральных тепловых пунктов в
аренде предприятия
164 шт.
37
3.6.2 г. Тобольск
В настоящее время централизованное теплоснабжение жилищнокоммунального сектора и объектов социальной сферы нагорной части г.
Тобольска осуществляется от Тобольской ТЭЦ.
Централизованное
теплоснабжение
города
Тобольска
осуществляется от Тобольской ТЭЦ и Городской котельной №1. Сетевая
вода с коллекторов Тобольской ТЭЦ сетевыми насосами по тепловой
магистрали диаметром 900 мм и протяженностью 9,45 км подается на
городскую котельную №1 (ГК-1), работающую в режиме подкачивающей
станции. Среднечасовой расход воды на подпитку тепловых сетей в
нормативных условиях составляет 422 т/ч. Тобольская ТЭЦ осуществляет
отпуск теплоносителя по температурному графику 130/70оС.
С напорного коллектора сетевая вода проходит по одному вводу в
город до павильона П-10 с общим расходом 4200 т/ч. От павильона П-10
осуществляется разветвление теплоносителя по двум вводам:
- I ввод: расход теплоносителя в подающем трубопроводе составляет
2000 т/ч; тепловой энергией обеспечиваются потребители микрорайонов 6,
7, 7«А», 8, 9.
- II ввод: расход теплоносителя в подающем трубопроводе
составляет 2200 т/ч; тепловой энергией обеспечиваются потребители
микрорайонов 1, 2, 3«А», 3«Б», 4, 10, 15 и «Панин бугор».
На вводе I (район ландшафтного парка) размещена подкачивающая
насосная станция ПНС-2, предназначенная для понижения давления в
обратном трубопроводе с целью увеличения располагаемого напора у
потребителей, расположенных в районе ввода I после ПНС-2.
На вводе II (район Биофабрики) размещена подкачивающая насосная
станция ПНС-1, также предназначенная для понижения давления в
обратном трубопроводе с целью увеличения располагаемого напора у
потребителей, расположенных в исторической части города – ул.
Октябрьская – Епархия.
На балансе ОАО «УТСК» в г. Тобольске находится 9,45 км
магистральной теплотрассы от Тобольской ТЭЦ до Городской котельной
№1. Кроме снабжения населения теплом и горячей водой, ОАО «УТСК»
поставляет острый пар, необходимый для производственного цикла
ООО «Тобольскнефтехим».
Система теплоснабжения нагорной части г. Тобольска организована
по зависимой схеме с открытым водоразбором на нужды горячего
водоснабжения и осуществляется по системе магистральных и
внутриквартальных тепловых сетей, находящихся на обслуживании у ОАО
«Тепло Тюмени» - филиал ПАО «СУЭНКО».
В таблице 26 представлена территория обслуживания потребителей
ОАО «Тепло Тюмени» - филиал ПАО «СУЭНКО» в г. Тобольск.
38
Таблица 26 – Территория обслуживания потребителей ОАО «Тепло Тюмени» филиал ПАО «СУЭНКО» в г. Тобольск
Наименование
Значение
Протяженность магистральных тепловых сетей
находящихся в аренде организации (в однотрубном
исчислении) по ЦТС
Протяженность распределительных тепловых
сетей находящихся в аренде организации (в
однотрубном исчислении) по ЦТС
Протяженность распределительных тепловых
сетей находящихся в аренде организации (в
однотрубном исчислении) от котельных
36,884 км
170,920 км
150,302 км
Количество котельных в аренде организации
29 шт.
Количество центральных тепловых пунктов в
аренде предприятия
9 шт.
В таблице 27 приведена характеристика теплосетевого комплекса
Тюменской области по состоянию на конец 2014 года.
Как видно из таблицы 27, 625 км (33%) от общего количества
тепловых сетей находятся в ветхом и изношенном состоянии и нуждаются
в замене.
Таблица 27 – Характеристика теплосетевого комплекса Тюменской области по
состоянию на конец 2014 года
№п/п
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
Муниципальное образование (МО)
Всего по МО
км
1917,734
91,400
Всего
г. Ишим
г. Тобольск
г. Тюмень
г. Ялуторовск
Абатский район
Армизонский район
Аромашевский район
Бердюжский район
Вагайский район
Викуловский район
Голышмановский район
188,357
605,400
91,400
27,300
5,125
8,792
25,596
21,500
17,541
24,390
39
Ветхие (подлежат
замене)
км
625,034
12,000
50,016
318,900
18,450
2,800
0,100
1,500
7,944
4,574
5,405
4,060
%
33
13
27
53
20
10
2
17
31
21
31
17
№п/п
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
Муниципальное образование (МО)
Заводоуковский городской округ
Исетский район
Ишимский район
Казанский район
Нижнетавдинский район
Омутинский район
Сладковский район
Сорокинский район
Тобольский район
Тюменский район
Уватский район
Упоровский район
Юргинский район
Ялуторовский район
Ярковский район
40
Всего по МО
км
109,540
74,700
14,500
35,658
28,000
16,531
12,081
17,209
35,400
252,000
92,563
29,800
10,239
11,37
71,34
Ветхие (подлежат
замене)
км
34,415
58,739
2,326
10,892
2,974
0,363
0,365
4,775
18,000
22,088
17,791
5,370
0,542
1,610
19,035
%
31
79
16
31
11
2
3
28
51
9
19
18
5
14
27
3.7
Основные
проблемы
функционирования
теплоэнергетического комплекса Тюменской области
На основании анализа существующего состояния были выявлены
следующие основные проблемы теплоэнергетического комплекса
Тюменской области:
 высокие удельные расходы топлива на производство тепловой
энергии на ряде котельных;
 низкая насыщенность приборным учетом потребления топлива
и (или) отпуска тепловой энергии на котельных; низкий
остаточный ресурс и изношенность оборудования;
 нарушение сроков и регламентов проведения работ по наладке
режимов котлов; нарушение качества топлива, вызывающее
отказы горелок;
 низкий уровень автоматизации, отсутствие автоматики или
применение непрофильной автоматики; отсутствие или низкое
качество водоподготовки;
 несоблюдение температурного графика;
 нехватка и недостаточная квалификация персонала котельных;
 избыток располагаемых мощностей, определенный с учетом
нормативных требований по их резервированию – отмечается
практически во всех локальных системах теплоснабжения.
Удельный расход электроэнергии на выработку и транспорт тепла
для многих котельных превышает нормативные значения. В среднем,
для системы теплоснабжения Тюменской области за отчетный период он
был равен 27,3 кВт·ч/Гкал.
Тепловые сети Тюменской области имеют протяженность
1917,7 км, из которых более 30% нуждаются в замене.
В ряде муниципальных образований в замене тепловых сетей
нуждается более 30% их протяженности:
 в
Бердюжском,
Викуловском,
Казанском
районах
и
Заводоуковском городском округе – 31%;
 в Тобольском районе – 51%;
 в г.Тюмени – 53%;
 в Исетском районе – 79%.
Ежегодно заменяется порядка 90-110 км сетей. Часть систем
теплоснабжения населенных пунктов области и отдельные зоны
теплоснабжения имеют избыточный уровень централизации. Избыточная
централизация
многих
систем
теплоснабжения
порождает
сверхнормативные потери в тепловых сетях (до 20-50%) и завышенные
расходы
электроэнергии
и
воды
на
эксплуатацию
систем
теплоснабжения. Отмечается низкое качество эксплуатации тепловых
сетей, что приводит к повышенному уровню потерь в сетях по сравнению
41
с нормативными. Средние потери в тепловых сетях за отчетный период
составили 8,4% от тепла, отпущенного в сети.
Основные проблемы в тепловых сетях:
 высокий уровень фактических потерь в тепловых сетях;
 высокий уровень затрат на эксплуатацию тепловых сетей;
 высокая степень износа тепловых сетей и превышение в ряде
населенных пунктов критического уровня частоты отказов;
 несоответствие установленного насосного оборудования на
источниках тепла требуемым параметрам подключенных
тепловых сетей, что является одним из факторов, влияющих на
перерасход
энергоресурсов,
неудовлетворительное
техническое состояние тепловых сетей, нарушение тепловой
изоляции и высокие потери тепловой энергии;
 нарушение гидравлических режимов тепловых сетей.
Основными проблемами, требующими решения на ближайшую
перспективу, которым необходимо уделить повышенное внимание при
развитии теплоэнергетического комплекса Тюменской области являются:
 низкая энергоэффективность производства тепловой энергии;
 сверхнормативный износ тепловых сетей;
 наличие котельных, работающих на дорогостоящих видах
топлива (нефть, уголь и пр.)
 недостаточная
оснащенность
котельных
автоматизированными системами контроля и управления
технологическим оборудованием, а также приборами контроля
и учета выработки тепловой энергии.
Фактором,
препятствующим
повышению
эффективности
производства тепловой энергии, является наличие 237 котельных,
работающих на дорогостоящих видах топлива (нефть – 14 шт., уголь –
130 шт., электроэнергия – 93 шт.). Выработка тепловой энергии,
основанная на сжигании жидких видов топлива, в том числе нефти
является одной из самых высокозатратных по причине высокой
стоимости топлива и расходов, связанных с его доставкой. Нефтяные
котельные приносят наибольшие убытки организациям жилищнокоммунального комплекса.
В целях обеспечения котельных квалифицированным персоналом
необходимо уделить особое внимание обучению молодых специалистов,
а также выполнить разработку мероприятий для повышения
квалификации существующего персонала котельных.
3.8
Основные
направления
развития
и
энергоэффективности
теплоэнергетического
Тюменской области на 2016-2020 годы
повышения
комплекса
Прогнозный топливно-энергетический баланс России базируется на
представленных прогнозных гипотезах социально-экономического
42
развития страны и основных направлениях энергетической политики,
предусматривает сбалансированность внутреннего спроса и экспортных
поставок топливно-энергетических ресурсов с объемами их добычи,
производства и импорта, а также смягчение сложившихся диспропорций,
связанных с доминированием природного газа и малым удельным весом
угля и нетопливных энергоресурсов (энергия атомных электростанций,
возобновляемых источников энергии) в структуре потребления топливноэнергетических ресурсов в стране.
Прогнозный топливно-энергетический баланс России на период до
2030 года предусматривает:
 снижение доли газа в потреблении первичных топливноэнергетических ресурсов с 52% в 2005 году до 46-47% к 2030
году;
 увеличение доли нетопливных источников энергии в
потреблении первичных топливно-энергетических ресурсов с
11% до 13-14% к 2030 году;
 масштабное снижение удельной энергоемкости экономики и
энергетики (в 2,1-2,3 раза) при незначительном росте
внутреннего потребления (в 1,4-1,6 раза), экспорта (в 1,1-1,2
раза) и производства энергоресурсов (в 1,3-1,4 раза).
3.8.1 Мероприятия по реконструкции тепловых сетей
Мероприятия по строительству и реконструкции тепловых сетей
Тюменской области приведены на основании актуальных схем
теплоснабжения муниципальных образований Тюменской области и
содержат следующие мероприятия:
 реконструкция
и
строительство
тепловых
сетей,
обеспечивающих перераспределение тепловой нагрузки из зон
с дефицитом тепловой мощности в зоны с избытком тепловой
мощности (использование существующих резервов)
 строительство тепловых сетей для обеспечения перспективных
приростов тепловой нагрузки под жилищную, комплексную или
производственную застройку во вновь осваиваемых районах
поселения
 реконструкция тепловых сетей с увеличением диаметра
трубопроводов для обеспечения перспективных приростов
тепловой нагрузки
 строительство тепловых сетей, обеспечивающих условия, при
наличии которых существует возможность поставок тепловой
энергии потребителям от различных источников тепловой
энергии при сохранении надежности теплоснабжения
 реконструкция существующих и строительство новых насосных
станций.
43
3.8.2 Основные показатели производства и полезного отпуска
тепловой энергии
В таблице 28 приведены прогнозные показатели производства и
полезного отпуска тепловой энергии электростанциями и котельными
Тюменской области на период 2016-2020 годов.
Таблица 28 – Перспективные показатели производства и полезного отпуска
тепловой энергии электростанциями и котельными Тюменской области на
период 2016-2020 годов (в т.ч. фактические показатели за 2014 год),
тыс. Гкал
Параметр
2014
2016
2017
2018
Всего по Тюменской области
2019
2020
Выработка тепловой
энергии
14 394
14 677
15 044
15 592
15 855
16 438
Отпуск тепловой
энергии в сеть
13 176
12 609
13 129
13 428
13 874
14 284
Котельные
Выработка тепловой
энергии
Отпуск тепловой
энергии в сеть
2 484
2 994
3 236
3 660
3 799
4 009
2 423
2 157
2 566
2 754
3 089
3 165
Тюменская ТЭЦ-1
Выработка тепловой
энергии
Отпуск тепловой
энергии в сеть
3 136
3 181
3 215
3 249
3 282
3 384
2 969
2 913
2 944
2 975
3 006
3 099
Тюменская ТЭЦ-2
Выработка тепловой
энергии
Отпуск тепловой
энергии в сеть
2 702
2 750
2 779
2 808
2 837
2 925
2 594
2 654
2 683
2 711
2 739
2 824
Тобольская ТЭЦ
Выработка тепловой
энергии
Отпуск тепловой
энергии в сеть
6 072
5 753
5 814
5 875
5 936
6 120
5 190
4 884
4 936
4 988
5 040
5 196
Изменение объема выработки тепловой энергии на территории
Тюменской области за 2014 год и на период 2016-2020 годов показано на
рисунке 10.
44
18000
16000
14000
2484
2994
3236
3660
3799
4009
12000
Тобольская ТЭЦ
10000
8000
Котельные и
теплоутилизационные
установки
6072
5753
5814
5875
5936
6120
Тюменская ТЭЦ-2
6000
4000
2000
2779
2808
2837
2925
2702
2750
3136
3181
3215
3249
3282
3384
2014
2016
2017
2018
2019
2020
Тюменская ТЭЦ-1
0
Рисунок 10 – Объем выработки тепловой энергии на территории Тюменской
области за 2014 год и на период 2016-2020 годов, тыс. Гкал
3.8.3 Основные направления повышения энергоэффективности в
теплоэнергетике и коммунальном хозяйстве
Типовые
технические
мероприятия
по
повышению
энергоэффективности в теплоэнергетике и коммунальном хозяйстве
включают:
 проведение энергетического обследования в организациях
теплоснабжения, водоснабжения и уличного освещения
области не реже 1 раза в 5 лет;
 реконструкция и модернизация котельных, ликвидацию
неэффективно работающих котельных и снижение на этой
основе затрат на выработку тепла;
 модернизация
котельных
с
использованием
нового
современного энергоэффективного оборудования;
 мероприятия по модернизации и реконструкции тепловых сетей
с применением новейших технологий и снижение на этой
основе затрат на транспорт тепла;
 замена 625 км тепловых сетей с использованием новых
современных материалов;
 реконструкция ЦТП и диспетчеризация объектов локальных
систем теплоснабжения.
При
проведении
рекомендованных
типовых
технических
мероприятий, реализуемых на объектах теплоснабжения и в
коммунальном хозяйстве, к 2020 году возможно решение следующих
задач:
 снижение удельного расхода топлива на котельных до 160,3 кг
у.т./Гкал;
45
 снижение удельного расхода электроэнергии на котельных до
15 кВт∙ч/Гкал;
 снижения доли потерь в тепловых сетях до уровня 6 %.

Модернизация котельных
При модернизации котельных рекомендуется:
 замена котлоагрегатов на новые, апробированные образцы,
имеющие улучшенные эксплуатационные характеристики;
 подбор оборудования с профилем, позволяющим обеспечить
быстрое снижение или повышение мощности в зависимости от
требований
потребителя,
оборудованного
автоматизированными системами регулирования потребления
теплоты;
 оборудование
котлов
интегрированными
системами
автоматического управления тепловыми процессами;
 реконструкция
систем
электропитания
котельных
с
использованием новых образцов техники с улучшенными
эксплуатационными характеристиками;
 монтаж установок химической подготовки теплоносителя и
деаэрации
теплоносителя;
установка
на
котельных
теплообменных аппаратов в системы отопления и горячего
водоснабжения, позволяющих организовать разделение
контуров циркуляции теплоносителя в котельной и тепловых
сетях;
 установка на котельных автоматизированных горелочных
аппаратов, позволяющих организовать оптимальное сжигание
различных видов природного газа и жидкого топлива;
 обеспечение
котельных
резервными
источниками
и
аварийными запасами топлива, электроэнергии и воды;
 обеспечение котельной системами управления тепловых
процессов с выводом основных параметров в систему
диспетчеризации.
В таблице 29 представлены мероприятия по энергосбережению и
повышению энергетической эффективности для котельных Тюменской
области на перспективу 2016-2020 годов.
46
Таблица 29 – Мероприятия по повышению
котельных Тюменской области
энергетической
Единицы
2015 2016
измерения
Модернизация котельных
Мощность до 3 Гкал/час
твердое топливо
шт.
2
2
мазут, нефть
шт.
1
1
газ
шт.
12
10
Мощность 3 – 20 Гкал/час
твердое топливо
шт.
1
2
мазут, нефть
шт.
0
0
газ
шт.
4
3
Мощность 20 Гкал/час и выше
твердое топливо
шт.
0
0
мазут, нефть
шт.
0
0
Мероприятия
газ

шт.
1
0
эффективности
2017
2018-2020
3
1
15
10
5
40
2
0
5
6
0
10
0
0
0
0
1
4
Модернизация присоединения потребителей к тепловым сетям
При модернизации присоединения потребителей к тепловым сетям
рекомендуются мероприятия по переходу от зависимого присоединения
систем отопления абонентов к независимому; модернизация ЦТП в
зонах с высокой плотностью тепловой нагрузки потребителей;
ликвидация ЦТП в зонах с низкой плотностью тепловой нагрузки и
переход к автоматизированным ИТП; автоматизация станций смешения
и станций (подстанций) повышения давления теплоносителя;
использование на источниках, ЦТП, ИТП и других элементах систем
теплоснабжения ЧРП для эффективного регулирования отпуска теплоты
потребителям.

Строительство и модернизация тепловых сетей
При строительстве и модернизации тепловых сетей рекомендуются
следующие мероприятия:
 мероприятия по регулярной гидравлической наладке тепловых
сетей и их гидропневматической промывке;
 внедрению
программно-информационных
комплексов
обеспечения функционирования тепловых сетей;
 установке приборов учета на границах раздела зон
эксплуатационной ответственности;
 замене аварийной секционирующей арматуры; превентивной
диагностике трубопроводов;
 реконструкции и строительству тепловых камер;
 перекладке тепловых сетей с навесной изоляцией на тепловые
сети с применением предизолированных труб;
 перекладке трубопроводов с использованием технологии
монтажа труб (сварка) с внутренней изоляцией сварного шва
47
стеклоэмалевым
покрытием,
представляющим
собой
композицию на основе силикатов;
 внедрению
информационно-расчетных
комплексов
для
диспетчеризации и управления теплопотреблением.
При строительстве новых трубопроводов и при замене
существующих с использованием дорогостоящих предварительно
изолированных пенополиуретаном трубопроводов следует разрешать
замену или строительство новых трубопроводов только при:
 организации химической очистки теплоносителя и подпитки;
 наличии теплообменного устройства, разделяющего котловую
и сетевую воду;
 соблюдении регламентных работ при изготовлении траншеи
(обязательное наличие песчаной подушки и т.д.);
 наличии
гидравлического
расчета,
подтверждающего
необходимость укладки трубопровода требуемого диаметра.
Переход при новом жилищном строительстве в зонах
неэффективного централизованного теплоснабжения (с отношением
материальной
характеристики
тепловой
сети
данной
зоны
теплоснабжения к присоединенной нагрузке более 200 мм∙км/Гкал)
осуществляется переход на автономные котельные и индивидуальные
газовые котлы, КПД которых не должен быть ниже 90%.
В зонах централизованного теплоснабжения бюджетные средства
могут выделяться только на модернизацию котельных, работающих на
системы централизованного теплоснабжения.
В зонах децентрализованного теплоснабжения – только на
газификацию на основе использования автономных или индивидуальных
источников тепловой энергии. Средства на модернизацию котельных,
работающих на зону теплоснабжения, в отношении которой принято
решение о децентрализации, выделяться не могут.
3.9
Использование и внедрение возобновляемых источников
энергии и местных видов топлива в теплоэнергетическом
комплексе Тюменской области
3.9.1 Ветроэнергетика
Программой модернизации электроэнергетики России на период
до 2020 года в Тюменской области предусмотрен ввод 0,7 МВт
мощности ветрогенерирующих установок за период 2016–2020 годов.
Для установки предполагается использовать децентрализованные
ветровые электростанции и ветро-дизельные электростанции мощностью
1 0 - 5 0 кВт.
Потенциал
развития
генерации
электроэнергии
на
ветрогенерирующих установках можно оценить по карте на рисунке 11
48
Рисунок 11 – Карта распределения удельного ветропотенциала (Вт/м2) на высоте
100 м
Потенциал
по
вводу
ветрогенерирующих установок
на
2
территории Тюменской области оценивается величиной 0,1-0,2 МВт/м .
Наиболее перспективным является ввод ветрогенерирующих
установок в территориально удаленных от ЕЭС районах для
обеспечения малых поселений без подключения ветрогенерирующих
установок к сети. Резервным источником энергии в данном случае будет
являться маневренная дизельная установка.
Ввод
ветрогенерирующих
установок
позволит
снизить
зависимость отдаленных районов Тюменской области от дизельного
топлива, а также будет способствовать снижению себестоимости
электроэнергии для данного района.
3.9.2 Гидроэнергетика
В Тюменской области насчитывается свыше 5100 рек и ручьев,
относящихся к бассейну Иртыша. Рек длиной более 500 км здесь
девять (Иртыш, Ишим, Тобол, Демьянка, Тура, Тавда, Исеть, Пышма и
Вагай), из них лишь две (Демьянка и Вагай) местные, а сток остальных
семи формируется в той или иной степени за пределами области.
Крупнейшими по водоносности реками являются Иртыш и Тобол, за
которыми следуют Тавда (455 м3/с), Тура (230 м3/с) и Демьянка (180
м3/с). Таким образом, небольшое количество водоносных артерий
может быть использовано для развития сегмента генерации
электроэнергии малыми ГЭС.
3.9.3 Солнечная энергетика
49
Данный вид энергетики основывается на преобразовании
электромагнитного солнечного излучения в электрическую или
тепловую энергию. Потенциал развития солнечной энергетики в
Тюменской области определяется тем, что выработка солнечной
энергии в первую очередь зависит от географической широты, от
погоды, времени суток и необходимости очистки панелей от снега и
пыли. На рисунке 12 приведена карта суммарной солнечной радиации в
день на территории России.
Рисунок 12 – Карта потока солнечной радиации, приходящегося на 1 м2 за один
день на территории России
По приведенной выше карте можно отметить, что по территории
Тюменской области суммарная солнечная радиация в течение дня
распределяется от 3,5 до 4,0 кВт·ч/м2. Вместе с тем, продолжительность
солнечного сияния по территории Тюменской области составляет от
1700 до 2000 часов в год. Карта продолжительности сияния приведена
на рисунке 13.
Рисунок 13 – Карта продолжительности солнечного сияния
50
С учетом местоположения Тюменской области можно утверждать,
что выработка электроэнергии на солнечных электростанциях будет
осуществляться преимущественно в летний период. В зимний период
данный вид ВИЭ не может быть использован по причине малой
солнечной радиации, падающей на поверхность (высокие широты
расположения региона), а периодические снегопады и затрудненный
доступ к солнечным электростанциям (отсутствие дорог, большие
заболоченные территории т.д.) снижают потенциал развития данного
источника ВИЭ. Также данный вид ВИЭ будет требовать установки
маневренных
дублирующих
источников
энергии
сопоставимой
мощности
либо
подключения
к
энергосистеме
по
причине
непредсказуемости генерации в течение суток. Все это говорит о том,
что применение солнечных электростанций в Тюменской области
экономически и технически нецелесообразно.
3.9.4 Биоэнергетика
Данный сегмент возобновляемых источников энергии при
производстве электрической и тепловой энергии в качестве сырья
использует биотопливо – топливо, получаемое из биологического
сырья. По типу исходного сырья различают три вида биотоплива:
биологические отходы, лигно-целлюлозные соединения и водоросли.
Из биотоплива первого поколения наиболее перспективным
направлением является использование торфа (наличие большого
количества месторождений торфа) и леса (за 2011 год заготовка и
первичная переработка составила 2,3 млн м3, за 2013 год – 1,7 млн
м3). Объем запаса торфа на территории области составляет 2613 млн
тонн. Вместе с этим, наиболее перспективным видом биотоплива
является древесина, общий запас которой составляет 932 млн м3, в
том числе спелых и перестойных – 538 млн м3, из них 63 %
приходится на лиственные породы. Утвержденная расчетная лесосека
позволяет заготовить 13 млн м3 лиственной древесины в год. Район
слабо освоен, под сельскохозяйственными угодьями находится 6,2 %
территории.
В Тюменской области функционируют 11 котельных, использующих
в качестве топлива отходы деревозаготовки и деревопереработки,
отапливающих жилье и объекты соцкультбыта. Стоимость тепловой
энергии, выработанной данными котельными, не превышает показателей
для современной газовой котельной.
В качестве топлива, преимущественно, используются отходы
деревопереработки ЗАО «Загрос» - многопрофильной компании,
основным
направлением
деятельности
которой
является
строительство
объектов
промышленного
и
гражданского
строительства, а также развитие деятельности лесозаготовительного
и лесоперерабатывающего участков.
51
Строительство котельных для производства тепловой энергии на
древесных отходах позволило:
 обеспечить жилье и объекты соцкультбыта тепловой энергией
надлежащего качества;
 сдержать рост тарифов на тепловую энергию;
 утилизировать древесные отходы лесопильного производства;
 сократить объемы вредных выбросов в атмосферу.
В связи с тем, что в Тюменской области посевные площади
растений, отходы которых могут быть использованы для производства
биотоплива, малы, а поголовье крупного рогатого скота, свиней и птицы
не особенно многочисленно, использование данного типа сырья для
выработки электроэнергии в промышленных масштабах не является
перспективным.
52