Новосибирская ТЭЦ-3 — конденсационно-тепловая электростанция (ТЭЦ) когенерационного типа, работающая преимущественно на каменном и буром угле Новосибирского топливного баланса; резервное топливо — мазут. Станция расположена в Ленинском районе г. Новосибирска на левом берегу Оби, площадка примыкает к промзоне бывшего завода «Сибсельмаш». Эксплуатация началась в годы Великой Отечественной войны, первый турбоагрегат введён в 1942 г., последняя крупная очередь (турбогенератор № 14 мощностью 110 МВт) — в 2005 г.
По состоянию на 01.01.2025 установленная электрическая мощность составляет 496,5 МВт (плановый рост до 536,5 МВт к 2027 г. за счёт модернизации турбин Т-110/120-130), тепловая ― 945 Гкал/ч. Оборудование включает девять паротурбинных агрегатов: 2×4 МВт, 1×16,5 МВт, 1×25 МВт, 1×37 МВт, 3×100 МВт и 1×110 МВт; паропроизводящая часть — восемь котлоагрегатов среднего и высокого давления. Владельцем и оператором является АО «СГК-Новосибирск» (до 01.03.2024 — АО «СИБЭКО»), входящее в контур Сибирской генерирующей компании (СГК).
Роль в энергосистеме
ТЭЦ-3 образует южный узел Новосибирской энергосистемы и закрывает до 16 % потребности областного центра в тепле и 14–15 % в электроэнергии в режиме зимнего максимума. Блок-станционная схема присоединена к сетям 220 кВ (линии ТЭЦ-3 — Отрадная и ТЭЦ-3 — Правобережная) и 110 кВ, формируя ключевое питание городской промышленной зоны, тяговых подстанций РЖД и аэропорта Толмачёво; после ввода новой ПС 220 кВ «Отрадная» устойчивость южного кольца существенно повысилась. В аналитических материалах АО «СО ЕЭС» объект выделен как площадка последующего прироста мощности 40 МВт по программе ДПМ-2, что делает станцию системно необходимой до как минимум 2035 г..
Реализованные проекты (2021–2025)
Год | Проект | Краткое содержание / эффект |
|---|---|---|
2021 | Восстановление ВЛ 220 кВ ТЭЦ-3 — Чулымская | Сокращение риска изолированной работы южного узла после аварии 2020 г. |
2023 | Замена золоулавливающих установок котлоагрегатов № 5 и 6 | Снижение выбросов SO₂ и твёрдых частиц на 22 %, соответствие проекту комплексного экологического плана |
2024 | Ввод оборотной системы удаления золы | Переход с гидрозолоудаления на замкнутый цикл, экономия до 120 тыс. м³ воды в год |
2024 | Установка современного статора турбогенератора № 13 | Предподготовка к замене роторной части; прирост надёжности, предварительный рост мощности на 20 МВт после ввода ротора |
Планируемые мероприятия (2025–2030)
- 2025 г. — реконструкция пиковой бойлерной; увеличение резервной тепловой мощности на 27 % (до 285 Гкал/ч) для прохождения пиков зимней нагрузки
- 2026 г. — модернизация турбины № 13 по договору ДПМ-2: замена ротора и ЦВД, рост единичной мощности с 100 до 120 МВт; общий прирост станции +20 МВт
- 2027 г. — аналогичная модернизация турбины № 11 (до 120 МВт), вывод установленной мощности станции на 536,5 МВт
- 2025–2028 гг. — реконструкция схемы 110 кВ (линии ТЭЦ-3 — Сады, ТЭЦ-3 — Чик) для увеличения пропускной способности и обеспечения технологических присоединений потребителей
- до 2030 г. — возможность дополнительного роста мощности ещё на 40 МВт заложена в СиПР ЭЭС России 2025–2030 гг.; решение об отборе будет приниматься АО «СО ЕЭС» по результатам КОММод-2027
Станция включена в предварительный перечень проектов модернизации тепловых электростанций на 2029 год:
| Наименование условной ГТП | Новосибирская ТЭЦ-3 (ТГ-12, ТГ-14) |
| Основной вид топлива | Уголь |
| Установленная мощность после реализации мероприятий, МВт | 240 |
| Изменение установленной мощности, МВт | 30 |
| Перечень мероприятий по модернизации | 1.2) модернизация котельного оборудования, которая заключается в комплексной замене котлоагрегата (котлоагрегатов) - на угольном топливе; 3.17.2) замена автоматических систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) и локальных систем автоматического управления (ЛСАУ) с их дооснащением системами диагностики и прогностики технического состояния котлоагрегата - для ТЭС на угольном топливе; 3.18) замена автоматических систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) и локальных систем автоматического управления (ЛСАУ) с их дооснащением системами диагностики и прогностики технического состояния паровой турбины; 3.4) замена регенеративных подогревателей; 3.5) замена трубопроводов острого пара, промперегрева, питательной воды технологического соединения «котел-турбина»; 3.6.1) замена существующего золоулавливающего оборудования на новые электрофильтры; 3.7) замена/строительство дымовой трубы на угольной электростанции |
| Заявленный месяц начала поставки мощности | 01.12.2029 |
| Длительность реализации мероприятий, мес | - |
| Наименование | Ед.изм. | 2025 | 2024 |
|---|---|---|---|
| УРУТ на электроэнергию | г у. т./кВт·ч | 309.23 | 315.10 |
| УРУТ на тепло | кг у. т./Гкал | 141.98 | 143.61 |
