Об утверждении схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2018 – 2022 годов



(ПРОЕКТ ОКОНЧАТЕЛЬНОЙ РЕДАКЦИИ)

1

(Утратило силу-постановление Губернатора ЯНАО от 28.04.2018 №48-ПГ)

ГУБЕРНАТОР ЯМАЛО-НЕНЕЦКОГО АВТОНОМНОГО ОКРУГА ПОСТАНОВЛЕНИЕ

г. Салехард

Об утверждении схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2018 – 2022 годов

В целях исполнения требований Правил разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики», п о с т а н о в л я ю:

1. Утвердить прилагаемые схему и программу перспективного развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2018 – 2022 годов.

2. Признать утратившим силу постановление Губернатора Ямало-Ненецкого автономного округа от 28 апреля 2016 года № 82-ПГ «Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2017 – 2021 годов».

3. Настоящее постановление вступает в силу с момента официального опубликования, за исключением пункта 2, который вступает в силу с 01 января 2018 года.

4. Контроль за исполнением настоящего постановления возложить на заместителя Губернатора Ямало-Ненецкого автономного округа, директора департамента государственного жилищного надзора Ямало-Ненецкого автономного округа.

Губернатор

Ямало-Ненецкого автономного округа Д.Н. Кобылкин

26 апреля 2017 г. № 48-ПГ

УТВЕРЖДЕНЫ

постановлением Губернатора

Ямало-Ненецкого автономного округа

СХЕМА И ПРОГРАММА

перспективного развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого

автономного округа на период 2018 – 2022 годов

I. Общая характеристика Ямало-Ненецкого автономного округа

1.1. Географические особенности региона.

Ямало-Ненецкий автономный округ (далее – ЯНАО, Ямал, автономный округ) – субъект Российской Федерации, входит в состав Уральского федерального округа. Административный центр округа ЯНАО – город Салехард. Граничит с Ненецким автономным округом, Республикой Коми, Ханты-Мансийским автономным округом - Югрой (далее – ХМАО), Красноярским краем.

ЯНАО расположен в арктической зоне, на севере крупнейшей в мире Западно-Сибирской равнины и занимает обширную территорию – более 750 тысяч квадратных километров. Больше половины территории расположено за Полярным кругом, охватывая низовья Оби с притоками, бассейны рек Надым, Пур и Таз, полуостров Ямал, Тазовский, Гыданский, группу островов в Карском море (Белый, Шокальский, Неупокоева, Олений и др.), а также восточные склоны Полярного Урала. Крайняя северная точка материковой части Ямала находится на уровне 72 градусов 60 минут северной широты.

Рельеф ЯНАО представлен двумя частями: горной и равнинной. Равнинная часть почти на 90% лежит в пределах высот до 100 метров над уровнем моря. Горная часть ЯНАО занимает неширокую полосу вдоль Полярного Урала и представляет собой крупные горные массивы общей протяженностью свыше 200 километров. Средняя высота южных массивов – 600 – 800 метров, а ширина –200 – 300 метров. Наиболее высокими вершинами являются горы: Колокольня – 1 305 метров, Пай-Ер – 1 499 метров. Севернее высота гор достигает 1000 – 1 300 метров. Главный водораздельный хребет Полярного Урала извилист, его абсолютные высоты достигают 1 200 – 1 300 метров и выше.

На территории ЯНАО расположено около 300 тысяч озер (крупнейшие – Ярато, Нейто, Ямбуто) и 48 тысяч рек (главные – Обь, Таз, Пур и Надым). На севере к берегам Карского моря и его заливов примыкают морские равнины. Южнее расположены моренные и водно-ледниковые равнины, основные черты рельефа которых связаны с оледенением четвертичного периода.

Северная граница ЯНАО, омываемая водами Карского моря, имеет протяженность 5 100 километров и является частью Государственной границы Российской Федерации (около 900 километров). На западе по Уральскому хребту ЯНАО граничит с Ненецким автономным округом и Республикой Коми, на юге – с ХМАО - Югрой, на востоке – с Красноярским краем.

1.2. Климатические особенности региона.

ЯНАО располагается в центре северной части Евразии. Высокоширотное расположение его территории, небольшой приток солнечной радиации, значительная удаленность от теплых воздушных и водных масс Атлантического и Тихого океанов, равнинный рельеф, открытый для вторжения воздушных масс с Арктики в летнее время и переохлажденных континентальных масс зимой, определяют резкую континентальность и суровость климата.

На формирование климата влияют многолетняя мерзлота, близость холодного Карского моря, глубоко впадающие в сушу морские заливы, обилие болот, озер и рек. Длительная зима, короткое прохладное лето, сильные ветры, незначительная мощность снежного покрова – все это способствует промерзанию почвы на большую глубину. Среднегодовая температура воздуха отрицательная, а на Крайнем Севере ниже минус 10°С. Зима холодная, длится около 8 месяцев. Минимальные температуры опускаются до минус 59°С. Лето короткое, умеренно прохладное. Наиболее теплый месяц на юге Ямала – июль, на севере – конец июля, август. В это время температура может подняться до плюс 30°С на всей территории. Самый холодный месяц – январь, самые низкие температуры наблюдаются на юго-востоке ЯНАО с удалением от моря и увеличением континентальности климата. Характерной чертой для территории ЯНАО является преобладание циклонического типа погоды в течение всего года, особенно в переходные сезоны и в начале зимы. В связи с этим с декабря по февраль, а также в августе и сентябре наблюдаются туманы. Довольно часты магнитные бури: в зимнее время они нередко сопровождаются полярным сиянием.

1.3. Административно-территориальное деление региона.

Административно-территориальное деление ЯНАО[1]:

1) районы:

- Красноселькупский с административным центром в селе Красноселькуп;

- Надымский с административным центром в городе Надыме;

- Приуральский с административным центром в селе Аксарка;

- Пуровский с административным центром в городе Тарко-Сале;

- Тазовский с административным центром в поселке Тазовский;

- Шурышкарский с административным центром в селе Мужи;

- Ямальский с административным центром в селе Яр-Сале;

2) города окружного значения:

- Губкинский;

- Муравленко;

- Надым;

- Новый Уренгой;

- Ноябрьск;

- Лабытнанги;

- Салехард.

За пятьдесят лет численность населения в регионе достигла к 01 января 2017 года 536 326 человек. Основные населенные пункты ЯНАО приведены в таблице 1.

Таблица 1

Населенные пункты,

численность населения которых свыше 5 тысяч

(численность населения представлена на 01 января 2016 года[2])

Населённый пункт

Количество жителей (человек)

1

2

Новый Уренгой

111 163

Ноябрьск

106 631

Салехард

48 467

Надым

44 940

Муравленко

32 649

Лабытнанги

26 331

Губкинский

27 346

Тарко-Сале

21 448

Уренгой

10 190

Пангоды

10 597

Пурпе

9 483

Тазовский

7 518

Харп

6 193

1.4. Стратегия развития ЯНАО.

Стратегия социально-экономического развития ЯНАО до 2020 года (утверждена постановлением Законодательного собрания ЯНАО от 14 декабря 2011 года № 839) представляет собой сбалансированную систему ориентиров, задающих целенаправленное движение к неуклонному росту качества жизни населения и повышению устойчивости экономики ЯНАО в обозначенный период.

Главные ориентиры социально-экономического развития Ямала в целом совпадают с планами по развитию Арктической зоны Российской Федерации. Это – инновационная модернизация экономики и устойчивый экономический рост, обеспечение национальной безопасности и личной защищенности местного населения, укрепление роли и места Арктики в экономике Российской Федерации.

Существующее социально-экономическое положение ЯНАО достаточно стабильно. Внушительный ресурсный и человеческий потенциалы сохранят устойчивость региона даже при инерционном сценарии управления. Тем не менее, темпы социально-экономического развития способны вырасти, если стимулировать эффективное использование региональных преимуществ и планомерно заниматься решением проблем, снижающих качество жизни населения в условиях Крайнего Севера. Выбор активного (инновационного) сценария развития региона отвечает прогрессивным планам государства, согласуется с ожиданиями населения и целями делового сообщества. Поэтому за основу стратегического планирования принят активный сценарий развития.

В качестве приоритетных задач стратегического преобразования качества жизни в регионе отмечены следующие:

- модернизация инфраструктуры и отраслей социальной сферы;

- развитие экономического потенциала;

- сохранение и развитие человеческого потенциала и традиций;

- охрана окружающей среды и оздоровление экологии;

- становление ЯНАО международным форпостом развития Арктики.

1.5. Структура экономики.

Экономика ЯНАО представлена следующими основными видами экономической деятельности (схема 1): промышленное производство, строительство, торговля, транспорт и связь, сельское и лесное хозяйство.

Схема 1. Оборот организаций по видам экономической деятельности в 2015 году

В 2015[3] году оборот организаций ЯНАО, включающий стоимость отгруженных товаров собственного производства, выполненных собственными силами работ и услуг, а также выручку от продажи приобретенных на стороне товаров, составил 2 558,1 млрд рублей, что в действующих ценах на 18,7% выше значения за 2014 год.

Наибольший удельный вес (65,1% от всего оборота организаций) приходится на промышленное производство, представленное добычей полезных ископаемых, обрабатывающими производствами, а также производством электроэнергии, газа и воды. В 2014 году удельный вес производства в обороте организаций ЯНАО составил 61,4%.

Строительство составило 4,4% от всего оборота организаций или 113,4 млрд рублей (в 2014 году – 4,6%), торговля – 23,6% или 603,9 млрд рублей (в 2014 году – 25,5%), транспорт и связь – 4,1% или 105,2 млрд рублей (в 2014 году – 5,0%). Около 3,0% приходится на прочие виды экономической деятельности, в том числе сельское и лесное хозяйство (в 2014 году – 3,5%).

В ЯНАО в 2015 году добычу газа производили 35 предприятий на 94 месторождениях (в 2014 году – 36 предприятий на 96 месторождениях).

За 2015 год на территории ЯНАО добыто 507,7 млрд м3 природного газа (98,4% к 2014 году) (схема 2).

Схема 2. Динамика добычи природного газа на территории ЯНАО за период 2012 – 2015 годов

Наибольший объем добытого газа приходится на дочерние предприятия ПАО «Газпром» (ООО «Газпром добыча Ямбург», ООО «Газпром добыча Уренгой», ООО «Газпром добыча Надым», ООО «Газпром добыча Ноябрьск», ЗАО «Пургаз», ОАО «Севернефтегазпром»).

Суммарная добыча по ним за 2015 год составила 374,6 млрд м3 газа, что составляет 73,8% всей добычи газа в ЯНАО. Доля остальных предприятий в общей добыче газа по ЯНАО – 26,2% или 133,2 млрд м3.

Динамика и индекс физического объема промышленного производства за период 2011 – 2015 годов приведены на схеме 3.

Схема 3. Динамика и индекс физического объема промышленного производства за период 2011 – 2015 годов

За период 2011 – 2015 годов на территории ЯНАО наблюдается рост инвестиционной активности. В рассматриваемый период объем средств, инвестированный в экономическую и социальную сферы, вырос с 469,2 до 776,7 млрд руб. При этом основную долю в структуре инвестированного капитала занимает топливно-энергетический комплекс – 60 – 65%, что подтверждается ростом объемов промышленного производства на территории ЯНАО в период 2011 – 2015 годов.

В период 2010 – 2012 годов в результате возобновления финансирования были завершены строительство блока ПГУ на Уренгойской ГРЭС (460 МВт) и ввод новой Ноябрьской ПГЭ (119,6 МВт, 2010 год), что позволило существенно улучшить балансовую ситуацию энергосистемы на территории ЯНАО.

В 2013 году в режиме пробной эксплуатации начата добыча нефти на Южно-Соимлорском и Соимлорском месторождениях (ОАО «Сургутнефтегаз»), на Валынтойском месторождении (АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз») в режиме пробной эксплуатации начата добыча газа и конденсата на Ево-Яхинском месторождении (ОАО «Арктикгаз»), на Добровольском месторождении (ООО «НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз»), в режиме пробной эксплуатации начата добыча газа на Салмановском (Утреннем) месторождении (ООО «НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз»).

По результатам анализа перспективы экономического развития ЯНАО выявлено, что необходима разработка технических решений, при реализации которых появится возможность обеспечить надежное электроснабжение существующих и вновь присоединяемых потребителей ЯНАО.

В 2015 году предприятиями и организациями всех форм собственности инвестировано в реальный сектор экономики ЯНАО 776,7 млрд рублей, что в сопоставимых ценах ниже прошлого года на 12,9%.

II. Анализ существующего состояния электроэнергетики ЯНАО

за прошедший пятилетний период

2.1. Характеристика энергосистемы, осуществляющей электроснабжение потребителей ЯНАО.

Электроэнергетическая система ЯНАО (далее – ЭЭС ЯНАО) входит в состав объединенной энергосистемы (далее – ОЭС) Урала и имеет электрические связи с ЭЭС ХМАО. ЭЭС ЯНАО представлена электрическими сетями класса 500 кВ и ниже.

На территории ЯНАО получили распространение энергорайоны, работающие изолированно от Единой энергосистемы России (далее – ЕЭС России). Энергорайоны ЯНАО, работающие изолированно от ЕЭС России, представлены сетью 35 кВ и ниже с объектами генерации.

2.1.1. ЭЭС ЯНАО.

ЭЭС ЯНАО обеспечивает электроснабжение городов Новый Уренгой, Ноябрьск, Губкинский, Муравленко, Тарко-Сале, Надым, части Пуровского и Надымского районов. Максимальное потребление ЭЭС ЯНАО в 2016 году было зафиксировано на уровне 1555 МВт. Потребление электроэнергии на территории ЯНАО за 2016 год составило 11,0562 млрд кВт·ч.

С вводом в 2012 году блока № 1 Уренгойской ГРЭС установленной мощностью 505,7 МВт около 50% потребности в электрической мощности ЯНАО может быть обеспечено собственными генерирующими источниками.

Характерные суточные графики нагрузок зимнего/летнего рабочего/выходного дня ЭЭС ЯНАО представлены на схеме 4. Особенностью характерного суточного графика нагрузок летнего дня является отсутствие ярко выраженного утреннего или вечернего максимума, а также равномерность в течение суток из-за большой доли промышленности в структуре потребления электроэнергии, а также продолжительности светового дня в летний период. Отношение летнего минимума к летнему максимуму составляет 0,93. Зимний характерный суточный график нагрузки имеет два ярко выраженных максимума – утренний и вечерний.

Наиболее динамично развивающимися направлениями деятельности в ЯНАО являются добыча и транспортировка углеводородного сырья, в связи с чем необходима разработка технических решений, при реализации которых появится возможность обеспечить надежное электроснабжение потребителей ЭЭС ЯНАО в случае увеличения спроса на электрическую энергию и мощность.

Схема 4. Характерные суточные графики нагрузок зимнего/летнего рабочего/ выходного дня ЭЭС ЯНАО

ЭЭС ЯНАО разделена на Ноябрьский и Северный энергорайоны.

Энергоснабжение Ноябрьского энергорайона осуществляется от трёх питающих центров: ПС 500 кВ Холмогорская, ПС 500 кВ Тарко-Сале и ПС 220 кВ Вынгапур. Ноябрьский энергорайон включает в себя следующие основные энергообъекты:

- Ноябрьская ПГЭ;

- ГПЭС Вынгапуровского ГПЗ;

- ПС 500 кВ Муравленковская;

- ПС 500 кВ Тарко-Сале;

- ПС 500 кВ Холмогорская;

- ПС 220 кВ Аврора;

- ПС 220 кВ Вынгапур;

- ПС 220 кВ ГГПЗ;

- ПС 220 кВ Пуль-Яха;

- ПС 220 кВ Янга-Яха;

- ПС 220 кВ Арсенал.

С вводом в 2012 году блока № 1 Уренгойской ГРЭС Северный энергорайон ЭЭС ЯНАО является избыточным и осуществляет передачу мощности в Ноябрьский энергорайон. Электроснабжение потребителей Северного энергорайона осуществляется от двух центров питания ПС 220 кВ Уренгой и ПС 220 кВ Надым по линиям 220 кВ. Северный энергорайон включает в себя следующие основные энергообъекты:

- Уренгойская ГРЭС;

- ПЭС Уренгой;

- Харвутинская ГТЭС;

- Ямбургская ГТЭС;

- Песцовая ГТЭС;

- ГТЭС Юрхаровского НГКМ;

- ПЭС Надым;

- ПС 220 кВ Надым;

- ПС 220 кВ Оленья;

- ПС 220 кВ Правохеттинская;

- ПС 220 кВ Пангоды;

- ПС 220 кВ Уренгой;

- ПС 220 кВ Мангазея.

2.1.2. Энергорайоны ЯНАО, работающие изолированно от ЕЭС России.

Энергорайоны ЯНАО, работающие изолированно от ЕЭС России, охватывают территорию 9 муниципальных образований (далее – МО): Приуральский, Ямальский, Тазовский, Красноселькупский, Шурышкарский районы, часть Надымского и Пуровского районов, города Салехард и Лабытнанги. Выработка электроэнергии осуществляется от автономных газопоршневых, газотурбинных и дизельных электростанций.

Наиболее крупным энергорайоном ЯНАО, работающим изолированно от ЕЭС России, является энергорайон г. Салехарда. В энергорайон входит три центра питания ПС 35 кВ и четыре объекта генерации. Управление режимом энергосистемы осуществляет АО «Салехардэнерго». Максимумы нагрузок в энергорайоне г. Салехарда составляют около 68 МВт в зимний период.

Энергорайон Салехарда включает в себя следующие основные объекты:

- ТЭС Салехард;

- ДЭС-1;

- ДЭС-2;

- ГТЭС Обдорск;

- ПС 35 кВ Дизельная;

- ПС 35 кВ Турбинная;

- ПС 35 кВ Центральная.

В целях присоединения работающего изолированно энергорайона г. Салехарда к ЕЭС России в 2015 – 2016 годах введены в работу ВЛ 220 кВ Надым – Салехард № 1,2 и КРУЭ 220 кВ ПС 220 кВ Салехард, 1,2 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Салехард и БСК 110 кВ 3х65,7Мвар, а также ПС 110 кВ Северное Сияние и ПС 110 кВ Полярник с питающими ВЛ 110 кВ от ПС 220 кВ Салехард.

В малонаселённых пунктах электроснабжение потребителей осуществляется в основном от дизельных электростанций, работающих на привозном жидком топливе.

Высокая себестоимость производства электроэнергии на ДЭС определяет повышенные расходы на дотирование электроснабжения из бюджетов районов, городов окружного подчинения и автономного округа в целом. Проблемы вызывает и эксплуатация дизельных электростанций в труднодоступных районах автономного округа.

Существующее состояние электроэнергетики энергорайонов ЯНАО, работающих изолированно от ЕЭС, накладывает объективные ограничения на уровень развития экономики и качество жизни населения этих территорий. Строительство электростанций осуществляется в основном в рамках Адресной инвестиционной программы ЯНАО.

2.1.3. Характеристика основных субъектов электроэнергетики.

На территории действует большое количество предприятий, совмещающих производство и потребление электроэнергии, в частности, крупные потребители электроэнергии и предприятия МО.

Генерирующие компании.

На территории ЯНАО действуют следующие генерирующие компании:

- филиал «Уренгойская ГРЭС» АО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация» с 2012 года является самым крупным источником электроэнергии на территории ЯНАО;

- филиал ООО «Ноябрьская ПГЭ» ООО «Интертехэлектро – Новая генерация»;

- филиалы Передвижные электростанции (ПЭС) «Уренгой», ПЭС «Лабытнанги» ПАО «Передвижная энергетика»;

- ООО «Северная ПЛЭС» (ПЭС «Надым»);

- ООО «Энергетическая Компания «Урал Промышленный – Урал Полярный».

Электросетевые компании.

Филиал ПАО «ФСК ЕЭС» – Магистральные электрические сети Западной Сибири (далее – МЭС Западной Сибири) осуществляют свою деятельность на территории ЯНАО, ХМАО и Тюменской области. На территории ЭЭС ЯНАО действует филиал ПАО «ФСК ЕЭС» – Ямало-Ненецкое предприятие магистральных электрических сетей (далее – ЯНПМЭС). На обслуживании у филиала находятся 15 ПС 500–220 кВ и более 3700 км ЛЭП 500–220–110 кВ, относящихся к Единой национальной электрической сети Российской Федерации (ЕНЭС Российской Федерации).

АО «Тюменьэнерго» осуществляет деятельность на территории Тюменского региона (ЯНАО, ХМАО, Тюменская область). На обслуживании АО «Тюменьэнерго» находятся сети 0,4 – 220 кВ. На территории ЭЭС ЯНАО действуют филиалы Ноябрьских и Северных электрических сетей АО «Тюменьэнерго», обслуживающие сети общей протяженностью 5,246 тыс. км.

Территориальные сетевые организации (далее – ТСО) – имеют в своей собственности преимущественно сети 0,4 – 35 кВ, созданы как муниципальные предприятия и обслуживают потребителей одного МО и собственные электросетевые хозяйства промышленных предприятий (Надымский и Уренгойский филиалы ООО «Газпром энерго», ОАО «РЖД»).

Системный оператор.

Функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики осуществляют:

- филиал АО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского автономного округа - Югры и Ямало-Ненецкого автономного округа» (далее – Тюменское РДУ);

- филиал АО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемами Урала» (далее – ОДУ Урала).

Энергосбытовые компании и гарантирующие поставщики электроэнергии.

АО «Тюменская энергосбытовая компания» – крупнейшая энергосбытовая компания – гарантирующий поставщик электрической энергии в Тюменской области, ХМАО и ЯНАО.

АО «Межрегионэнергосбыт» является независимой энергосбытовой компанией. Предприятие создано как дочернее общество ООО «Межрегионгаз» (ПАО «Газпром») и является одним из крупнейших энерготрейдеров Российской Федерации. В соответствии со стратегией ПАО «Газпром» в электроэнергетике основной задачей компании является оптимизация сбыта электрической энергии предприятий Группы «Газпром». Общество является активным участником как оптового, так и розничного рынка электроэнергии.

ООО «РН-Энерго» является независимой энергосбытовой компанией и обеспечивает поставку электрической энергии (мощности) предприятиям, как входящим в группу ПАО «НК «Роснефть», так и посторонним потребителям. На территории ЯНАО ООО «РН-Энерго» осуществляет свою деятельность в интересах ООО «РН-Пурнефтегаз» в соответствии с заявленными объемами электрической энергии и мощности.

ООО «Русэнергоресурс» является независимой энергосбытовой компанией, не обладающей статусом гарантирующего поставщика ни в одном из регионов осуществления деятельности. Осуществляет поставку электрической энергии (мощности) потребителям, расположенным в 47 регионах Российской Федерации, в том числе Красноярском крае, Курганской области, Новосибирской области, Пермском крае, Республике Башкортостан, Республике Саха (Якутия), Республике Татарстан, Ставропольском крае, Кировской области, Московской области. В Тюменском регионе ООО «Русэнергоресурс» осуществляет свою деятельность в интересах крупного потребителя АО «Транснефть – Сибирь».

Ноябрьский филиал АО «ЭК «Восток» (бывшее ОАО «Северная энергетическая компания») является гарантирующим поставщиком (зона деятельности МО город Ноябрьск).

Потребители.

На территории ЯНАО действуют следующие крупные потребители:

- ПАО «Газпром»: ООО «Газпром добыча Ямбург»; ООО «Газпром добыча Уренгой»; ООО «Газпром добыча Надым»; ООО «Газпром трансгаз Югорск»; ООО «Газпром трансгаз Сургут»; АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» (в т.ч. филиал «Газпромнефть-Муравленко»); ООО «Газпром переработка»; ООО «Новоуренгойский газохимический комплекс» (ООО «НГХК»);

- АО «СибурТюменьГаз»: филиал «Губкинский газоперерабатывающий завод» (Губкинский ГПЗ); филиал «Муравленковский газоперерабатывающий завод» (Муравленковский ГПЗ), филиал «Вынгапуровский газоперерабатывающий завод» (Вынгапуровский ГПЗ);

- ПАО «НК «Роснефть» (ООО «РН-Пурнефтегаз»);

- ПАО «ЛУКОЙЛ»: ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь» – Территориально-производственное предприятие (ТПП) «Ямалнефтегаз»;

- АО «АК Транснефть» (АО «Транснефть – Сибирь»);

- АО РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ;

- ООО РН-Ванкор;

- АО «НОВАТЭК».

В районах ЯНАО, не присоеденных к ЕЭС России, одной из крупнейших компаний, осуществляющих деятельность по производству, передаче и сбыту электрической энергии, является АО «Ямалкоммунэнерго».

2.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии в ЯНАО и структура электропотребления по основным группам потребителей за последние 5 лет.

2.2.1. Энергорайоны ЯНАО, работающие параллельно с ЕЭС России.

Объем потребления электрической энергии ЭЭС ЯНАО за 2016 год составил 11 056,2 млн кВт·ч.

Динамика потребления электрической энергии ЭЭС ЯНАО за период 2012 – 2016 годов представлена в таблице 2 и на схеме 5.

                                                                                                                                                          Таблица 2

Динамика потребления электрической энергии ЭЭС ЯНАО за 2012 – 2016 годы

Электрическая энергия

Единица измерения

2012

год

2013

год

2014

год

2015

год

2016

год

1

2

3

4

5

6

7

Потребление

млн кВт·ч

10 553,1

11 083,1

11 091,0

11 200,2

11 056,2

Абсолютный прирост

млн кВт·ч

-

530

7,9

109,2

-144

Среднегодовые темпы прироста

%

-

5,02

0,07

0,98

-1,29

Схема 5. Динамика потребления электрической энергии ЭЭС ЯНАО за 2012 – 2016 годы

2.2.2. Энергорайоны ЯНАО, работающие изолированно от ЕЭС России.

Объем потребления электрической энергии энергорайонов ЯНАО, работающих изолированно от ЕЭС России, за 2016 год составил 591,4 млн кВт·ч.

Динамика потребления электрической энергии энергорайонов ЯНАО, работающих изолированно от ЕЭС России, за период 2012 – 2016 годов представлена в таблице 3 и на схеме 6.

Таблица 3

Динамика потребления электрической энергии энергорайонов ЯНАО, работающих изолированно от ЕЭС России, за 2012 – 2016 годы

Электрическая энергия

Единица

измерения

2012 год

2013 год

2014 год

2015 год

2016 год

1

2

3

4

5

6

7

Потребление

млн кВт·ч

614,4

548,4

563,6

577,3

591,4

Абсолютный прирост

млн кВт·ч

61

-66

15

14

14

Среднегодовые

темпы прироста

%

10,97

-10,74

2,77

2,43

2,43

Схема 6. Динамика потребления электрической энергии энергорайонов ЯНАО, работающих изолированно от ЕЭС России, за 2012 – 2016 годы

2.2.3. Структура потребления электрической энергии.

В таблице 4 приведена динамика электропотребления по ЯНАО отдельными группами потребителей.

Таблица 4

Потребление электрической энергии отдельными группами потребителей ЯНАО в 2011 – 2015 годах, млн кВт∙ч

Наименование

2011 год

2012 год

2013 год

2014 год

2015 год

1

2

3

4

5

6

Добыча полезных ископаемых, обрабатывающие производства, производство и распределение электроэнергии, газа и воды

10 750,8

10 895,8

11 746,6

9 452,9

9 291,6

Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство

13,9

11,8

11,8

12,0

12,2

Строительство

419,8

408,8

109,5

413,0

388,5

Оптовая и розничная торговля

н/д

122,3

123,6

127,4

126,1

Транспорт и связь

757,3

759,3

734,9

771,3

742,9

Другие виды экономической деятельности

375,2

298,3

301,4

322,3

312,0

Городское и сельское население

612,4

626,0

647,9

649,0

649,4

Потери в электросетях

147,6

156,5

195,4

367,8

460,2

Структура электропотребления по основным группам потребителей ЯНАО в 2015 году приведена на схеме 7.

Схема 7. Структура потребления электрической энергии ЯНАО по видам экономической деятельности в 2015 году

Структура потребления электроэнергии ЯНАО по видам экономической деятельности за период 2011 – 2015 годов представлена в таблице 7 и на схеме 8.

Более 80% от всей потребленной в ЯНАО электроэнергии потребляется промышленными предприятиями. Населением потребляется около 5% электрической энергии.

1

Схема 8. Структура потребления электроэнергии ЯНАО по видам экономической деятельности в 2011 – 2015 годах

1

2.3. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии.

Перечень крупных потребителей, находящихся на территории ЭЭС ЯНАО, с указанием максимального потребления электроэнергии и мощности на период 2012 – 2016 годов приведен в таблице 5.

Таблица 5

Сведения о потреблении электроэнергии крупными потребителями ЯНАО за период 2012 – 2016 годов, млн кВт·ч

Потребитель

Показатель

Год

2012

2013

2014

2015

2016

1

2

3

4

5

6

7

ООО «Газпром добыча Ямбург»

млн кВт·ч

300,8

313,4

297,3

293,8

285,6

МВт

69,0

72,0

68,0

67,0

65,0

ООО «Газпром добыча Уренгой»

млн кВт·ч

276,7

292,6

262,6

254,1

260,6

МВт

31,6

33,4

30,0

29,0

29,8

ООО «Газпром добыча Надым»

млн кВт·ч

57,4

54,7

54,8

51,1

48,4

МВт

6,5

8,4

7,8

11

н/д

ООО «Газпром трансгаз Сургут»

млн кВт·ч

52,0

49,5

49,7

44,4

45,5

МВт

6,0

5,7

5,7

5,1

5,1

АО «Газпромнефть- Ноябрьскнефтегаз»

млн кВт·ч

3998

4162

4138

4166

3987

МВт

455

475

473

476

455

ООО «Газпром переработка»

млн кВт·ч

68,5

78,1

73,9

83,9

н/д

МВт

11,7

10,9

11,9

10,9

н/д

ООО «НГХК»

млн кВт·ч

27,0

29,2

32,1

34,5

53,0

МВт

3,1

4,7

6,0

7,5

9,0

ОАО «Губкинский ГПЗ»

млн кВт·ч

391,5

390,4

414,1

516,4

515,8

МВт

68,0

51,8

65,0

74,0

73,1

Вынгапуровский ГПЗ

млн кВт·ч

152,6

227,4

238,2

177,50

н/д

МВт

18,7

20,9

23,0

22,0

н/д

ООО «РН-Пурнефтегаз»

млн кВт·ч

1 294,0

1 620,0

1 368

1 360,99

н/д

МВт

159,0

190,0

206,0

165,0

н/д

ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь» –

ТПП «Ямалнефтегаз»

млн кВт·ч

15,2

33,8

39,7

49,0

80,0

МВт

1,73

3,86

4,52

5,59

9,1

ОАО «НОВАТЭК» – всего

млн кВт·ч

167,2

200,0

197,6

273,8

н/д

МВт

28,1

34,5

40,6

37,0

н/д

В т.ч. ОАО «НОВАТЭК-Пуровский ЗПК»

млн кВт·ч

46,3

57,5

78,0

93,2

н/д

МВт

7,7

11,5

12,5

13,0

н/д

ОАО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВ-НЕФТЕГАЗ»

млн кВт·ч

67,1

88,4

56,1

105,8

н/д

МВт

12,0

14,2

19,0

14,0

н/д

ОАО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕ-НЕФТЕГАЗ»

млн кВт·ч

53,8

54,1

63,5

74,8

н/д

МВт

8,4

8,8

9,1

10,0

н/д

АО «Транснефть – Сибирь»

млн кВт·ч

66,2

64,1

63,1

75,8

98,88

МВт

91,2

81,4

78,8

99,8

119,3

2.4. Динамика изменения максимума нагрузки и оценка пропускной способности крупных узлов нагрузки за последние 5 лет.

2.4.1. ЭЭС ЯНАО.

Сводные данные по динамике изменения максимума нагрузки ЭЭС ЯНАО приведены в таблице 6 и на схеме 9.

Таблица 6

Динамика изменения максимума нагрузки ЭЭС ЯНАО за период 2012 – 2016 годов, МВт

Наименование

Год

2012

2013

2014

2015

2016

1

2

3

4

5

6

Максимум потребления

1472

1449

1496

1462

1555

Ноябрьские электрические сети

1174

1139

1179

1129

1174

Северные электрические сети

298

310

317

333

381

Схема 9. Динамика изменения максимума потребления ЭЭС ЯНАО за 2012 – 2016 годы

2.4.2. Энергорайоны ЯНАО, работающие изолированно от ЕЭС России.

Сводные данные по динамике изменения максимумов потребления электрической мощности МО, расположенных в энергорайонах ЯНАО, работающих изолированно от ЕЭС России, приведены в таблице 7.

В 2017 году планируется выполнить технологическое присоединение электрических сетей г. Салехарда на параллельную работу с ЕЭС России через ПС 110 кВ Северное Сияние и ПС 110 кВ Полярник.

Таблица 7

Динамика изменения максимумов потребления электрической мощности МО, расположенных в энергорайонах ЯНАО, работающих изолированно от ЕЭС России, за 2011 – 2015 годы, МВт

Наименование МО

Год

2011

2012

2013

2014

2015

1

2

3

4

5

6

Город Салехард

61,0

62,0

67,0

70,9

72,1

Город Лабытнанги

26,3

26,5

26,5

28,8

28,8

Приуральский район

12,5

11,1

12,4

19,8

12,7

Ямальский район

10,9

10,5

11,1

13,3

13,6

Тазовский район

21,9

24,4

21,6

21,6

21,6

Красноселькупский район

5,7

6,2

6,3

6,4

6,4

Надымский район (село Кутопьюган, село Нори, село Ныда)

2,1

2,2

2,4

2,5

2,2

Шурышкарский район

8,4

8,7

8,8

9,7

9,7

Пуровский район

(поселок Самбург, село Толька)

1,1

1,1

1,1

1,2

1,2

Итого

149,9

152,7

157,2

164,2

168,3

2.5. Оценка пропускной способности крупных узлов нагрузки.

В результате анализа расчетов электроэнергетических режимов ЭЭС ЯНАО для отчетных режимов зимних и летних нагрузок сети при единичных отключениях в электрической сети 110 – 500 кВ ЭЭС ЯНАО для нормальной и основных ремонтных схем (п. 4.6.1) среди крупных узлов нагрузки выявлена ПС 220 кВ Вынгапур, на которой имеется вероятность токовой перегрузки автотрансформаторного оборудования, при единичных отключениях в нормальной и основных ремонтных схемах, для ликвидации которых возможно ограничение электроснабжения потребителей.

2.6. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения в ЯНАО, структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных основным группам потребителей за последние 5 лет.

Установленная тепловая мощность генерирующих установок по МО приведена в таблице 8.

Таблица 8

Установленная тепловая мощность источников теплоснабжения МО на 01 января 2017 года

№ п/п

Муниципальное образование

Количество котельных

Суммарная установленная мощность, Гкал/час

Преимущественный вид топлива

1

2

3

4

5

1

Город Губкинский

5

177,0

газ, нефть

2

Город Лабытнанги

16

279,32

газ, нефть, ДТЗ, мазут

3

Город Муравленко

8

352,04

газ, нефть, попутный газ

4

Город Ноябрьск

24

694,61

газ, ДТЗ, попутный газ

5

Город Новый Уренгой

16

1466

газ, газовый конденсат, ГШЗ, мазут

6

Город Салехард

39

347,5

газ, ДТЗ

7

Красноселькупский район

7

91,33

нефть, ГШЗ, газовый конденсат, дрова

8

Надымский район

35

899,29

газ, ВЭР, нефть, ДТЗ, газовый конденсат

9

Приуральский район

11

193,13

газ, ДТЗ, мазут, нефть

10

Пуровский район

29

413,89

газ, ГШЗ, нефть

11

Тазовский район

15

134,09

газ, ГШЗ, ДТЗ

12

Шурышкарский район

21

77,5

ДТЗ, уголь

13

Ямальский район

19

131,32

газ, ГКСКН, ДТ, уголь, дрова

В таблице 9 приведена динамика потребления тепловой энергии за период 2011 – 2015 годов.

Таблица 9

Динамика потребления тепловой энергии в ЯНАО, тыс. Гкал

Показатель

2011

год

2012 год

2013

год

2014

год

2015 год

1

2

3

4

5

6

Произведено тепловой энергии

7144,4

7355,1

7681,4

7618,2

7079,6

Получено тепловой энергии со стороны

133,6

107,6

136,1

106,1

118,8

Отпуск потребителям – всего

6018,9

6181,3

6547,4

6316

5979,4

Населению

3702,1

3685,0

3891,7

3824,8

3617,3

Бюджетным организациям

742,2

798,3

860,0

862,2

768,2

Предприятиям на производственные нужды

422,5

449,8

282,0

312,5

191,7

Прочим организациям

1152,1

1248,1

1513,8

1316,5

1363,2

На схеме 10 приведена структура отпуска тепловой энергии отдельным группам потребителей в соответствии таблицей 9.

Схема 10. Структура отпуска тепловой энергии по ЯНАО за 2011 – 2015 годы

На схеме 11 представлены данные о выработке и полезному отпуску тепловой энергии в МО в ЯНАО в 2016 году.

Схема 11. Выработка и полезный отпуск тепловой энергии в 2016 году, тыс. Гкал

2.7. Перечень основных потребителей тепловой энергии в ЯНАО.

Основные крупные потребители тепловой энергии на территории ЯНАО приведены в таблице 10.

Таблица 10

Перечень крупных потребителей тепловой энергии на территории ЯНАО

№ п/п

Потребители тепловой энергии

1

2

1

ГБУЗ ЯНАО «Ноябрьская центральная городская больница»

2

АО «Газпромнефть-ННГ»

3

ОАО «ДЭХ»

4

АО «Газпромнефть – ННГФ»

5

МУП «МПГЭС»

6

ОАО «Ноябрьские электрические сети»

7

МАУ СОК «Ямал»

8

МАДОУ ЦРР ДС «Дельфин»

9

ГУП ЯНАО «Ямалавтодор»

10

ГУ «6 ПЧ ФПС по ЯНАО»

11

ГОУ СПО ЯНАО «ММК»

12

ООО «ЯмалСервисЦентр»

13

ООО «Ноябрьская центральная трубная база»

14

ООО «Ноябрьскнефтеспецстрой»

15

ООО «НоябрьскНефтеГазАвтоматика»

16

ООО «Борец-Муравленко»

17

ООО «Ноябрьскэнергонефть»

18

ООО «НК КНГ»

19

Предприниматель Капула Г.И.

20

Предприниматель Сапонов В.А.

21

ООО «Муравленковская транспортная компания»

22

ЗАО «Самотлорнефтепромхим»

23

МАДОУ «Теремок»

24

ООО ЭК «ТВЭС»

25

ООО «Ямал-Энерго»

26

ООО «Ратта»

27

ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»

28

МУП «Муравленковские коммунальные сети»

29

ЗАО «Спецтеплосервис»

30

МП Белоярское ПП ЖКХ

31

ООО «Прогресс»

32

ОАО «Харп-Энерго-Газ»

33

МУП «Пуровские коммунальные системы»

34

ОАО «Уренгойтеплогенерация-1»

35

МУП ЖКХ «Лимбей»

36

Филиал «Уренгойская ГРЭС» АО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация»

2.8. Структура установленной электрической мощности на территории ЯНАО.

Большая часть вырабатываемой электроэнергии на территории ЯНАО производится на тепловых электростанциях (ТЭС). Наиболее крупными объектами генерации ЭЭС ЯНАО являются Уренгойская ГРЭС и Ноябрьская ПГЭ. Суммарная установленная мощность электростанций ЭЭС ЯНАО по состоянию на 01 января 2017 года составляет 850,27 МВт. Кроме того, на территории ЯНАО размещено большое количество автономных источников электроснабжения, обеспечивающих электроэнергией промышленные предприятия и энергорайоны ЯНАО, работающие изолированно от ЕЭС России. Сводные данные по установленной мощности и типам генерирующих установок приведены в таблице 11.

Таблица 11

Установленная мощность электростанций ЯНАО по состоянию на 01 января 2017 года, МВт

Мощность электростанций ЯНАО

МВт

1

2

Суммарная установленная мощность электростанций ЯНАО

1719

Синхронизированная с ЕЭС России часть, в т.ч.

859,27

ПГУ

625,3

ГТУ

201

ПСУ

24

ГПУ

9

Электростанции, работающие изолировано от ЕЭС, в т.ч.

860,03

Автономные источники промышленных предприятий, в т.ч.

546,2

ГТУ

388,3

ДЭС

80,5

ГПГУ

77,4

Автономные источники территориально-изолированных МО,

в т.ч.

313,53

ДЭС

125,67

ГТУ

155,4

ГПГУ

32,46

На схеме 12 приведена структура установленной мощности электростанций ЯНАО по типам генерирующих установок для обеих зон энергосистемы ЯНАО.

В 2016 году на Уренгойской ГРЭС (АО «Интер РАО – Электрогенерация») выполнена перемаркировка энергоблоков с увеличением установленной мощности на 15,7 МВт. С учетом перемаркировки установленная мощность Уренгойской ГРЭС составила 529,7 МВт.

Схема 12. Структура установленной электрической мощности на территории ЯНАО по типам генерирующих установок:

а) всего по территории ЯНАО; б) в синхронизированной зоне

Большая часть генерирующих установок на территории ЯНАО находится в собственности генерирующих компаний и крупных потребителей электроэнергии. Самой крупной генерирующей компанией на территории ЯНАО по установленной мощности является АО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация» (Уренгойская ГРЭС). Наиболее крупными собственниками генерирующей мощности среди крупных потребителей электроэнергии являются ООО «Газпром добыча Ямбург» и ООО «Газпром трансгаз Югорск». Структура установленной мощности по видам собственности приведена в таблице 12 и на схеме 13.

Таблица 12

Структура установленной мощности по типам электростанций и видам собственности

Вид собственности

Наименование

Тип генерирующих установок

Установленная мощность, МВт

1

2

3

4

Генерирующие компании субъектов электроэнерге-тики

АО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация»

ПГУ, ПСУ

529,7

ООО «НПГЭ»

ПГУ

119,6

ПАО «Передвижная энергетика»

ГТУ

72

ООО «Северная ПЛЭС»

ГТУ

24

Электростанции промышленных

предприятий

ООО «Газпром добыча Ямбург»

ГТУ

128,5

ООО «Газпром добыча Надым»

ГТУ, ДЭС

125

ООО «Газпром трансгаз Югорск»

ДЭС ГТУ

193,2

ООО «Газпром трансгаз Сургут»

ДЭС

22

ООО «Газпром добыча Уренгой»

ГТУ

15

ООО «РН-Пурнефтегаз»

ГПГУ

52,4

ООО «ЛУКОЙЛ-Западная

Сибирь» – ТПП «Ямалнефтегаз»

ГПГУ, ГТУ

70

АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»

ГТУ, ДЭС

19,5

ОАО «НОВАТЭК»

ГТУ

8

Филиал АО «СибурТюменьГаз» – Вынгапуровский ГПЗ

ГПГУ

9

Электростанции муниципальных предприятий

г. Салехард

ГТУ, ДЭС, ГПГУ

85,3

г. Лабытнанги

ГТУ

73

Шурышкарский район

ДЭС

21,96

Ямальский район

ГТУ, ДЭС

43,61

Красноселькупский район

ДЭС

11,12

Тазовский район

ГТУ, ДЭС

50,71

Приуральский район

ДЭС, ГПГУ

33,269

Пуровский район

ДЭС

4,32

Надымский район

ДЭС

6,74

Схема 13. Структура установленной мощности генерирующих установок ЯНАО по собственникам

2.9. Состав существующих электростанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт.

Данные по составу генерирующего оборудования электростанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт, приведены в таблице 13.

Таблица 13

Состав существующих электростанций по состоянию на 01.01.2017

№ п/п

Наименование электростанции

Сведения о блоках/агрегатах

Тип выработки

Год ввода в эксплуата-цию

Установленная мощность (МВт)

1

2

3

4

5

6

ЭЭС ЯНАО (без учёта электростанций, работающих изолированно)

1

Уренгойская ГРЭС (АО «ИНТЕР РАО – Электро-генерация»)

всего по электростанции

529,7

1Г-ПТ

ПГУ

2012

164,1

1Г-1ГТ

ПГУ

2012

170,1

1Г-2ГТ

ПГУ

2012

171,5

ПРТЭЦ № 1

ПСУ

1992

12

ПРТЭЦ № 2

ПСУ

1990

12

2

Ноябрьская ПГЭ (ООО «НПГЭ»)

всего по электростанции

119,57

ГТ1

ПГУ

2010

40,62

ПТ1

ПГУ

2010

19

ГТ2

ПГУ

2010

41,1

ПТ2

ПГУ

2010

18,9

3

ПЭС Уренгой (ПАО «Передвижная энергетика»)

всего по электростанции

72

№1

ГТУ

1988

12

№2

ГТУ

1988

12

№3

ГТУ

1986

12

№4

ГТУ

2001

12

№5

ГТУ

2001

12

№6

ГТУ

1987

12

4

ПЭС Надым (ООО «Северная ПЛЭС»)

всего по электростанции

24

5Г-1

ГТУ

2001

12

5Г-2

ГТУ

2001

12

5

Ямбургская ГТЭС (ООО «Газпром добыча Ямбург»)

всего по электростанции

72

№ 1

ГТУ

1992

12

№ 2

ГТУ

2001

12

№ 3

ГТУ

1993

12

№ 4

ГТУ

1993

12

№ 5

ГТУ

1994

12

№ 6

ГТУ

1994

12

6

Харвутинская ГТЭС (ООО «Газпром добыча Ямбург»)

всего по электростанции

10

№ 1

ГТУ

2007

2,5

№ 2

ГТУ

2007

2,5

№ 3

ГТУ

2007

2,5

№ 4

ГТУ

2007

2,5

7

ГТЭС Юрхаровского НГКМ (ОАО «НОВАТЭК»)

всего по электростанции

8

КГТЭС-1500 № 1

ГТУ

2003

1,5

КГТЭС-1500 № 2

ГТУ

2003

1,5

ГТЭС-2,5 № 3

ГТУ

2007

2,5

ГТЭС-2,5 № 4

ГТУ

2014

2,5

8

ГТЭС Песцовая (ООО «Газпром- добыча Уренгой»)

всего по электростанции

15

№ 1 – № 6

ГТУ

2006

2,5

9

ГПЭС Вынгапуров-ского ГПЗ («Вынгапуров-ский ГПЗ» – филиал АО «СибурТюмень

Газ»)

всего по электростанции

9

MWM TCG 2020

ГПУ

2017

5х1,8

Итого

859,27

В т.ч. ПГУ

625,27

ГТУ

201

ПСУ

24

ГПУ

9

Автономные источники электроснабжения крупных потребителей

ООО «Газпром добыча Ямбург»

всего по предприятию

46,5

1

ГТЭС-22,5

9 ПАЭС-2500

ГТУ

2001

22,5

2

ГТЭС-24

4 энергомодуля

с ГТУ-6000

ГТУ

2002

24

ООО «Газпром добыча Надым»

всего по предприятию

101

3

ГТЭС-25 м/р Бованенковское

10 блоков

ГТУ

2008, 2012

25

4

ГТЭС-36 м/р Бованенковское

6 блоков

ГТУ

2010

36

5

ГТЭС Бованенковское

2 блока

ГТУ

2016

24

6

ГТЭС-10 м/р Харасавэйское

4 блока

ГТУ

2008

10

7

ПАЭС-10 м/р Юбилейное

4 блока

ГТУ

1999

10

8

ГТЭС-5 м/р Юбилейное

2 блока

ГТУ

2004

5

9

ПАЭС-10 м/р Ямсовейское

4 блока

ГТУ

1997

10

10

ПАЭС-5 м/р Ямсовейское

2 блока

ГТУ

2003

5

ООО «Газпром трансгаз Югорск»

всего по предприятию

193,2

11

Ямбургское ЛПУ

итого Pуст

30,1

БЭС-630

ДЭС

1986

0,6

9хКАС-500

ДЭС

1988 – 2001

4,5

8хКАС-630

ДЭС

1990 – 2002

5

2хПАЭС-2500

ГТУ

1990

5

6хПАЭС-2500М

ГТУ

1990

15

12

Ныдинское

ЛПУ МГ

итого Pуст

21,3

2хАС-804р1

ДЭС

1986 – 1987

1,3

5хКАС-500

ДЭС

1988 – 1996

2,5

3хПАЭС-2500

ГТУ

1987 – 1997

7,5

4хПАЭС-2500М

ГТУ

1986 – 1987

10

Новоуренгойское

ЛПУ МГ

итого Pуст

33,7

13

Пуровская ГКС

4хVolvo-250

ДЭС

1984

1

3хБЭС-630

ДЭС

1985 – 2003

1,9

Wola-200/0,2

ДЭС

1985

0,2

3хРастон ТВ-5000

ГТУ

1985

8,1

14

Правохеттин-ское ЛПУ

3хБЭС-630

ДЭС

1985 – 1986

1,9

ЭД-200

ДЭС

1998

0,2

4хКАС-500

ДЭС

1987 – 1995

2

2хПАЭС-2500

ГТУ

1997

5

3хПАЭС-2500М

ГТУ

1983 – 1985

7,5

2хРастон ТВ-5000

ГТУ

1984

5,4

ЭД-500

ДЭС

1995

0,5

15

Пангодинское ЛПУ МГ

итого Pуст

6,5

Хасырейская п/п

Звезда-630НК

ДЭС

2010

0,6

КАС-500

ДЭС

1993

0,5

2хРастон ТВ-5000

ГТУ

1984 – 1985

5,4

16

Ягельное ЛПУ МГ

итого Pуст

18,1

5хБЭС-630

ДЭС

1985 – 1987

3,2

3хПАЭС-2500М

ГТУ

1983 – 1985

7,5

2хРастон ТВ-5000

ГТУ

1986 – 1988

5,4

4хЭД-500Т

ДЭС

1988 – 1996

2

17

Приозерное ЛПУ МГ

итого Pуст

23,1

4хАС-804р1

ДЭС

1985 – 1987

2,5

АСДА-200

ДЭС

1991

0,2

5хКАС-500

ДЭС

1987 – 1991

2,5

2хПАЭС-2500

ГТУ

1990 – 2005

5

3хПАЭС-2500М

ГТУ

1983 – 2005

7,5

2хРастон ТВ-5000

ГТУ

1986 – 1987

5,4

18

Ново-Уренгойское ЛПУ

итого Pуст

13

Звезда-630НК

ДЭС

2010

0,6

3хАС-804р1

ДЭС

1982 – 1984

1,9

КАС-500

ДЭС

1989

0,5

3хПАЭС-2500М

ГТУ

1992

7,5

ЭГ-2500

ГТУ

2006

2,5

19

Пангодинское ЛПУ ЯНАО

итого Pуст

14,6

4хАС-804р1

ДЭС

1983 – 1987

2,5

Звезда-630НК

ДЭС

2005

0,6

3хКАС-500

ДЭС

1993 – 2005

1,5

4хУрал-2500

ГТУ

2007

10

20

Надымское

ЛПУ МГ

итого Pуст

18,6

Звезда-630НК

ДЭС

2010

0,6

Wola-200

ДЭС

1993

0,2

3хКАС-500

ДЭС

1982 – 1989

1,5

2хАС-804р1

ДЭС

1983 – 1984

1,3

2хПАЭС-2500

ГТУ

1982 – 2001

5

4хПАЭС-2500М

ГТУ

1976 – 1982

10

21

Лонг Юганское ЛПУ

итого Pуст

14,2

5хБЭС-630

ДЭС

1985 – 2002

3,2

2хКАС-500

ДЭС

1985 – 2000

1

ПАЭС-2500

ГТУ

1990

2,5

3хПАЭС-2500М

ГТУ

1978 – 2004

7,5

ООО «Газпром трансгаз Сургут»

всего по предприятию

22

22

ЭСК п. Уренгой

ЭСК «Wartsila»

ДЭС

н/д

22

ООО «РН-Пурнефтегаз»

всего по предприятию

52,38

23

Тарасовская газопоршневая электростанция (ТГПЭС)

6хГПГУх8,73

ГПГУ

2010

52,38

ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» – ТПП «Ямалнефтегаз»

всего по предприятию

70

24

ЭСН ГКС Находкинского м/р

6х Cummins 1750 GQNB

ГПГУ

2012

10,5

25

ГПЭС Находкинского м/р

4х Deutz TBG 620V16К

ГПГУ

2004

5,5

26

ГТЭС-24 Пякяхинское м/р

6х Урал-6000

ГТУ

2009-2016

36

27

ГТЭС-14 Северо-Губкинского м/р

3х Урал-6000

ГТУ

2001

18

АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»

всего по предприятию

19,5

28

ЭСН Чатылкин-ского м/р

Waukesha

ГТУ

2008

5

6хCummins

ДЭС

2008

6

29

ЭСН Холмис-того м/р

Waukesha

ГТУ

2008

4,5

6хCummins

ДЭС

2008

4

ОАО «НОВАТЭК»

всего по предприятию

8,6

30

Таркосаленеф-тегаз

OPRA

ГТУ

2010

3,6

ПАЭС-2500

ГТУ

2007

5

Филиал АО «СибурТюменьГаз» – Вынгапуровский ГПЗ

всего по предприятию

9

31

ГПЭС ВГПЗ

Petra-2500 (5х1,8)

ГПГУ

2012, 2015

9

Итого по автономным источникам электроснабжения крупных потребителей электроэнергии

546,2

В т.ч. ГТУ

388,3

ДЭС

80,5

ГПГУ

77,4

Автономные источники электроснабжения МО в ЯНАО, работающие изолировано от ЕЭС

Город Салехард

всего по МО

85,3

1

ГТЭС Обдорск

№ 1

ГТУ

2001

12

№ 2

ГТУ

2001

12

№ 3

ГТУ

2004

15,4

2

ДЭС-1

№ 1

ДЭС

1994

6,5

№ 2

ДЭС

1994

6,5

№ 3

ДЭС

1997

6,4

3

ДЭС-2

№ 1

ДЭС

1999

6,4

№ 2

ДЭС

2000

6,1

4

ТЭС Салехард

№ 1

ГПГУ

2009

1,75

№ 2

ГПГУ

2009

1,75

№ 3

ГПГУ

2009

1,75

№ 4

ГПГУ

2009

1,75

№ 5

ГПГУ

2009

1,75

№ 6

ГПГУ

2009

1,75

№ 7

ГПГУ

2009

1,75

№ 8

ГПГУ

2009

1,75

Город Лабытнанги

всего по МО

73

5

ПЭС Лабытнанги

ГТГ-1

ГТУ

1996

12

ГТГ-2

ГТУ

1996

12

ГТГ-3

ГТУ

2007

14

ГТГ-4

ГТУ

2010

12

ГТГ-5

ГТУ

1974

4

ГТГ-6

ГТУ

1979

4

ГТГ-7

ГТУ

1976

2,5

ГТГ-8

ГТУ

1976

2,5

ГТГ-9

ГТУ

1978

2,5

ГТГ-10

ГТУ

1978

2,5

ГТГ-11

ГТУ

1983

2,5

ГТГ-12

ГТУ

1983

2,5

Шурышкарский район

всего по МО

21,96

6

Село Мужи

итого Pуст

8,22

MTU-520

ДЭС

2004

0,52

ДГ2-350

ДЭС

2010

0,35

ДГ2-350

ДЭС

2010

0,35

8R22

ДЭС

1994

1,1

8R22

ДЭС

1994

1,1

4-26 ДГ

ДЭС

2000

1,2

4-26 ДГ

ДЭС

2000

1,2

4-26 ДГ

ДЭС

2009

1,2

4-26 ДГ

ДЭС

2010

1,2

7

Село Восяхово

итого Pуст

0,91

ЯМЗ -238

ДЭС

2001

0,1

ЯМЗ -238

ДЭС

2001

0,1

ЯМЗ -238

ДЭС

2012

0,1

Д1-250

ДЭС

2009

0,25

Д1-250

ДЭС

2010

0,25

8

Деревня

Усть-Войкары

Д-65

ДЭС

2006

0,03

9

Деревня Вершина-Войкары

4-Ч(ЭД-16)

ДЭС

2006

0,02

10

Деревня

Новый Киеват

Д-65

ДЭС

2006

0,03

11

Деревня Анжигорт

Д-65

ДЭС

2006

0,03

12

Село Шурышкары

итого Pуст

2,02

ДГ1А315-1

ДЭС

2012

0,32

ДГ1А315-1

ДЭС

2009

0,32

ДГ1А315-1

ДЭС

2006

0,32

ДГ1А315-1

ДЭС

2006

0,32

ДГ1А315-1

ДЭС

2010

0,32

ЯМЗ -238

ДЭС

2001

0,1

Scoda-350

ДЭС

2002

0,32

13

Деревня Унсельгорт

итого Pуст

1,56

Д-243

ДЭС

2012

0,03

Д-243

ДЭС

2012

0,03

Д-144

ДЭС

н/д

1,5

14

Село Горки

итого Pуст

3,75

ДЭС № 1

ДГ-72М № 1

ДЭС

2012

0,75

ДГ-72М № 2

ДЭС

2002

0,75

ДЭС № 2

ДГ-72М № 1

ДЭС

2005

0,75

ДГ-72М № 2

ДЭС

2005

0,75

ДГ-72М № 3

ДЭС

2005

0,75

15

Село Азовы

итого Pуст

1,05

АД-100 № 2 сп

ДЭС

2007

0,09

АД-100 № 3 сп

ДЭС

2007

0,09

АД-100 № 6

ДЭС

2010

0,09

АД-200 № 4

ДЭС

2009

0,18

ДГ-350

ДЭС

2012

0,35

ДГ-250

ДЭС

2010

0,25

16

Село Лопхари

итого Pуст

1,08

АД-100 № 1

ДЭС

2005

0,09

АД-100

ДЭС

2012

0,09

АД-100

ДЭС

2012

0,09

АД-100

ДЭС

2012

0,09

АД-100

ДЭС

2012

0,09

АД-100 № 2 сп

ДЭС

2007

0,09

АД-200 № 3 сп

ДЭС

2010

0,18

АД-100 № 4 сп

ДЭС

2002

0,09

АД-100 № 5

ДЭС

2010

0,09

АД-200 № 6

ДЭС

2009

0,18

17

Деревня Пословы

итого Pуст

0,04

АД-16

ДЭС

2010

0,02

АД-16

ДЭС

2002

0,02

18

Село Питляр

итого Pуст

1,23

ЯМЗ-238 № 3 сп

ДЭС

2002

0,09

ЯМЗ-238 № 2

ДЭС

2002

0,09

ЯМЗ-238 № 4 сп

ДЭС

2007

0,09

АД-200 № 6

ДЭС

2008

0,18

АД-200 № 7

ДЭС

2010

0,18

ДГ-250

ДЭС

2012

0,25

ДГ-350

ДЭС

2012

0,35

19

Деревня Хашгорт

итого Pуст

0,05

АД-30

ДЭС

2010

0,03

АД-16

ДЭС

2010

0,02

20

Село Овгорт

итого Pуст

1,71

ДГА-320

ДЭС

2001

0,32

ДГР-224

ДЭС

2006

0,22

ДГ1-350

ДЭС

2011

0,35

ДГ1-250

ДЭС

2010

0,25

ДГ1-250

ДЭС

2010

0,25

ДГА-315 сп

ДЭС

2001

0,32

21

Деревня

Ямгорт

итого Pуст

0,29

АД-100

ДЭС

2006

0,1

АД-60

ДЭС

2012

0,06

АД-60 сп

ДЭС

1998

0,06

АД-40

ДЭС

2009

0,04

АД-30

ДЭС

2007

0,03

22

Село Оволынгорт

итого Pуст

0,05

АД-16

ДЭС

2005

0,02

АД-11

ДЭС

2012

0,01

АД-16 сп

ДЭС

2002

0,02

Ямальский район

всего по МО

43,61

23

Село Салемал

итого Pуст

1,6

Cummins QSX15G8 № 1

ДЭС

2011

0,4

Cummins QSX15G8 № 2

ДЭС

2011

0,4

Cummins QSX15G8 № 3

ДЭС

2011

0,4

Cummins QSX15G8 № 4

ДЭС

2011

0,4

24

Село Панаевск

итого Pуст

1,6

ДГА – 315 № 1

ДЭС

2009

0,32

ДГА – 315 № 2

ДЭС

2006

0,32

ДГА – 315 № 3

ДЭС

2009

0,32

ДГА – 315 № 4

ДЭС

2005

0,32

ДГА – 315 № 5

ДЭС

2008

0,32

25

Село Яр-Сале

итого Pуст

13,88

MTU 12v4000

ДЭС

2014

1,12

MTU 12v4000

ДЭС

2013

1,12

MTU 12v4000

ДЭС

2014

1,12

MTU 12v4000

ДЭС

2016

1,12

MTU 12v4000

ДЭС

2014

1,12

MTU 12v4000

ДЭС

2014

1,12

MTU 12v4000

ДЭС

2006

1,12

MTU 12v4000

ДЭС

2011

1,12

MTU 12v4000

ДЭС

2011

1,12

Mitsubishi S16R2

ДЭС

2016

1,9

Mitsubishi S16R2

ДЭС

2016

1,9

26

Поселок

Сюнай-Сале

итого Pуст

1,15

АД-200С-Т400

ДЭС

2009

0,2

АД-250С-Т400

ДЭС

2012

0,2

ЯМЗ-315

ДЭС

2015

0,315

ЯМЗ-315

ДЭС

2015

0,315

27

Село

Новый Порт

итого Pуст

3,33

ДГ-72 (3)

ДЭС

2009

0,8

ДГ-72 (4)

ДЭС

1997

0,8

ДГА-315 (1)

ДЭС

2005

0,315

ДГА-315 (2)

ДЭС

2005

0,315

Cummins

ДЭС

2016

1,1

28

Село

Мыс Каменный

итого Pуст

13,64

ЦЭС-Геологи

АИ-20 ПАЭС-2500 № 2

ГТУ

2015

2,5

АИ-20 ПАЭС-2500 № 3

ГТУ

2015

2,5

АИ-20 ПАЭС-2500 № 4

ГТУ

2014

2,5

АИ-20 ПАЭС-2500 № 5

ГТУ

2015

2,5

ГПА-Mitsubishi № 1

ГПУ

2016

1,5

ГПА-Mitsubishi № 1

ГПУ

2016

1,5

ДГА – 315 № 1

ДЭС

1989

0,32

ДГА – 315 № 2

ДЭС

1991

0,32

29

Село Сеяха

итого Pуст

8,53

Caterpiller 3512

ДЭС

н/д

1,0

Caterpiller 3512

ДЭС

н/д

1,0

Caterpiller 3516

ДЭС

н/д

2,0

Caterpiller 3516

ДЭС

н/д

2,0

Шкода 608 6-27,5 A2S

ДЭС

2003

0,53

Шкода 608 6-27,5 A2S

ДЭС

2001

0,53

Шкода 825 6-27,5 A4S

ДЭС

2009

0,735

Шкода 825 6-27,5 A4S

ДЭС

2006

0,735

Тазовский район

всего по МО

40,8

30

Поселок Тазовский

итого Pуст

27

ПАЭС-2500 № 1

ГТУ

1996

2,5

ПАЭС-2500 № 2

ГТУ

1996

2,5

ПАЭС-2500 № 3

ГТУ

1993

2,5

ПАЭС-2500 № 4

ГТУ

2002

2,5

ПАЭС-2500 № 5

ГТУ

1989

2,5

ПАЭС-2500 № 6

ГТУ

1993

2,5

ПАЭС-2500 № 7

ГТУ

2003

2,5

ГДГ-1/35

ГТУ

2015

0,5

ГДУ-2/75

ГТУ

2015

0,5

ГДГ-3/89

ГТУ

2015

0,5

ГДУ-4/87

ГТУ

2015

0,5

ГДУ-5/86

ГТУ

2015

0,5

САТ-2000

ГТУ

2015

2,0

САТ-1000

ГТУ

2016

2,0

ГДУ-6/63

ГТУ

2016

0,5

ПАЭС№8 Ж

ГТУ

2011

2,5

31

Село Газ-Сале

итого Pуст

17,5

ПАЭС-2500 № 1

ГТУ

1976

2,5

ПАЭС-2500 № 2

ГТУ

1987

2,5

ПАЭС-2500 № 3

ГТУ

1987

2,5

ПАЭС-2500 № 4

ГТУ

1985

2,5

ПАЭС-2500 № 5

ГТУ

1985

2,5

ПАЭС-2500 № 6

ГТУ

1987

2,5

ПАЭС-2500 № 7

ГТУ

1991

2,5

32

Село Антипаюта

итого Pуст

5

ПАЭС-2500 № 1

ГТУ

1987

2,5

ПАЭС-2500 № 2

ГТУ

2002

2,5

33

Село Находка

итого Pуст

1,21

ДГ1-350/1000.1

ДЭС

2013

0,35

ДГ1-350/1000.1

ДЭС

2013

0,35

ДГ1-350/1000.1

ДЭС

2013

0,35

ЯМЗ-238 НД4

ДЭС

2013

0,16

Красноселькупский район

всего по МО

11,12

34

Село Толька

итого Pуст

4,0

ДГ-72 № 1

ДЭС

1979

0,8

ДГ-72 № 2

ДЭС

1983

0,8

ДГ-72 № 3

ДЭС

1985

0,8

ДГ-72 № 4

ДЭС

1987

0,8

ДГ-72 № 5

ДЭС

1988

0,8

35

Село Красноселькуп

итого Pуст

6,4

ДГ-72 № 1

ДЭС

1979

0,8

ДГ-72 № 2

ДЭС

1998

0,8

ДГ-72 № 3

ДЭС

1980

0,8

ДГ-72 № 4

ДЭС

2000

0,8

ДГ-72 № 5

ДЭС

1986

0,8

ДГ-72 № 6

ДЭС

1987

0,8

ДГ-72 № 7

ДЭС

1991

0,8

ДГ-72 № 8

ДЭС

1991

0,8

36

Село Ратта

итого Pуст

0,72

АД200-Т400-РМ

ДЭС

2006

0,2

АД200-Т400-1РМ2

ДЭС

2009

0,2

АД315-Т400-1РМ2

ДЭС

2006

0,32

Приуральский район

всего по МО

33,269

37

Село Аксарка

итого Pуст

10,5

ЭГД-7-1

ДЭС

2004

1,5

ЭГД-7-2

ДЭС

2004

1,5

ЭГД-7-3

ДЭС

2004

1,5

ЭГД-7-4

ДЭС

2004

1,5

38

Поселок Товопогол

итого Pуст

0,06

ДГ-30

ДЭС

2006

0,03

ДГ-30

ДЭС

2008

0,03

39

Поселок Зеленый Яр

итого Pуст

0,65

ДГ-150 № 1

ДЭС

2015

0,15

ДГ-150 № 2

ДЭС

2015

0,15

ДГ-150 № 3

ДЭС

2015

0,15

ДГ-100 № 4 (№ 3)

ДЭС

2013

0,1

ДГ-100 (на складе)

ДЭС

2002

0,1

40

Село Харсаим

итого Pуст

2,834

ДГ-100 № 1

ДЭС

2000

0,1

ДГ-100 № 2

ДЭС

1991

0,1

ДГ-250 № 3

ДЭС

2015

0,25

ДГ-200 № 4

ДЭС

2007

0,2

ДГ-420 № 5

ДЭС

2010

0,42

ДГ-500 № 6

ДЭС

2012

0,5

ДГ-1250 № 7

ДЭС

2008

1,064

ДГ-200

ДЭС

2016

0,2

41

Поселок Вылпосл

итого Pуст

0,04

ДГ-30 № 1

ДЭС

2015

0,03

ДГ-16 № 2

ДЭС

2013

0,01

42

Деревня Лаборовая

итого Pуст

0,55

ДГ-150 № 1

ДЭС

2014

0,15

ДГ-150 № 2

ДЭС

2014

0,15

ДГ-200 № 3

ДЭС

2016

0,2

ДГ-60 № 4

ДЭС

2013

0,05

43

Село Катравож

итого Pуст

1,6

ДГ-400 № 1

ДЭС

2010

0,4

ДГ-400 № 2

ДЭС

2016

0,4

ДГ-400 № 3

ДЭС

2010

0,4

ДГ-400 № 4

ДЭС

2011

0,4

44

Село Белоярск

итого Pуст

4,495

ДГ-1000 № 1

ДЭС

1995

1,125

ДГ-1000 № 2

ДЭС

1995

1,125

ДГ-1000 № 3

ДЭС

2006

1,125

ДГ-1000 № 4

ДЭС

2013

1,120

45

Поселок Щучье

итого Pуст

0,6

ДГ-200 № 1

ДЭС

2013

0,2

ДГ-100 № 2

ДЭС

2010

0,1

ДГ-100 № 3

ДЭС

2013

0,1

ДГ-100 № 4

ДЭС

2013

0,1

ДГ-100 № 5

ДЭС

2011

0,1

46

Пгт Харп

итого Pуст

10,96

ГПА-1

ГПГУ

2010

3,05

ГПА-2

ГПГУ

2010

3,05

ГПА-3

ГПГУ

2010

2,43

ГПА-4

ГПГУ

2010

2,43

Поселок Паюта

итого Pуст

0,98

ДГ-60 № 1

ДЭС

2015

0,06

ДГ-60 № 2

ДЭС

2015

0,06

ДГ-60 № 3

ДЭС

2015

0,06

ДГ-400 № 4

ДЭС

2012

0,4

ДГ-400 № 5

ДЭС

2012

0,4

Пуровский район

всего по МО

4,324

47

Село Самбург

итого Pуст

4,324

14-26ДГ

ДЭС

2003

1,1

14-26ДГ

ДЭС

2003

1,1

14-26ДГ

ДЭС

2003

1,1

Ausonia № 1

ДЭС

2009

0,512

Ausonia № 2

ДЭС

2009

0,512

Надымский район

всего по МО

6,74

48

Село Ныда

итого Pуст

3,88

ДЭС № 1

ДГА-315 № 1

ДЭС

2002

0,32

ДГА-315 № 2

ДЭС

1998

0,32

ДГА-315 № 3

ДЭС

2002

0,32

ДГА-315-1 № 4

ДЭС

2013

0,32

ДГА-315 № 5

ДЭС

2004

0,32

ДГ-500-2 № 6

ДЭС

2014

0,50

ДГ-500-2 № 7

ДЭС

2014

0,50

ДГА-315-1 № 8

ДЭС

2014

0,32

ДЭС № 2

ДГА-315№ 1

ДЭС

2011

0,32

ДГА-315№ 2

ДЭС

1999

0,32

ДГА-315№ 3

ДЭС

1999

0,32

49

Село Кутопьюган

итого Pуст

1,905

SDMO № 2

ДЭС

2008

0,44

ДГР-320

ДЭС

2000

0,32

АД-315 (ЯМЗ)

ДЭС

2011

0,315

ДГА-315-1 № 1

ДЭС

2013

0,315

ДГА-315-1 № 2

ДЭС

2014

0,315

АД-200

ДЭС

2005

0,2

50

Село Нори

итого Pуст

0,955

АД-315 (ЯМЗ)

ДЭС

2011

0,315

АД-320 № 14.151

ДЭС

2014

0,32

АД-320 № 14.154

ДЭС

2014

0,32

Итого автономные источники электроснабжения территориально изолированных МО

313,53

В т.ч. ДЭС

125,67

ГТУ

155,4

ГПГУ

32,46

Итого по ЯНАО

1719

В т.ч. ПГУ

625,27

ГТУ

744,7

ПСУ

24

ГПГУ

118,86

ДЭС

206,17

2.10. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности.

Структура выработки электроэнергии за 2016 год в ЭЭС ЯНАО приведена в таблице 14 и на схемах 14, 15.

Таблица 14

Структура выработки электроэнергии за 2016 год в ЭЭС ЯНАО по собственникам и типам генерирующего оборудования

Выработка электростанций – всего, млн кВт·ч

4 886,7

100%

1

2

3

Структура по собственникам

Уренгойская ГРЭС (АО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация)

3 430,3

70,2%

Ноябрьская ПГЭ (ООО «Ноябрьская ПГЭ»)

922,6

18,9%

ПЭС Надым (ООО «Северная ПЛЭС»)

166,7

3,4%

ПЭС Уренгой (ПАО «Передвижная энергетика»)

70,5

1,4%

Ямбургская ГТЭС, Харвутинская ГТЭС (OOO «Газпром добыча Ямбург»)

222,9

4,6%

ГТЭС Песцовая (OOO «Газпром добыча Уренгой»)

18,2

0,4%

ГТЭС Юрхаровского НГКМ (ОАО «НОВАТЭК»)

33,7

0,7%

Новоуренгойская ГТЭС (ООО «НГХК»)

21,8

0,4

Структура по типам электростанций

ПГУ

4352,9

89,1%

ГТЭС

533,7

10,9%

Схема 14. Выработка электрической энергии электростанциями ЭЭС ЯНАО в 2016 году

Схема 15. Структура выработки электрической энергии электростанциями ЭЭС ЯНАО в 2016 году

2.11. Характеристика балансов электрической энергии и мощности за последние 5 лет.

ЭЭС ЯНАО является дефицитной как по мощности, так и по электроэнергии. В течение отчётного пятилетнего периода покрытие потребностей за счёт собственных источников не изменилось. С вводом в 2012 году блока № 1 Уренгойской ГРЭС Северный энергорайон ЭЭС ЯНАО стал избыточным.

Балансы электрической мощности и электроэнергии ЭЭС ЯНАО за отчетный период приведены в таблицах 15, 16.

Таблица 15

Фактический баланс мощности по территории ЭЭС ЯНАО на час прохождения максимума нагрузки Тюменской энергосистемы за период 2012 – 2016 годов, МВт

Наименование показателя

2012 год

2013 год

2014 год

2015 год

2016 год

1

2

3

4

5

6

Покрытие – всего

644,8

712,4

529,1

725,4

719,5

В том числе

Уренгойская ГРЭС

418

505,5

274,2

492,2

528,3

Ноябрьская ПГЭ

131,1

131,3

133,8

130,7

120,3

ПЭС Надым

22,5

22,5

22,5

11,7

22,5

ПЭС Уренгой

39,3

13,2

54,9

49,0

9,8

Ямбургская ГТЭС

33,9

34,9

35,7

31,4

29,7

ГТЭС Юрхаровского НГКМ

–

–

3

5,4

3,9

ГТЭС Песцовая

–

2

2

2

2

ГТЭС Харвутинская

–

3

3

3

3

Потребление – всего

1472

1449

1496

1462

1555

Сальдо перетоков («+» дефицит - получение; «-» избыток - выдача)

827,2

736,6

966,9

736,6

835,5

Таблица 16

Балансы электрической энергии за период 2012 – 2016 годов, млн кВт∙ч

Наименование показателя

2012 год

2013 год

2014 год

2015 год

2016 год

1

2

3

4

5

6

Электропотребление, млн кВт∙ч

10 553,1

11 083,1

11 091

11 200,2

11 056,2

Собственная выработка, млн кВт∙ч

2 438,3

4 830,3

4 966,5

4 546,5

4 886,7

Сальдо перетоков
(«+» дефицит – получение;
«-» избыток – выдача)

8 114,8

6 252,8

6 124,5

6 653,7

6 169,5

Схема 16. Баланс электрической мощности ЭЭС ЯНАО за период 2012 – 2016 годов

Схема 17. Баланс электрической энергии ЭЭС ЯНАО за период 2012 – 2016 годов

2.12. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за 5 лет.

В таблице 17 приведены показатели энерго- и электроэффективности экономики ЯНАО за 2010 – 2014[4] годы на основании данных органов государственной статистики.

Таблица 17

Основные показатели энерго- и электроэффективности за 2010 – 2014 годы

Наименование показателя

2010 год

2011 год

2012 год

2013 год

2014 год

1

2

3

4

5

6

ВРП (млрд руб.)

782,2

966,1

1 192,2

1 373,5

1 611,6

Электропотребление (млн кВт∙ч)

12 963

13 077

13 279

14 171,1

12 115,7

Объем потребленных ТЭР (т у.т.)

15 694 402

19 028 680

19 331 293

18 360 903

20 595 365

Численность населения (чел.)

522 904

524 925

536 558

541 623

539 671

Электроемкость ВРП (кВт∙ч/руб.)

16,6

13,5

11,1

10,3

7,5

Энергоемкость ВРП

(т у.т./млн руб.)

20,1

19,7

16,2

13,6

12,8

Потребление ЭЭ на душу населения (тыс. кВт∙ч/чел.)

24,8

24,9

24,7

26,2

22,5

Потребление электроэнергии на душу населения на территории ЯНАО превышает среднероссийское в 3,2 раза, что может быть объяснено значительной долей промышленности в структуре потребления электроэнергии.

Снижение электроемкости и энергоемкости ВРП ЯНАО в 2010 – 2014 годах объясняется в первую очередь инфляцией.

2.13. Основные характеристики электросетевого хозяйства региона 110 кВ и выше.

Электросетевое хозяйство 110 кВ и выше ЯНАО работает в составе синхронизированной с ЕЭС России части ЭЭС ЯНАО[5]. Основными эксплуатирующими организациями являются ЯНПМЭС, АО «Тюменьэнерго», а также крупные промышленные предприятия добычи и транспортировки полезных ископаемых и обрабатывающих производств.

Сводные данные по установленной мощности и количеству трансформаторов/автотрансформаторов (Т/АТ) ПС 110 кВ и выше представлены в таблице 18 с учетом номинального напряжения и эксплуатирующей организации.

На схеме 18 приведена структура установленной мощности Т/АТ 110 кВ и выше по номинальному напряжению и эксплуатирующим организациям.

Таблица 18

Сводные данные по существующим ПС 110 кВ и выше ЭЭС ЯНАО

Наименование показателя

Количество ПС, шт.

Количество Т/АТ, шт.

Установленная мощность Т/АТ, МВА

1

2

3

4

Всего

168

361

13 637

По номинальному напряжению

500 кВ

3

20

3 340

220 кВ

13

39

4 153

110 кВ

152

300

6 144

По эксплуатирующим организациям

МЭС Западной Сибири

15

59

7 198

АО «Тюменьэнерго»

110

218

4 718

Промышленные предприятия

43

84

1 346

Схема 18. Структура установленной мощности Т/АТ 110 кВ и выше по номинальному напряжению (а) и эксплуатирующим организациям (б).

Сводные данные по количеству и протяженности ЛЭП 110 кВ и выше ЭЭС ЯНАО приведены в таблице 19.

Таблица 19

Сводные данные о количестве и протяженности ЛЭП 110 кВ и выше ЭЭС ЯНАО

Наименование показателя

Количество ЛЭП,

шт.

Протяженность,

км

1

2

3

Всего

121

10 562

По номинальному напряжению

500 кВ (в том числе ЛЭП 220 кВ в габ. 500 кВ)

5

842

220 кВ

19

2824

110 кВ

103

6 896

По эксплуатирующим организациям

МЭС Западной Сибири

28

2 949

АО «Тюменьэнерго»

89

6 491

Промышленные предприятия

19

1 122

На схеме 19 приведена структура ЛЭП 110 кВ и выше по протяженности по номинальному напряжению и эксплуатирующим организациям.

Схема 19. Структура ЛЭП 110 кВ и выше по протяженности по номинальному напряжению (а) и эксплуатирующим организациям (б)

В таблицах 20, 21 приведен перечень ПС и ЛЭП 110 кВ и выше ЭЭС ЯНАО, а также сведения о количестве и мощности Т/АТ ПС, протяженности и марке провода ЛЭП и данные об эксплуатирующей организации.

В рамках инвестиционной программы АО «Тюменьэнерго» для присоединения Салехардского энергорайона на параллельную работу с Тюменской энергосистемой в 2016 году завершено строительство ПС 220 кВ Салехард и ПС 110 кВ Северное Сияние и ПС 110 кВ Полярник.

Для обеспечения надежности электроснабжения потребителей Пуровского района (г. Тарко-Сале, пос. Пурпе, пос. Пуровск) и подключения новых потребителей нефтегазового сектора в ЯНАО сооружена в 2015 году ПС 220 кВ Арсенал и выполнено строительство заходов ВЛ 110 кВ Кирпичная – Кристалл 1,2 на ПС 220 кВ Арсенал с расширением ПС 110 кВ Геолог.

В рамках инвестиционной программы ПАО «ФСК ЕЭС» в ЯНАО в 2016 году была продолжена реализация следующих инвестиционных проектов:

- строительство ПС 220 кВ Исконная с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой для обеспечения технологического присоединения потребителей в Северном энергорайоне;

- реконструкция ПС 220 кВ Уренгой в целях осуществления технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей, присоединённых к объектам электросетевого хозяйства АО «Тюменьэнерго»;

- реконструкция ПС 220 кВ Вынгапур и ПС 220 кВ Янга-Яха для осуществления технологического присоединения энергопринимающих устройств;

- строительство ПС 220 кВ Ермак с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея и ПС 220 кВ Славянская с ВЛ 220 кВ Ермак – Славянская №№ 1, 2 для технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей АО «Транснефть – Сибирь» и ОАО «Тюменнефтегаз».

Таблица 20

Сведения о составе ПС 110 кВ и выше ЭЭС ЯНАО по состоянию на 01 января 2017 года

№ п/п

Наименование ПС

Uном,

кВ

Количество

Т/АТ,

шт.

Установленная мощность Т/АТ, МВА

Суммарная установленная мощность ПС, МВА

1

2

3

4

5

6

Филиал ПАО «ФСК ЕЭС» – МЭС Западной Сибири

1

ПС 500 кВ Холмогорская

500

9

167

1 503

220

3

125

375

2

ПС 500 кВ Муравленковская

500

3

167

501

220

2

63

126

220

1

125

125

3

ПС 500 кВ Тарко-Сале

500

6

167

1 002

220

3

125

375

В резерве

500

2

167

334

Итого ПС 500 кВ

29

4 341

1

ПС 220 кВ Янга-Яха

220

2

125

250

2

ПС 220 кВ Пуль-Яха

220

2

125

250

110

2

40

80

3

ПС 220 кВ Аврора

220

2

100

200

4

ПС 220 кВ ГГПЗ

220

2

100

200

5

ПС 220 кВ Надым

220

2

125

250

6

ПС 220 кВ Правохеттинская

220

2

32

64

7

ПС 220 кВ Пангоды

220

1

63

63

220

1

125

125

8

ПС 220 кВ Оленья

220

2

125

250

9

ПС 220 кВ Уренгой

220

2

125

250

10

ПС 220 кВ Вынгапур

220

3

125

375

11

ПС 220 кВ Мангазея

220

2

125

250

12

ПС 220 кВ Арсенал

220

2

125

250

резерв

220

3

Итого ПС 220 кВ

30

2 857

Итого Филиал ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Западной Сибири

59

7 198

АО «Тюменьэнерго»

1

ПС 220 кВ Салехард

220

2

125

250

2

ПС 110 кВ КНС-1

110

2

25

50

3

ПС 110 кВ Разряд

110

2

40

80

4

ПС 110 кВ Вышка

110

2

40

80

5

ПС 110 кВ НПС Холмогоры

110

2

40

80

6

ПС 110 кВ Карамовская

110

2

25

50

7

ПС 110 кВ Суторминская

110

2

16

32

8

ПС 110 кВ Крайняя

110

2

25

50

9

ПС 110 кВ КНС-9

110

2

25

50

10

ПС 110 кВ Летняя

110

2

25

50

11

ПС 110 кВ З. Ноябрьская

110

2

25

50

12

ПС 110 кВ Итурская

110

2

25

50

13

ПС 110 кВ Городская

110

2

25

50

14

ПС 110 кВ Владимирская

110

2

25

50

15

ПС 110 кВ Хрустальная

110

2

25

50

16

ПС 110 кВ Комплект

110

2

25

50

17

ПС 110 кВ Кедр

110

1

6,3

16,3

110

1

10

18

ПС 110 кВ Ханупа

110

2

25

50

19

ПС 110 кВ Ударная

110

2

40

80

20

ПС 110 кВ Трудовая

110

2

40

80

21

ПС 110 кВ Стрела

110

2

25

50

22

ПС 110 кВ Геращенко

110

2

25

50

23

ПС 110 кВ Пяку-Пур

110

2

16

32

24

ПС 110 кВ Сугмутская

110

2

40

80

25

ПС 110 кВ Н. Пурпейская

110

2

40

80

26

ПС 110 кВ Жемчужина

110

2

25

50

27

ПС 110 кВ Курская

110

2

40

80

28

ПС 110 кВ Орловская

110

2

40

80

29

ПС 110 кВ Барсуковская

110

2

40

80

30

ПС 110 кВ Комсомольская

110

2

25

50

31

ПС 110 кВ УКПГ

110

2

6,3

12,6

32

ПС 110 кВ Мара-Яха

110

2

25

50

33

ПС 110 кВ Майская

110

2

25

50

34

ПС 110 кВ Ю. Харампурская

110

2

25

50

35

ПС 110 кВ Харампурская

110

2

25

50

36

ПС 110 кВ Тарасовская

110

2

25

50

37

ПС 110 кВ Светлая

110

2

16

32

38

ПС 110 кВ Сигнал

110

2

25

50

39

ПС 110 кВ Фортуна

110

2

25

50

40

ПС 110 кВ Победа

110

2

25

50

41

ПС 110 кВ Градиент

110

2

6,3

12,6

42

ПС 110 кВ Пурпейская

110

2

6,3

12,6

43

ПС 110 кВ Таланга

110

2

10

20

44

ПС 110 кВ Геолог

110

2

25

50

45

ПС 110 кВ Карьер

110

1

16

16

46

ПС 110 кВ Кирпичная

110

2

10

20

47

ПС 110 кВ Кристалл

110

2

10

20

48

ПС 110 кВ Губкинская

110

2

6,3

12,6

49

ПС 110 кВ Вынгаяхинская

110

2

25

50

50

ПС 110 кВ Новогодняя

110

2

25

50

51

ПС 110 кВ Еты-Пур

110

2

16

32

52

ПС 110 кВ Маяк

110

2

25

50

53

ПС 110 кВ Белоярская

110

2

16

32

54

ПС 110 кВ Амня

110

2

2,5

5

55

ПС 110 кВ Полноват

110

2

2,5

5

56

ПС 110 кВ Верхнеказымская

110

2

25

50

57

ПС 110 кВ Сорум

110

2

16

32

58

ПС 110 кВ Сосновская

110

2

25

50

59

ПС 110 кВ Приозерная

110

2

25

50

60

ПС 110 кВ Лонг-Юган

110

2

16

32

61

ПС 110 кВ Л. Хеттинская

110

2

25

50

62

ПС 110 кВ Морошка

110

2

25

50

63

ПС 110 кВ Старый Надым

110

2

6,3

12,6

64

ПС 110 кВ Береговая

110

2

40

80

65

ПС 110 кВ Голубика

110

2

16

32

66

ПС 110 кВ Хасырейская

110

2

25

50

67

ПС 110 кВ Ныда

110

2

16

32

68

ПС 110 кВ УГП-15

110

2

10

20

69

ПС 110 кВ Ямбург

110

2

25

50

70

ПС 110 кВ ЯГП-1

110

2

25

50

71

ПС 110 кВ ЯГП-1В

110

2

25

50

72

ПС 110 кВ ЯГП-5

110

2

10

20

73

ПС 110 кВ ЯГП-6

110

2

16

32

74

ПС 110 кВ ЯГП-7

110

2

10

20

75

ПС 110 кВ ЯГП-2

110

2

10

20

76

ПС 110 кВ ЯГП-3

110

2

10

20

77

ПС 110 кВ ЯГП-4

110

2

10

20

78

ПС 110 кВ Взлетная

110

2

2,5

5

79

ПС 110 кВ УГП-12

110

1

6,3

16,3

110

1

10

80

ПС 110 кВ УГП-13

110

2

10

20

81

ПС 110 кВ Янтарная

110

2

40

80

82

ПС 110 кВ Погружная

110

2

25

50

83

ПС 110 кВ Песчаная

110

2

6,3

12,6

84

ПС 110 кВ Холод

110

1

10

26

110

1

16

85

ПС 110 кВ Сварочная

110

1

6,3

6,3

86

ПС 110 кВ Звезда

110

2

16

32

87

ПС 110 кВ УГП-1А

110

2

16

32

88

ПС 110 кВ Фарафонтьевская

110

2

25

50

89

ПС 110 кВ Новоуренгойская

110

2

40

80

90

ПС 110 кВ Варенга-Яха

110

2

40

80

91

ПС 110 кВ Водозабор

110

2

16

32

92

ПС 110 кВ Опорная

110

2

16

32

93

ПС 110 кВ Ева-Яха

110

2

25

50

94

ПС 110 кВ Ямал

110

2

25

50

95

ПС 110 кВ УГП-2В

110

2

25

50

96

ПС 110 кВ УГП-2

110

2

10

20

97

ПС 110 кВ УГП-3

110

2

6,3

12,6

98

ПС 110 кВ УГП-4

110

1

10

16,3

110

1

6,3

99

ПС 110 кВ УГП-5

110

2

6,3

12,6

100

ПС 110 кВ УГП-5В

110

2

16

32

101

ПС 110 кВ Буран

110

2

6,3

12,6

102

ПС 110 кВ УГП-7

110

2

6,3

12,6

103

ПС 110 кВ УГП-8

110

2

6,3

12,6

104

ПС 110 кВ Ужгородская

110

2

25

50

105

ПС 110 кВ УГП-9

110

2

6,3

12,6

106

ПС 110 кВ УГП-10

110

2

6,3

12,6

107

ПС 110 кВ Табъяха

110

2

2,5

5

108

ПС 110 кВ Полярник

110

2

40

80

109

ПС 110 кВ Северное Сияние

110

2

40

80

110

ПС 110 кВ УГТЭС-72

110

1

25

57

110

1

32

Итого АО «Тюменьэнерго»

218

4 718

Электросетевые объекты промышленных предприятий

1

ПС 110 кВ ГКС Холмогорская

110

1

16

26

110

1

10

2

ПС 110 кВ Ноябрьская

110

2

16

32

3

ПС 110 кВ Адмиральская

110

2

25

50

4

ПС 110 кВ Спорышевская

110

2

40

80

5

ПС 110 кВ Ханымей

110

2

2,5

5

6

ПС 110 кВ Нуриевская

110

2

25

50

7

ПС 110 кВ Звездная

110

2

40

80

8

ПС 110 кВ Ямальская

110

2

40

80

9

ПС 110 кВ НПС Пур-Пе

110

2

25

50

10

ПС 110 кВ Пурпе

110

2

16

32

11

ПС 110 кВ Айваседопур

110

2

10

20

12

ПС 110 кВ Снежная

110

2

25

50

13

ПС 110 кВ Пуровский ЗПК

110

2

10

20

14

ПС 110 кВ Пур

110

2

10

20

15

ПС 110 кВ Районная

110

2

10

20

16

ПС 110 кВ ЯГП-3В

110

2

6,3

12,6

17

ПС 110 кВ ЯГП-2В

110

2

10

20

18

ПС 110 кВ Юрхарово

110

2

40

80

19

ПС 110 кВ ЯГП-9

110

1

10

10

20

ПС 110 кВ Базовая

110

2

16

32

21

ПС 110 кВ ПГП-2

110

2

2,5

5

22

ПС 110 кВ ПГП-3

110

2

2,5

5

23

ПС 110 кВ ПГП-1

110

2

2,5

5

24

ПС 110 кВ ПГП-4

110

2

2,5

5

25

ПС 110 кВ ПГП-5

110

2

2,5

5

26

ПС 110 кВ ПГП-6

110

2

2,5

5

27

ПС 110 кВ ПГП-7

110

2

2,5

5

28

ПС 110 кВ ПГП-8

110

2

2,5

5

29

ПС 110 кВ ПГП-9

110

2

6,3

12,6

30

ПС 110 кВ ГКС

110

2

10

20

31

ПС 110 кВ Песцовая

110

1

16

16

32

ПС 110 кВ Буровик

110

2

6,3

12,6

33

ПС 110 кВ Хорошуновская

110

2

25

50

34

ПС 110 кВ Ярайнерская

110

2

40

80

35

ПС 110 кВ НПС-2 Промежуточная

110

2

25

50

36

ПС 110 кВ Строительная

110

2

6,3

12,6

37

ПС 110 кВ Промплощадка

110

2

25

50

38

ПС 110 кВ Головная

110

2

25

50

39

ПС 110 кВ Глубокая

110

2

10

20

40

ПС 110 кВ Тихая

110

2

25

50

41

ПС 110 кВ Юность

110

2

10

20

42

ПС 110 кВ КС-0

110

2

6,3

12,6

43

ПС 110 кВ НПС-1

110

2

40

80

Итого ПС Промышленных предприятий

84

1 346

Итого АТ 500 кВ

20

3 340

Итого АТ 220 кВ

37

4 153

Итого Т 110 кВ

304

6 144

Итого

361

13 637

Таблица 21

Сведения о составе ЛЭП 110 кВ и выше ЭЭС ЯНАО по состоянию на 01 января 2017 года

№ п/п

Наимено-вание ЛЭП

Участки ЛЭП

Число цепей, шт.

Протяжен- ность цепи, км

Протяжен- ность, км

Марка провода

1

2

3

4

5

6

7

Филиал ПАО «ФСК ЕЭС» – МЭС Западной Сибири

1

ВЛ 500 кВ Холмогорская – Муравленковская

1

104,4

104,4

3хАС-300

2

ВЛ 500 кВ Холмогорская – Тарко-Сале

1

187,5

187,5

3хАС-300

3

ВЛ 500 кВ Муравленковская – Тарко-Сале

1

107,7

107,7

3хАС-300

Итого в одноцепном исчислении 500 кВ

399,6

1

ВЛ 220 кВ Холмогорская – Аврора

1

95,1

95,1

АС-240,

АС-300

2

ВЛ 220 кВ Холмогорская – Вынгапур

1

132

132

АС-300

3

ВЛ 220 кВ Холмогорская – Пуль-Яха

1

94,3

94,3

АС-240

4

ВЛ 220 кВ Холмогорская – Янга-Яха

1

62,3

62,3

АС-300

5

ВЛ 220 кВ Муравленковская – Аврора

1

38,8

38,8

АС-240

6

ВЛ 220 кВ Муравленковская – Надым (габ. 500 кВ)

1

185,3

185,3

АС-400, 3хАС-300

7

ВЛ 220 кВ Муравленковская – Пуль-Яха

1

51,8

51,8

АС-240

8

ВЛ 220 кВ Муравленковская – Тарко-Сале

1

102,9

102,9

АС-240

9

ВЛ 220 кВ Пангоды – Надым

отп. П. Хеттин-ская – Надым

1

29,9

29,9

АС-240

Пангоды –

отп. П. Хеттин-ская

1

58

58

АС-240

отп. П. Хеттин-ская – П. Хеттин-ская

1

7

7

АС-240

10

ВЛ 220 кВ Тарко-Сале – ГГПЗ-1,2

2

2,1

4,2

АС-240

11

ВЛ 220 кВ Уренгой – Надым

отп. П. Хеттин-ская – Надым

1

29,9

29,9

АС-240

Уренгой –

отп. П. Хеттин-ская

1

176

176

АС-240

отп. П. Хеттин-ская – П. Хеттин-ская

1

7

7

АС-240

12

ВЛ 220 кВ Уренгой –

Оленья-1,2

2

114,7

229,4

АС-240,

АС-400

13

ВЛ 220 кВ Уренгой – Пангоды

1

111

111

АС-240

14

ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея-1,2

2

213,7

427,4

АС-240,

АС-500

15

ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой-1

1

80,9

80,9

АС-400

16

ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой-2,3

2

73,7

147,4

АС-400

17

ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Тарко-Сале (габ. 500 кВ)

1

256,8

256,8

АС-400, 3хАС-330

18

ВЛ 220 кВ Янга-Яха – Вынгапур

1

76,6

76,6

АС-300

19

ВЛ 220 кВ Тарко-Сале – Арсенал I, II цепь)

2

72,7

145,4

АС-240

Итого в одноцепном исчислении 220 кВ

2 549

Итого Филиал ПАО «ФСК ЕЭС» – МЭС Западной Сибири в одноцепном исчислении

2 949

АО «Тюменьэнерго»

1

ВЛ 220 кВ Надым –

Салехард 1,2 цепь

2

353,2

706,4

АС-300

2

ВЛ 110 кВ Салехард – Северное Сияние 1, 2 цепь

2

8,15

16,3

АС-240

3

ВЛ 110 кВ Салехард – Полярник 1 цепь

1

7,15

7,15

АС-240

4

ВЛ 110 кВ Салехард – Полярник 2 цепь

1

5,01

5,01

АС-240

5

ВЛ 110 кВ Белоярская – Октябрь-ская

с отп. на Перегреб-ное

Белоярская –

отп. Бобровская

1

37,7

37,7

АС-120

отп. Бобровская – Бобровская

1

34,7

34,7

АС-95

отп. Бобровская – отп. Перегребное

1

68,9

68,9

АС-120

отп. Перегребное – Октябрьская

1

61,1

61,1

АС-120

отп. Перегребное – Перегребное

1

19,1

19,1

АС-120

6

ВЛ 110 кВ Белоярская – Полноват – 1,2

2

54,2

108,4

АС-120

7

ВЛ 110 кВ Белояр-ская – Шеркалы

Белоярская –

отп. Бобровская

1

34,7

34,7

АС-95

отп. Бобровская – Бобровская

1

37,7

37,7

АС-120

отп. Бобровская – отп. Перегребное

1

68,9

68,9

АС-95

отп. Перегребное – Перегребное

1

19,1

19,1

АС-120

отп. Перегребное – Шеркалы

1

54

54

АС-95, АС-120

8

ВЛ 110 кВ Буран – Табъяха

Буран – УГП-7

1

7,9

7,9

АС-120, АС-150

УГП-7 – УГП-8

1

8,6

8,6

АС-120

УГП-8 – Ужгородская

1

11

11

АС-120, АС-95

Ужгородская – УГП-9

1

5,4

5,4

АС-120

УГП-9 – УГП-10

1

8,7

8,7

АС-120

УГП-10 – Табъяха

1

31

31

АС-120

9

ВЛ 110 кВ Буран – УГП-10

Буран – УГП-7

1

8,4

8,4

АС-120, АС-150

УГП-7 – УГП-8

1

7,9

7,9

АС-120

УГП-8 – Ужгородская

1

11,2

11,2

АС-120, АС-95

Ужгородская – УГП-9

1

4,5

4,5

АС-120

УГП-9 – УГП-10

1

8,5

8,5

АС-120

10

ВЛ 110 кВ В. Казым – Белоярская

1

88,6

88,6

АС-120

11

ВЛ 110 кВ Вынгапур – Маяк

1

51,7

51,7

АС-120

12

ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя

1

51,6

51,6

АС-120

13

ВЛ 110 кВ Вынгапур – Песча-ная – 1,2

Вынгапур –

отп. Погружная

2

15,1

30,1

АС-120

отп. Погружная – Песчаная

2

5,3

10,7

АС-120

14

ВЛ 110 кВ Вынгапур – Янтарная-1,2

2

0,2

0,3

АС-120

15

ВЛ 110 кВ Геращенко – Пяку-Пур-1,2

2

30,6

61,3

АС-120,

АС-95

16

ВЛ 110 кВ КГТЭС – Белоярская

2

23,4

46,8

АС-120

17

ВЛ 110 кВ Кедр – Губкин-ская

Губкинская –

отп. Ханымей

1

37,3

37,3

АС-120

отп. Ханымей – Кедр

1

0,2

0,2

АС-120

18

ВЛ 110 кВ Кирпичная – Градиент

Кирпичная –

отп. Айваседопур

1

1,9

1,9

АС-120

отп. Айваседопур – отп. Таланга

1

18,2

18,2

АС-120

отп. Таланга – Таланга

1

4,5

4,5

АС-120

отп. Таланга – Градиент

1

45,9

45,9

АС-120

19

ВЛ 110 кВ Кирпич-ная – Крис-

талл-1

Кирпичная – отп. Геолог

1

7,7

7,7

АС-120

отп. Геолог – Геолог

1

2

2

АС-120

отп. Геолог – Кристалл (отп. Карьер)

1

21,9

21,9

АС-120

отп. Карьер – Карьер

1

17,3

17,3

АС-120

20

ВЛ 110 кВ Кирпич-ная – Крис-

талл-2

Кирпичная – отп. Геолог

1

7,7

7,7

АС-120

отп. Геолог – Геолог

1

2

2

АС-120

отп. Геолог – Кристалл

1

21,9

21,9

АС-120

21

ВЛ 110 кВ Кирпичная – Пуровский ЗПК

1

20,2

20,2

АС-120

22

ВЛ 110 кВ Кирпич-ная – Пур

Кирпичная – отп. Пуровский ЗПК

1

22,1

22,1

АС-120

отп. Пуровский ЗПК – Пур

1

19,2

19,2

АС-120

отп. Пуровский ЗПК – Пуровский ЗПК

1

0,3

0,3

АС-120

23

ВЛ 110 кВ Кирпичная – Пурпейская

1

57,5

57,5

АС-120

24

ВЛ 110 кВ Кирпич-ная – Таланга

Кирпичная – отп. Айваседопур

1

0,8

0,8

АС-120

отп. Айваседопур – Таланга

1

24

24

АС-120,

АС-150

25

ВЛ 110 кВ Левохет-тинская – Лонг-Юган

уч. Л. Хеттинская – отп. Приозерная

1

119,7

119,7

АС-120

отп. Приозерная – Приозерная

1

69,9

69,9

АС-95

26

ВЛ 110 кВ Муравленковская – Геращенко

1

7,9

7,9

АС-120,

АС-95

27

ВЛ 110 кВ Муравлен-ковская – Орловс-кая-1,2

Муравленковская – отп. Курская

2

0,1

0,1

АС-150

отп. Курская – Курская

2

0,7

1,4

АС-120

отп. Курская – Орловская

2

10,4

20,9

АС-120

28

ВЛ 110 кВ Муравлен-ковская – СП Барсуков-ский-1,2

Муравленковская – Н. Пурпейская

2

43,9

87,8

АС-240,

АС-185,

АС-120

Н. Пурпейская – Барсуковская

2

19,3

38,6

АС-95,

АС-185

Барсуковская – СП Барсуковский

2

0,5

1

АС-120

29

ВЛ 110 кВ Муравлен-ковская – Звездная

Муравленковская – отп. Жемчужина

1

34,1

34,1

АС-120

отп. Жемчужина – Жемчужина

1

0,3

0,3

АС-120

отп. Жемчужина – отп. Сугмутская

1

41,1

41,1

АС-120

отп. Сугмутская – Сугмутская

1

0,1

0,1

АС-120

30

ВЛ 110 кВ Муравленковская – Стрела

1

28,4

28,4

АС-95,

АС-120

31

ВЛ 110 кВ Муравлен-ковская – Сугмутс-кая

Муравленковская – отп. Жемчужина

1

34,1

34,1

АС-120

отп. Жемчужина – Жемчужина

1

0,4

0,4

АС-120

отп. Жемчужина – Сугмутская

1

41,1

41,1

АС-120

32

ВЛ 110 кВ Надым – Береговая

КС-0 – отп. Ст.Надым

1

49,1

49,1

АС-120,

АС-95

отп. Ст. Надым – Ст. Надым

1

6,1

6,1

АС-95

отп. Ст. Надым – Береговая

1

2,1

2,1

АС-95

33

ВЛ 110 кВ Надым – Бугульник

Надым – Голубика

1

47,4

47,4

АС-120

Голубика – Морошка

1

1,1

1,1

АС-120

34

ВЛ 110 кВ Надым – Левохеттинская

1

97,4

97,4

АС-120

35

ВЛ 110 кВ Надым – Лонг-Юган – Сорум

Надым – отп. Приозерная (габ. 220 кВ)

1

152,8

152,8

АС-240

отп.Приозерная – Лонг-Юган

1

32,2

32,2

АС-120

отп. Приозерная – Приозерная

1

35,1

35,1

АС-95

отп. Приозерная – Оп. 234

1

45,4

45,4

АС-120

Оп. 234 – Сорум

1

41,7

41,7

АС-120

Сорум – Сосновская-1

1

34,7

34,7

АС-120

36

ВЛ 110 кВ Надым – Морошка

отп. КС-0 –

отп. Голубика

1

40

40

АС-120

отп. Голубика – Голубика

1

0,4

0,4

АС-95

отп. Голубика – Морошка

1

1,1

1,1

АС-120

Морошка –

отп. Ст. Надым

1

8

8

АС-95

отп. Ст. Надым – Береговая

1

2,1

2,1

АС-95

отп. Ст. Надым – Ст. Надым

1

6,1

6,1

АС-95

37

ВЛ 110 кВ Новогод-няя – Губкинс-кая-1,2

Новогодняя –

отп. Вынгаяхин-ская

2

52,3

104,6

АС-120

отп. Вынгаяхин-ская – Вынгаяхинская

2

8,8

17,6

АС-120

отп. Вынгаяхин-ская – Губкинская

2

6,1

12,3

АС-120

38

ВЛ 110 кВ Новогод-няя – Еты-Пур-1,2

Новогодняя –

отп. Снежная

2

58,5

117

АС-120

отп. Снежная – Еты-Пур

2

2,4

4,8

АС-120

39

ВЛ 110 кВ Новогодняя – Маяк

1

3,3

3,3

АС-120

40

ВЛ 110 кВ НПГЭ – Владимир-ская

НПГЭ –

отп. Адмиральская – Адмиральская

1

0,6

0,6

АС-120

отп. Адми-ральская – Владимирская

1

7,1

7,1

АС-120

41

ВЛ 110 кВ НПГЭ – Городская

НПГЭ –

отп. Ноябрьская

1

4,2

4,2

АС-120

отп. Ноябрьская – Городская

1

6,4

6,4

АС-120

отп. Ноябрьская – Ноябрьская

1

7,2

7,2

АС-120

42

ВЛ 110 кВ НПГЭ – Летняя

НПГЭ –

отп. Адми-ральская – Адмиральская

1

0,6

0,6

АС-120

отп. Адми-ральская – Летняя

1

8

8

АС-120

43

ВЛ 110 кВ НПГЭ – Янга-Яха

НПГЭ – отп. З. Ноябрьская

1

7,4

7,4

АС-120

отп. З. Ноябрьская – З. Ноябрьская

1

35,8

35,8

АС-120

отп. З. Ноябрьская – Янга-Яха

1

7,4

7,4

АС-120

44

ВЛ 110 кВ Оленья – Песцовая

1

47

47

АС-120

45

ВЛ 110 кВ Оленья – УГП-13-1,2

Оленья –

отп. УГП-12

2

7,3

14,6

АС-95

отп. УГП-12 – УГП-12

2

2,9

5,8

АС-95

отп. УГП-12 – УГП-13

2

10,2

20,4

АС-95

46

ВЛ 110 кВ Оленья – Ямбург-1,2

Оленья –

отп. УГП-15

2

46

92

АС-240

отп. УГП-15 – УГП-15

2

22,3

44,6

АС-120

УГП-15 – Ямбург

2

61

122

АС-120

47

ВЛ 110 кВ Пангоды – Хасырейская-1,2

2

27

54

АС-95

48

ВЛ 110 кВ ПП Север-ный – Светлая

ПП Северный – отп. Тарасовская

1

3

3

АС-120

отп. Тарасовская – Светлая

1

29,5

29,5

АС-120

отп. Тарасовская – Тарасовская

1

0,7

0,7

АС-120

49

ВЛ 110 кВ ПП Север-ный – Харампур-ская-1,2

ПП Северный – отп. Мара-Яха

2

2,5

5

АС-120

отп. Мара-Яха – Мара-Яха

2

13,7

27,5

АС-120

отп. Мара-Яха – отп. Майская

2

31,4

62,8

АС-120

отп. Майская – Майская

2

5,2

10,5

АС-120

отп. Майская – отп. Ю. Харам-пурская

2

74,3

148,6

АС-120

отп. Ю. Харам-пурская – Ю. Харампурская

2

32,2

64,4

АС-120

отп. Ю. Харам-пурская – Харампурская

2

14,5

29,1

АС-120

50

ВЛ 110 кВ Пуль-Яха – Гера-щенко

Пуль-Яха –

отп. Ханупа

1

12,6

12,6

АС-95

отп. Ханупа – Ханупа

1

5,1

5,1

АС-95

отп. Ханупа – Геращенко

1

25,6

25,6

АС-95

51

ВЛ 110 кВ Пуль-Яха – Звездная

Пуль-Яха –

отп. Ударная

1

0,3

0,3

АС-150

отп. Ударная – отп. Ударная

1

0,8

0,8

АС-120

отп. Ударная – отп. Трудовая

1

9,7

9,7

АС-150

отп. Трудовая – Трудовая

1

0,4

0,4

АС-120

52

ВЛ 110 кВ Пуль-Яха – Крайняя

Пуль-Яха –

отп. КНС-9

1

7,4

7,4

АЖ-120

отп. КНС-9 – КНС-9

1

2,6

2,6

АС-120

отп. КНС-9 – Крайняя

1

25,4

25,4

АЖ-120

53

ВЛ 110 кВ Пуль-Яха – Нуриев-ская

Пуль-Яха –

отп. Ударная

1

0,3

0,3

АС-150

отп. Ударная – отп. Ударная

1

0,8

0,8

АС-120

отп. Ударная – отп. Трудовая

1

9,7

9,7

АС-150

отп. Трудовая – Трудовая

1

0,4

0,4

АС-120

54

ВЛ 110 кВ Пуль-Яха – Стрела

Пуль-Яха –

отп. Ханупа

1

12,6

12,6

АС-95

отп. Ханупа – Ханупа

1

5,1

5,1

АС-95

отп. Ханупа – Стрела

1

5,5

5,5

АС-95

55

ВЛ 110 кВ Сорум – В. Казым

Сорум – В.Казым

1

123,1

123,1

АС-120

Сорум – Сосновская-2

1

34,7

34,7

АС-95

56

ВЛ 110 кВ СП Барсуковский – ПП Комсомольский-1,2

2

31,7

63,4

АС-120

57

ВЛ 110 кВ Табъяха – Оленья

1

27,1

27,1

АС-120

58

ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Градиент

Тарко-Сале –

отп. Победа

1

16,4

16,4

АС-120

отп. Победа – Победа

1

0,2

0,2

АС-120

отп. Победа – Градиент

1

10,6

10,6

АС-120

59

ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – ПП Комсо-моль-

ский-1,2

Тарко-Сале –

отп. УКПГ

2

15,3

30,5

АС-120

отп. УКПГ – УКПГ

2

0,4

0,7

АС-120

отп. УКПГ –

отп. Комсомоль-ская

2

3,6

7,1

АС-120

отп. Комсомоль-ская – Комсомоль-ская

2

1,4

2,7

АС-120

отп. Комсомоль-ская – ПП Комсо-мольский

2

37

74

АС-120

60

ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – ПП Северный

Тарко-Сале –

отп. Фортуна

1

3

3

АС-240

отп. Фортуна – Фортуна

1

0,8

0,8

АС-120

отп. Фортуна – Сигнал

1

1,4

1,4

АС-120,

АС-240

Сигнал –

отп. Тарасовская

1

56,6

56,6

АС-120

отп. Тарасовская – Тарасовская

1

0,7

0,7

АС-120

отп. Тарасовская – ПП Северный

1

3

3

АС-120

61

ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – ПП Северный (габ. 220 кВ)-1,2

2

71,5

142,9

АС-120,

АС-240

62

ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Пурпей-ская

Тарко-Сале –

отп. Победа

1

16,7

16,7

АС-120,

АС-150

отп. Победа – Победа

1

0,2

0,2

АС-120

отп. Победа –

отп. Пур-Пе

1

12

12

АС-120

отп. Пур-Пе – Пур-Пе

1

0,3

0,3

АС-120

отп. Пур-Пе – Пурпейская

1

18,5

18,5

АС-120

63

ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Светлая

Тарко-Сале –

отп. Пур-Пе

1

15,3

15,3

АС-120

отп. Пур-Пе – Пур-Пе

1

0,4

0,4

АС-120

отп. Пур-Пе – Светлая

1

17,8

17,8

АС-120

64

ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Сигнал

Тарко-Сале –

отп. Фортуна

1

3

3

АС-150

отп. Фортуна – Фортуна – Сигнал

1

0,8

0,8

АС-120

65

ВЛ 110 кВ УГП-2В – Буран

УГП-2В –

отп. УГП-2 – УГП-2

1

0,3

0,3

АС-150

отп. УГП-2 –

отп. УГП-3

1

9,9

9,9

АС-150

отп. УГП-3 – УГП-3

1

0,3

0,3

АС-150

отп. УГП-3 –

отп. УГП-4

1

8,3

8,3

АС-150

отп. УГП-4 – УГП-4

1

3,3

3,3

АС-150

отп. УГП-4 –

отп. УГП-5

1

6

6

АС-150

отп. УГП-5 – УГП-5

1

0,6

0,6

АС-150

отп. УГП-5 – Буран

1

10,1

10,1

АС-150

66

ВЛ 110 кВ УГП-5В – Буран

1

10,6

10,6

АС-120

67

ВЛ 110 кВ Урегой – Варенга-Яха-1

Уренгой – отп. Новоуренгойская

1

4

4

2хАС-185

отп. Новоурен-гойская – Новоуренгойская

1

0,7

0,7

2хАС-185

отп. Новоурен-гойская – Варенга-Яха

1

3,4

3,4

2хАС-150

68

ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха-2

Уренгой –

отп. Опорная – отп. Ямал

1

0,8

0,8

2хАС-150

отп. Опорная – отп. Новоурен-гойская

1

4

4

2хАС-185

отп. Новоурен-гойская – Новоуренгойская

1

0,7

0,7

2хАС-185

отп. Ямал – Ева-Яха

1

6,4

6,4

2хАС-150

отп. Ямал – Опорная

1

0,7

0,7

2хАС-150

отп. Ямал – Ямал

1

1,1

1,1

АС-120

отп. Новоурен-гойская – Варенга-Яха

1

3,4

3,4

2хАС-150

69

ВЛ 110 кВ Уренгой – ПП – Лимбя-Яха-1,2

Уренгой –

отп. Фарафонтьев-ская

2

20,3

40,6

АС-120,

АС-150

отп. Фарафонтьев-ская – Фара-фонтьевская

2

7,5

15

АС-150

отп. Фарафонтьев-ская – отп. Строительная

2

13,2

26,4

АС-150

отп. Строительная – Строительная

2

1,1

2,2

АС-120

отп. Строительная – отп. Головная

2

32,8

65,6

АС-150

отп. Головная – отп. Промпло-щадка

2

0,1

0,2

АС-120

отп. Головная – Головная

2

0,1

0,2

АС-120

отп. Промпло-щадка – Промпло-щадка

2

3,8

7,6

АС-120

отп. Головная – отп. Глубокая

2

10,4

20,8

АС-120

отп. Глубокая – Глубокая

2

3,6

7,2

АС-120

отп. Глубокая – отп. Тихая

2

4,4

8,8

АС-120

отп. Тихая – Тихая

2

2,3

4,6

АС-120

отп. Тихая – Юность

2

10,9

21,8

АС-95

70

ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-1А-1

Уренгой –

отп. Холод

1

2,1

2,1

2хАС-150

отп. Холод – Холод

1

1,8

1,8

2хАЖ-120

отп. Холод – Сварочная

1

2,5

2,5

2хАЖ-120

отп. Холод –

отп. Звезда

1

5,5

5,5

2хАЖ-120

отп. Звезда – Звезда

1

0,5

0,5

2хАЖ-120

отп. Звезда – УГП-1А

1

11

11

2хАЖ-120

71

ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-1А-2

Уренгой –

отп. Холод

1

2,1

2,1

2хАС-150

отп. Холод – Холод

1

1,8

1,8

2хАЖ-120

отп. Холод –

отп. Звезда

1

5,5

5,5

2хАЖ-120

отп. Звезда – Звезда

1

0,5

0,5

2хАЖ-120

отп. Звезда – УГП-1А

1

11

11

2хАЖ-120

72

ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-2В

Уренгой –

отп. Буровик

1

2,8

2,8

АС-150

отп. Буровик – УГП-2В

1

6,1

6,1

АС-150

73

ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-5В

Уренгой –

отп. Опорная

1

0,3

0,3

АС-150

отп. Опорная – Буровик

1

2,6

2,6

АС-150

отп. Опорная – отп. Ямал

1

0,8

0,8

2хАС-150

отп. Ямал –

Ева-Яха

1

6,4

6,4

2хАС-150

отп. Ямал – Ямал

1

1,1

1,1

АС-120

отп. Ямал – Опорная

1

0,7

0,7

2хАС-150

Буровик –

отп. УГП-2

1

8,6

8,6

АС-150

отп. УГП-2 – УГП-2

1

1,4

1,4

АС-150

отп. УГП-2 –

отп. УГП-3

1

8,6

8,6

АС-150

отп. УГП-3 – УГП-3

1

0,3

0,3

АС-150

отп. УГП-3 –

отп. УГП-4

1

8,3

8,3

АС-150

отп. УГП-4 – УГП-4

1

3,3

3,3

АС-150

отп. УГП-4 –

отп. УГП-5 – УГП-5В

1

6

6

АС-150

отп. УГП-5 – УГП-5

1

0,6

0,6

АС-150

74

ВЛ 110 кВ Уренгой –

УГТЭС-72

3

1,9

5,7

АС-95

75

ВЛ 110 кВ Холмогор-ская – НПГЭ-1

Холмогорская – отп. Ноябрьская

1

37,6

37,6

АС-120

отп. Ноябрьская – Ноябрьская

1

4,9

4,9

АС-120

отп. Ноябрьская – НПГЭ

1

12,4

12,4

АС-120

76

ВЛ 110 кВ Холмогор-ская – Пуль-Яха

Холмогорская – отп. Карамовская

1

14,2

14,2

АС-120

отп. Карамовская – Карамовская

1

0,2

0,2

АС-95

отп. Карамовская – отп. Сутормин

1

41,1

41,1

АС-120,

АС-95

отп. Сутормин – Сутормин

1

3,8

3,8

АС-120

отп. Сутормин – отп. КНС-9

1

17,1

17,1

АЖ-120

отп. КНС-9 – КНС-9

1

2,6

2,6

АС-120

отп. КНС-9 – Пуль-Яха

1

7,4

7,4

АЖ-120

77

ВЛ 110 кВ Холмогорская – Вышка-1,2

2

38,5

77,1

АС-120

78

ВЛ 110 кВ Холмогор-ская – Крайняя

Холмогорская – отп. ГКС Холмогоры

1

2

2

АС-120

отп. ГКС Холмогоры –

ГКС Холмогоры

1

1,2

1,2

АС-95

отп. ГКС Холмогоры –

отп. Карамовская

1

12,2

12,2

АС-120

отп. Карамовская – Карамовская

1

0,2

0,2

АС-95

отп. Карамовская – отп. Сутормин

1

41,1

41,1

АС-120,

АС-95

отп. Сутормин – Сутормин

1

3,9

3,9

АС-120

отп. Сутормин – Крайняя

1

20,4

20,4

АС-120

79

ВЛ 110 кВ Холмогорская – НПГЭ-2

1

50,4

50,4

АС-120

80

ВЛ 110 кВ Холмогорская –

ГКС Холмогоры

1

3,6

3,6

АС-95

81

ВЛ 110 кВ Холмогор-ская – Разряд-1,2

Холмогорская – отп. ГКС Холмогорская

2

1,9

3,8

АС-95

отп. ГКС Холмогорская –

2

2,3

4,5

АС-95

отп. ГКС Холмогорская – отп. КНС-1

2

16

32

АС-95

отп. КНС-1 – КНС-1

2

1,7

3,5

АС-95

отп. КНС-1 – Разряд

2

11,4

22,7

АС-120

82

ВЛ 110 кВ ЯГП-1В – ЯГТЭС

ЯГП-1В –

отп. ЯГП-2В

1

5,1

5,1

АС-120

отп. ЯГП-2В – ЯГП-2В

1

18,7

18,7

АС-120

отп. ЯГП-2В – ЯГТЭС

1

46,9

46,9

АС-120

83

ВЛ 110 кВ ЯГП-6 – ЯГТЭС

ЯГП-6 – отп. ЯГП-6

1

3,1

3,1

АС-120

отп. ЯГП-6 –

отп. ЯГП-5

1

11,3

11,3

АС-120

отп. ЯГП-6 – ЯГП-7

1

16,3

16,3

АС-120

отп. ЯГП-5 – ЯГП-5

1

2

2

АС-120

отп. ЯГП-5 –

отп. ЯГП-2

1

24,1

24,1

АС-120

отп. ЯГП-2 – ЯГП-2

1

2,4

2,4

АС-120

отп. ЯГП-2 –

отп. ЯГП-3В

1

6,4

6,4

АС-120

отп. ЯГП-3В – ЯГП-3В

1

8,4

8,4

АС-120

отп. ЯГП-3В – отп. ЯГП-3

1

8,2

8,2

АС-120

отп. ЯГП-3 – ЯГП-3

1

4,2

4,2

АС-120

отп. ЯГП-3 – ЯГП-4

1

9,8

9,8

АС-120

отп. ЯГП-2 – ЯГТЭС

1

19,2

19,2

АС-120

84

ВЛ 110 кВ ЯГТЭС –

Взлетная-1,2

2

12,6

25,2

АС-120

85

ВЛ 110 кВ Ямбург – ЯГП-1

1

0,8

0,8

АС-120

86

ВЛ 110 кВ Ямбург – ЯГП-1В

Ямбург – отп. ЯГП-1 – ЯГП-1

1

0,8

0,8

АС-120

отп. ЯГП-1 –

отп. ЯГП-2В

1

12,3

12,3

АС-120

отп. ЯГП-2В – ЯГП-2В

1

18,7

18,7

АС-120

отп. ЯГП-2В – ЯГП-1В

1

5,3

5,3

АС-120

87

ВЛ 110 кВ Ямбург – ЯГП-6

Ямбург –

отп. ЯГП-5

1

15,3

15,3

АС-120

отп. ЯГП-5 – ЯГП-5

1

2

2

АС-120

отп. ЯГП-5 –

отп. ЯГП-7

1

11,3

11,3

АС-120

отп. ЯГП-7 – ЯГП-7

1

16,3

16,3

АС-120

отп. ЯГП-7 – ЯГП-6

1

3,1

3,1

АС-120

88

ВЛ 110 кВ Ямбург – ЯГТЭС

Ямбург –

отп. ЯГП-2

1

14,2

14,2

АС-120

отп. ЯГП-2 – ЯГП-2

1

2,4

2,4

АС-120

отп. ЯГП-2 –

отп. ЯГП-3В

1

6,4

6,4

АС-120

отп. ЯГП-3В – ЯГП-3В

1

8,4

8,4

АС-120

отп. ЯГП-3В – отп. ЯГП-3

1

8,2

8,2

АС-120

отп. ЯГП-3 – ЯГП-3

1

4,2

4,2

АС-120

отп. ЯГП-3 – ЯГП-4

1

9,8

9,8

АС-120

отп. ЯГП-2 – ЯГТЭС

1

19,2

19,2

АС-120

89

ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Владимир-ская

Янга-Яха –

отп. З. Ноябрьская

1

7,4

7,4

АС-120

отп. З. Ноябрьская – З. Ноябрьская

1

35,8

35,8

АС-120

отп. З. Ноябрьская – Владимирская

1

7,4

7,4

АС-120

90

ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Городская

1

4,5

4,5

АС-120

91

ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр

1

67

67

АС-120

92

ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Комплект-1,2

2

12,8

25,7

АС-120

93

ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Летняя

1

9,9

9,9

АС-120

Итого АО «Тюменьэнерго» в одноцепном исчислении 220 кВ

716

Итого АО «Тюменьэнерго» в одноцепном исчислении 110 кВ

5 774

Электросетевые объекты промышленных предприятий

1

ВЛ 110 кВ Базовая – ПГП-9-1,2

Базовая – ПГП-2

2

12,1

24,2

АС-120,

АС-95

ПГП-2 – ПГП-3

2

7,5

15

АС-120

ПГП-3 – ПГП-1

2

8,1

16,2

АС-120,

АС-95

ПГП-1 – ПГП-4

2

7,6

15,2

АС-120,

АС-95

ПГП-4 – ПГП-5

2

15,7

31,4

АС-120,

АС-95

ПГП-5 – ПГП-6

2

8,6

17,2

АС-95

ПГП-6 – ПГП-7

2

8,2

16,4

АС-120

ПГП-7 – ПГП-8

2

5,8

11,6

АС-120

ПГП-8 – Ныда

2

25,5

51

АС-120,

АС-95

Ныда – ПГП-9

2

24,7

49,4

АС-120

2

ВЛ 110 кВ Белоярская – Амня

1

27,9

27,9

АС-95

3

ВЛ 110 кВ Вынгапур – НПС-2 Промежуточная-1,2

2

11,2

22,4

АС-120

4

ВЛ 110 кВ Вынга-

пур – Ярайнер-ская-1,2

Вынгапур –

отп. Хорошу-новская

2

0,7

1,3

АС-120

отп. Хорошунов-ская – Ярайнерская

2

51,6

103,2

АС-120

отп. Хорошунов-ская – Хорошу-новская

2

15,4

30,8

АС-120

5

ВЛ 110 кВ Муравлен-ковская – Звездная

отп. Сугмутская – Звездная

1

22,1

22,1

АС-120

6

ВЛ 110 кВ Надым – Береговая

Надым – КС-0

1

0,3

0,3

АС-120

7

ВЛ 110 кВ Надым – Морошка

Надым –

отп. КС-0

1

0,3

0,3

АС-120

8

ВЛ 110 кВ Новогод-няя – Еты-Пур-1,2

отп. Снежная – Снежная

2

44,7

89,4

АС-120

9

ВЛ 110 кВ НПГЭ – Янга-Яха

З. Ноябрьская – Итурская

1

13,5

13,5

АС-120

10

ВЛ 110 кВ Оленья – Ямбург-1,2

УГП-15 – Юрхарово

2

45

90

АС-120

11

ВЛ 110 кВ Пангоды – Базовая-1,2

Пангоды –

отп. ГКС

2

2,3

4,6

2хАС-95

отп. ГКС – ГКС

2

0,3

0,6

2хАС-95

отп. ГКС – Базовая

2

8,4

16,8

2хАС-95

12

ВЛ 110 кВ ПП Комсомольский – Ямальская-1,2

2

1,4

2,8

АС-120

13

ВЛ 110 кВ Пуль-Яха – Звездная

отп. Трудовая – Нуриевская

1

74,3

74,3

АС-120,

АС-150

Нуриевская – Звездная

1

6,1

6,1

АС-120

14

ВЛ 110 кВ Пуль-Яха – Нуриев-ская

отп. Трудовая – Нуриевская

1

74,3

74,3

АС-120,

АС-150

15

ВЛ 110 кВ Тарко-Сале –

НПС Пур-Пе-1,2

2

16,7

33,4

АС-120

16

ВЛ 110 кВ Ямбург – ЯГП-9

1

100

100

АС-120

17

ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Владимир-ская

З. Ноябрьская – Итурская

1

13,5

13,5

АС-120

18

ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Споры-шевская-1,2

Янга-Яха –

отп. Хрустальная

2

6,4

12,9

АС-120

отп. Хрустальная – Хрустальная

2

11,7

23,3

АС-120

отп. Хрустальная – Спорышевская

2

7,4

14,7

АС-120

19

ВЛ 110 кВ Мангазея – НПС-1 1,2 ц

2

47,8

95,6

АС-120, АС-240

Итого электросетевые объекты промышленных предприятий в одноцепном исчислении 110 кВ

1 122

Итого в одноцепном исчислении 500 кВ (в том числе ВЛ 220 кВ в габаритах 500 кВ)

842

Итого в одноцепном исчислении 220 кВ (без учета ВЛ 220 кВ в габаритах 500 кВ)

2 824

Итого в одноцепном исчислении 110 кВ

6 896

Итого в одноцепном исчислении по всем классам напряжения

10 562

Характеристика основных средств компенсации реактивной мощности (СКРМ) приведена в таблице 22.

Таблица 22

Сведения о СКРМ, размещенных на ПС 110 кВ и выше ЭЭС ЯНАО на 01.01.2017

№ п/п

Наименование ПС

Диспетчерское наименование

Тип

(кВ)

Реактивная мощность (Мвар)

генера-ция

потреб-ление

1

2

3

4

5

6

7

1

ПС 500 кВ Холмогорская

Р-110

РОД- 33333/110

110

3x33,3

2

Р-35-1

РТД-20000/35

35

20

3

Р-35-2

РТД-20000/35

35

20

4

Р-35-3

РТД-20000/35

35

20

5

ПС 500 кВ Муравленков-ская

Р-500

Холмогорская

РОМБСМ-60000/500

500

3x60

6

ПС 500 кВ Тарко-Сале

Р-500

Холмогорская

РОДЦ-60000/500

500

3x60

7

ПС 220 кВ Надым

УШР-220

РТДУ-100000/220

100

8

Р-110

РОД- 33333/110

110

3x33,3

9

ПС 220 кВ Уренгой

УШР-220

РТДУ-100000/220

220

100

10

ПС 220 кВ Мангазея

УШР-220

РТДУ-100000/220

220

100

11

ПС 220 кВ Салехард

УШР-220

РТДУ-100000/220

220

100

12

ПС 220 кВ Арсенал

УШР-110

РТДУ-25000/110

220

25

13

ПС 110 кВ Звёздная

УРС-110

БК-110-25000-У1

110

25

14

РТУ-25000/110 ХЛ1

110

25

15

ПС 110 кВ Новогодняя

УРС-110

42 TILP 25/121

110

25

16

42 TILP 25/121

110

25

17

РТДУ-25000/110 ХЛ1

110

25

2.14. Основные внешние электрические связи Тюменской энергосистемы территории ЯНАО.

ЭЭС ЯНАО является частью Тюменской энергосистемы. ЭЭС ЯНАО имеет следующие электрические связи с ЭЭС ХМАО:

- ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 – Холмогорская;

- ВЛ 500 кВ Кирилловская – Холмогорская;

- ВЛ 220 кВ Когалым – Холмогорская;

- ВЛ 220 кВ Вынгапур – Зима;

- ВЛ 220 кВ Северный Варьеган – Вынгапур;

- ВЛ 220 кВ Кирилловская – Холмогорская;

- ВЛ 110 кВ Надым – Лонг-Юган – Сорум.

ЭЭС ЯНАО имеет следующие электрические связи с энергосистемой Красноярского края:

- КВЛ 220 кВ Мангазея – Ванкор I цепь;

- КВЛ 220 кВ Мангазея – Ванкор II цепь.

2.15. Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных на территории ЯНАО в 2015 году.

В 2015 году на производство электроэнергии электростанциями было израсходовано 3 183 436 т у.т., в том числе дизельное топливо – 197 105 т у.т., газ горючий природный – 2 929 494 т у.т., газ сухой отбензиненный – 31 621 т у.т., газ нефтяной попутный – 22 930 т у.т.

Для производства тепловой энергии котельными всего израсходовано 1 699 863 т у.т., в том числе уголь – 14 432 т у.т., древесина топливная – 12 т у.т., нефть (включая газовый конденсат) – 66 392 т у.т., газ нефтеперерабатывающих предприятий – 15 830 т у.т., дизельное топливо – 66 344 т у.т., газ горючий природный – 1 317 944 т у.т.

В таблице 23 приведены сводные данные по потреблению топлива в 2015 году на производство электрической и тепловой энергии.

Таблица 23

Данные о потреблении топлива в 2015 году на производство электрической и тепловой энергии на территории ЯНАО

Наименование

Электроэнергия

Теплоэнергия

Итого

в т у.т.

в %

в т у.т.

в %

в т у.т.

в %

1

2

3

4

5

6

7

Уголь

-

-

14 432

0,8

16 577

0,3

Древесина топливная

-

-

12

<0,1

61

<0,1

Нефть (включая газовый конденсат)

-

-

66 392

3,9

66 392

1,4

Бензин

-

-

-

-

12

<0,1

Дизельное топливо

197 105

6,2

66 344

3,9

263 449

5,4

Топливо печное бытовое

-

-

956

0,1

956

<0,1

Топливо газотурбинное

-

-

13

<0,1

13

<0,1

Мазут флотский

-

-

304

<0,1

304

<0,1

Пропан и бутан сжиженные, газы углеводородные и их смеси сжиженные прочие, не вошедшие в другие группировки

-

-

97

<0,1

97

<0,1

Газ нефтеперерабаты-вающих предприятий

-

-

15 830

0,9

15 830

0,3

Газ сухой

31 621

1,0

108 408

6,4

140 029

2,9

Газ горючий природный

2 929 494

92,0

1 317 944

77,5

4 247 438

87,0

Газ нефтяной попутный

22 930

0,7

109 090

6,4

132 020

2,7

Прочие виды нефтепродуктов

80

<0,1

41

<0,1

121

<0,1

Итого

3 183 436

100,0

1 699 863

100,0

4 883 299

100,0

Структура потребления топлива для производства электрической и тепловой энергии на территории ЯНАО в 2015 году представлена на схемах 20, 21.

Схема 20. Структура потребления топлива для производства электрической энергии в 2015 году

Схема 21. Структура потребления топлива для производства тепловой энергии в 2015 году

2.16. Единые топливно-энергетические балансы ЯНАО.

Единый топливно-энергетический баланс ЯНАО (ЕТЭБ ЯНАО) за 2011 – 2015 годы разработан в соответствии с Порядком составления топливно-энергетических балансов субъектов Российской Федерации, муниципальных образований, утвержденным приказом Минэнерго Российской Федерации от 14 декабря 2011 года № 600.

В ЕТЭБ ЯНАО рассматриваются следующие первичные энергоресурсы: уголь, сырая нефть, природный газ, а также вторичные ресурсы: нефтепродукты, электрическая и тепловая энергии. Так как атомные, гидравлические электростанции, а также электростанции на основе нетрадиционных и возобновляемых источников энергии отсутствуют на территории ЯНАО, соответствующие составляющие были исключены из рассмотрения. Потребление и производство прочего твердого топлива на территории ЯНАО незначительно и не оказывает влияния на ЕТЭБ, в связи с чем соответствующий раздел также исключен из рассмотрения.

ЕТЭБ ЯНАО за 2011 – 2015 годы приведен в таблицах 24 – 28 ЕТЭБ ЯНАО получен путем консолидации однопродуктовых балансов вышеуказанных ресурсов.

1

Таблица 24

ЕТЭБ ЯНАО за 2011 год, т у.т.

Показатель

№ показа-теля

Уголь

Сырая

нефть

Нефте-продукты

Природный газ

Электрическая энергия

Тепловая энергия

Всего

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Производство энергетических ресурсов

1

0

50 847 082

2 748 171

643 262 911

490 204

1 021 650

698 370 018

Ввоз

2

24 163

0

1 011 282

0

1 118 267

0

2 153 712

Вывоз

3

0

-49 661 771

-2 400 962

-626 750 492

0

0

-678 813 224

Изменение запасов

4

453

-1 669

-47 294

-3 137

0

0

-51 647

Потребление первичной энергии

5

24 616

1 183 642

1 310 798

9 845 466

1 608 471

1 021 650

14 994 644

Статистическое расхождение

6

1 581

0

4 807

2 236 836

-2 213

119 786

2 360 797

Статистическое расхождение, %

7

6

0

0

14

0

12

16

Производство электрической энергии

8

0

-5 146

-163 231

-1 443 923

-959

0

-1 613 259

Производство тепловой энергии

9

-22 495

-104 610

-75 215

-1 551 590

-6 522

0

-1 760 432

Теплоэлектростанции

9.1

0

0

0

-15 610

0

-1 094

-16 704

Котельные

9.2

-22 495

-104 610

-75 215

-1 535 980

-6 261

0

-1 744 561

Электрокотельные и теплоутилизационные установки

9.3

0

0

0

0

-261

0

-261

Преобразование топлива

10

0

-1 070 784

-65 431

-71 979

-138 729

-36 607

-1 383 530

Переработка нефти

10.1

0

-1 070 784

-65 431

-16 447

-7 919

-26 226

-1 186 808

Переработка газа

10.2

0

0

0

-55 532

-130 809

-10 381

-196 722

Обогащение угля

10.3

0

0

0

0

0

0

0

Собственные нужды

11

0

0

0

0

-1 153

0

-1 153

Потери при передаче

12

0

0

0

0

-18 155

0

-18 155

Конечное потребление энергии

13

540

3 102

1 002 114

4 541 139

1 445 167

864 163

7 856 225

Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство

14

0

0

0

0

1 710

0

1 710

Промышленность

15

0

0

140 317

4 505 511

1 174 982

228 613

6 049 423

Добыча полезных ископаемых

15.1

0

3 102

3 389

122 445

637 623

76 517

843 076

Подготовка полезных ископаемых

15.2

0

0

0

4 366 424

80 262

139 466

4 586 153

Обрабатывающие производства

15.3

0

0

107

84

327

291

808

Распределение газа и воды

15

0

0

0

16 558

16 712

12 339

45 610

Строительство

16

0

0

0

0

51 635

0

51 635

Транспорт и связь

17

0

0

859 253

3 377

93 148

0

955 778

Торговля

18

0

0

0

0

282

0

282

Сфера услуг

19

0

0

0

0

3 645

106 139

109 784

Население

20

540

0

2 545

32 250

75 325

529 411

640 071

Прочие виды экономической деятельности

21

0

0

2 361

0

46 150

0

48 511

Таблица 25

ЕТЭБ ЯНАО за 2012 год, т у.т.

Показатель

№

показа-теля

Уголь

Сырая нефть

Нефте-продукты

Природный газ

Электрическая энергия

Тепловая энергия

Всего

1

2

3

4

5

6

7

8

8

Производство энергетических ресурсов

1

0

51 917 008

2 780 215

619 760 662

580 941

1 048 924

676 087 750

Ввоз

2

25 175

0

992 456

0

1 052 351

0

2 069 981

Вывоз

3

0

- 50 692 889

-2 355 914

-600 743 327

0

0

-653 792 130

Изменение запасов

4

3 567

-65 326

-7 978

-423 359

0

0

-493 096

Потребление первичной энергии

5

28 741

1 158 793

1 408 778

9 910 815

1 633 292

1 048 924

15 189 344

Статистическое расхождение

6

1 079

0

20 927

1 909 392

16 489

146 883

2 094 769

Статистическое расхождение, %

7

4

0

1

10

1

14

14

Производство электрической энергии

8

0

-3 642

-130 997

-1 737 642

-676

0

-1 872 957

Производство тепловой энергии

9

-27 402

-105 544

-67 558

-1 518 949

-8 653

0

-1 728 106

Теплоэлектростанции

9.1

0

0

0

-16 453

0

-6 076

-22 529

Котельные

9.2

-27 402

-105 544

-67 558

-1 502 496

-8 390

0

-1 711 390

Электрокотельные и теплоутилизационные установки

9.3

0

0

0

0

-263

0

-263

Преобразование топлива

10

0

-1 044 758

-82 964

-303 281

-113 869

-33 419

-1 578 292

Переработка нефти

10.1

0

-1 044 758

-82 964

-19 222

-8 088

-23 667

-1 178 699

Переработка газа

10.2

0

0

0

-284 059

-105 782

-9 752

-399 593

Обогащение угля

10.3

0

0

0

0

0

0

0

Собственные нужды

11

0

0

0

0

-676

0

-676

Потери при передаче

12

0

0

0

0

-19 250

0

-19 250

Конечное потребление энергии

13

261

4 849

1 106 694

4 441 551

1 473 679

868 622

7 895 656

Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство

14

0

0

0

0

1 451

0

1 451

Промышленность

15

0

0

145 167

4 409 249

1 216 314

227 493

5 998 223

Добыча полезных ископаемых

15.1

0

4 849

19 864

97 360

746 376

82 458

950 907

Подготовка полезных ископаемых

15.2

0

0

0

4 288 828

78 176

132 491

4 499 495

Обрабатывающие производства

15.3

0

0

55

83

412

1 160

1 710

Распределение газа и воды

15

0

0

0

22 978

15 918

11 384

50 279

Строительство

16

0

0

0

0

50 282

0

50 282

Транспорт и связь

17

0

0

959 031

1 572

93 394

0

1 053 997

Торговля

18

0

0

0

0

246

0

246

Сфера услуг

19

0

0

0

0

0

114 164

114 164

Население

20

261

0

2 496

30 730

76 998

526 965

637 450

Прочие виды экономической деятельности

21

0

0

0

0

36 444

0

36 444

Таблица 26

ЕТЭБ ЯНАО за 2013 год, т у.т.

Показатель

№

показа-теля

Уголь

Сырая нефть

Нефте-продукты

Природный газ

Электрическая энергия

Тепловая энергия

Всего

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Производство энергетических ресурсов

1

-

52 641 984

1 860 243

657 890 732

-

22 192

1 050 317

Ввоз

2

42 764

-

280 971

-

10 804

1 374 328

-

Вывоз

3

-

- 50 650 842

- 1 448 042

- 641 002 821

- 5 919

-

-

Изменение запасов

4

684

- 59 602

- 56 494

- 3 207 897

- 331

-

-

Потребление первичной энергии

5

43 448

1 931 540

636 678

13 680 014

4 554

1 396 520

1 050317

Статистическое расхождение

6

- 375

30 478

- 10 764

1 590 901

1 013

31 545

- 73 473

Статистическое расхождение, %

7

-

- 5 328

-

-

-

-1 194

-

Производство электрической энергии

8

- 24 602

- 113 631

- 192 231

- 3 535 397

9

- 7 745

1 125

Производство тепловой энергии

9

-

- 5 328

- 129 710

- 1 722 603

-

- 993

-

Теплоэлектростанции

9.1

- 24 602

- 108 302

- 62 522

- 1 812 794

9

- 6 482

1 125

Котельные

9.2

-

-

-

-

-

- 270

-

Электрокотельные и теплоутилизационные установки

9.3

-

- 1 108 583

-

- 1 036 413

-

-

-

Преобразование топлива

10

-

- 1 108 583

-

-

-

-

-

Переработка нефти

10.1

-

-

-

- 1 036 413

-

-

-

Переработка газа

10.2

-

-

-

-

-

-

-

Обогащение угля

10.3

-

- 129 978

-

- 1 130 427

-

- 1 570

- 19 636

Собственные нужды

11

-

- 4 842

-

- 948 914

-

- 187 920

- 131 379

Потери при передаче

12

19 221

538 700

455 210

5 437 962

3 550

1 166 546

973 900

Конечное потребление энергии

13

-

-

18 305

-

-

61

20

Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство

14

-

3 210

210 008

5 402 546

74

1 114 627

421 237

Промышленность

15

-

3 210

-

144 514

-

877 989

231 135

Добыча полезных ископаемых

15.1

-

-

-

187 823

-

32 097

29 731

Подготовка полезных ископаемых

15.2

-

-

67 740

5 050 567

-

194 624

151 712

Обрабатывающие производства

15.3

-

-

43

-

-

10

-

Распределение газа и воды

15

-

-

68

99

74

330

389

Строительство

16

-

-

-

19 542

-

9 577

3 500

Транспорт и связь

17

-

-

142 156

-

-

-

4 771

Торговля

18

Сфера услуг

19

Население

20

Прочие виды экономической деятельности

21

Таблица 27

ЕТЭБ ЯНАО за 2014 год, т у.т.

Показатель

№

показа-теля

Уголь

Сырая нефть

Нефте-продукты

Природный газ

Электрическая энергия

Тепловая энергия

Всего

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Производство энергетических ресурсов

1

-

30 684 011

3 009 714

629 052 786

637 808

1 617 280

665 002 764

Ввоз

2

23 266

-

1 074 381

-

786 364

-

1 887 712

Вывоз

3

-

- 29 960 532

- 2 550 388

- 609 552 150

-

-

- 642 063 162

Изменение запасов

4

3 297

- 38 662

- 8 637

- 427 756

-

-

- 471 758

Потребление первичной энергии

5

26 562

684 817

1 525 070

10 058 554

1 424 171

1 617 280

15 341 231

Статистическое расхождение

6

998

-

22 654

1 950 064

18 103

353 537

2 345 739

Статистическое расхождение, %

7

-

- 2 153

- 141 810

- 1 761 348

- 742

-

- 1 906 053

Производство электрической энергии

8

- 25 324

- 62 379

- 73 135

- 1 541 723

- 9 499

13 747

- 1 698 606

Производство тепловой энергии

9

-

-

-

- 16 700

-

13 747

- 2 953

Теплоэлектростанции

9.1

- 25 324

- 62 379

- 73 135

- 1 525 023

- 9 210

-

- 1 695 364

Котельные

9.2

-

-

-

-

- 289

-

- 289

Электрокотельные и теплоутилизационные установки

9.3

-

- 617 473

- 89 812

- 307 828

- 125 010

- 66 632

- 1 206 756

Преобразование топлива

10

-

- 617 473

- 89 812

- 19 510

- 8 866

- 51 591

- 787 252

Переработка нефти

10.1

-

-

-

- 288 318

- 116 145

- 15 041

- 419 503

Переработка газа

10.2

-

-

-

-

-

-

-

Обогащение угля

10.3

-

-

-

-

- 740

-

- 740

Собственные нужды

11

-

-

-

-

- 21 111

-

- 21 111

Потери при передаче

12

230

2 866

1 062 402

4 508 144

1 207 915

1 245 457

8 031 701

Конечное потребление энергии

13

-

-

-

-

1 593

-

1 593

Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство

14

-

2 866

21 504

4 475 357

923 214

290 292

5 713 233

Промышленность

15

-

2 866

21 504

98 820

819 437

126 956

1 069 582

Добыча полезных ископаемых

15.1

-

-

-

4 353 131

85 849

143 847

4 582 827

Подготовка полезных ископаемых

15.2

-

-

-

84

453

1 779

2 316

Обрабатывающие производства

15.3

-

-

-

23 323

17 476

17 709

58 508

Распределение газа и воды

15

-

-

-

-

55 170

-

55 170

Строительство

16

-

-

1 038 196

1 596

103 121

955 166

2 098 078

Транспорт и связь

17

-

-

-

-

-

-

-

Торговля

18

-

-

-

-

270

148 466

148 749

Сфера услуг

19

230

-

2 702

31 191

84 535

806 699

930 031

Население

20

-

-

-

-

40 011

-

40 011

Прочие виды экономической деятельности

21

Таблица 28

ЕТЭБ ЯНАО за 2015 год, т у.т.

Показатель

№

показа-теля

Уголь

Сырая нефть

Нефте-продукты

Природный газ

Электрическая энергия

Тепловая энергия

Всего

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Производство энергетических ресурсов

1

-

57 886 949

145 451

581 141 114

2 451 221

1 574 705

643 199 439

Ввоз

2

37 667

-

174 381

-

1 676 888

-

1 888 936

Вывоз

3

-

-39 960 532

1 715

-567 495 552

-

-

-607 454 369

Изменение запасов

4

604

-28 662

-2 872

-766

-

-

-31 697

Потребление первичной энергии

5

38 270

17 897 755

318 674

13 644 796

4 128 109

1 574 705

37 602 309

Статистическое расхождение

6

554

4 536 138

-23 270

-4 820 802

-228 857

66 188

-470 049

Статистическое расхождение, %

7

1

25

-7

-35

-6

4

-1

Производство электрической энергии

8

-2 145

-

-197 185

-2 984 045

-1 039

-2 702

-3 187 116

Производство тепловой энергии

9

-

-

-

-

-

-2 702

-2 702

Теплоэлектростанции

9.1

-21 369

-

-

-2 984 045

-

-

-3 005 414

Котельные

9.2

-14 432

-66 362

-67 658

-1 551 369

-56 039

-1 100

-1 756 960

Электрокотельные и теплоутилизационные установки

9.3

-

-

-

-

-5 037

-

-5 037

Преобразование топлива

10

-

-

-

-

-

-

0

Переработка нефти

10.1

-

-13 293 732

-

-141 132

29 245

-17 624

-13 423 242

Переработка газа

10.2

-

-

-

-5 721 210

297 006

-15 251

-5 439 455

Обогащение угля

10.3

-

-

-

-

-

-

0

Собственные нужды

11

-

-

-

-

-21 111

-

-21 111

Потери при передаче

12

230

-

-

-1 038 286

-158 539

-146 000

-1 342 595

Конечное потребление энергии

13

0

1 523

77 101

4 045 511

4 441 453

1 323 138

9 888 725

Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство

14

-

-

-

-

4 203

67

4 270

Промышленность

15

-

-

1 067

52 704

819 437

126 956

1 000 164

Добыча полезных ископаемых

15.1

-

-

1 857

202 674

2 701 008

244 423

3 149 962

Подготовка полезных ископаемых

15.2

-

-

-

3 774 360

453

1 779

3 776 592

Обрабатывающие производства

15.3

-

-

-

-

30 087

122 826

152 913

Распределение газа и воды

15

-

1 523

48

15 773

159 032

20 038

196 414

Строительство

16

-

-

59 461

-

133 838

415

193 714

Транспорт и связь

17

-

-

14 668

-

255 929

7 353

277 950

Торговля

18

-

-

-

-

43 441

148 466

191 907

Сфера услуг

19

-

-

-

-

5 747

919

6 665

Население

20

-

-

-

-

223 718

537 526

761 245

Прочие виды экономической деятельности

21

64 560

112 370

176 929

1

ЕТЭБ ЯНАО состоит из трех блоков. Первый блок ЕТЭБ ЯНАО «Ресурсы» включает данные о производстве энергетических ресурсов на территории ЯНАО, о ввозе/вывозе энергетических ресурсов в/из ЯНАО и об изменении запасов. Второй блок «Преобразование энергетических ресурсов» включает данные о преобразовании одних видов энергетических ресурсов в другие. Третий блок «Конечное потребление энергетических ресурсов» описывает конечное потребление энергоносителей в различных секторах и отраслях экономики.

ЕТЭБ ЯНАО составлен на основании следующих форм статистической отчетности:

«1-вывоз» – сведения о вывозе продукции (товаров);

«1-натура» – сведения о производстве и отгрузке промышленной продукции;

«1-нефтепродукт» – сведения об отгрузке нефтепродуктов потребителям;

«1-ТЕП» – сведения о снабжении тепловой энергией;

«4-запасы (срочная)» – сведения о запасах топлива;

«4-топливо» – остатки, поступление и расход отдельных видов топлива;

«6-ТП» – производство электрической и тепловой энергии и использование топлива в электроэнергетике;

«11-ТЭР» – использование топлива, тепловой энергии и электроэнергии;

«22-ЖКХ» – сведения о работе предприятий ЖКХ в условиях реформы;

«23-Н» – сведения о производстве и распределении электрической энергии;

«ПЭ» – сведения о работе электростанций (электрогенераторных установок), принадлежащих организациям, не относящимся к добывающим, обрабатывающим.

Анализ данных первого блока ЕТЭБ ЯНАО показывает, что ЯНАО является крупнейшим экспортером энергоносителей. 94% производимых в ЯНАО энергетических ресурсов вывозятся за его пределы. На природный газ приходится 90% производимых первичных энергоресурсов.

На схеме 22 приведена структура потребляемых первичных ресурсов. В структуре потребления первичных энергоресурсов превалирует потребление природного газа.

Второй блок ЕТЭБ ЯНАО характеризует преобразование энергетических ресурсов. Анализ данного блока показывает, что 31 – 34% потребляемых энергоресурсов расходуются на преобразование энергии, а остальная часть – конечными потребителями. При этом большая часть потребляемых энергоресурсов расходуется на производство электрической и тепловой энергии.

Большая часть энергоресурсов потребляется конечными потребителями. При этом 76 – 81% от общего потребления энергоресурсов конечными потребителями приходится на промышленность.

Схема 22. Структура потребления первичных энергоресурсов в ЯНАО в период 2011 – 2015 годов, т у.т.

При формировании ЕТЭБ ЯНАО выявлено статистическое расхождение между первым блоком баланса и вторым, третьим блоками. Данное статистическое расхождение объясняется неполнотой статистической информации по потреблению энергетических ресурсов конечными потребителями.

III. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории ЯНАО

3.1. ЭЭС ЯНАО.

В результате выполнения расчетов электроэнергетических режимов ЭЭС ЯНАО для отчетных режимов зимних и летних нагрузок сети при единичных отключениях в электрической сети 110–500 кВ ЭЭС ЯНАО для нормальной и основных ремонтных схем с использованием программного комплекса «RastrWin» выявлена вероятность выхода параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений и необходимость в ряде случаев ограничения режима электроснабжения потребителей электрической энергии посредством применения графиков авариного ограничения режима потребления электрической энергии (мощности) и использования противоаварийной автоматики.

Выход параметров электроэнергетического режима из области

допустимых значений

При анализе отчетного потокораспределения основной электрической сети 110 кВ и выше ЭЭС ЯНАО в периоды зимних и летних максимальных и минимальных нагрузок выявлено следующее:

1. В нормальной схеме электрической сети ЭЭС ЯНАО параметры режима находятся в области допустимых значений.

2. При нормативных возмущениях в нормальной схеме существует вероятность выхода параметров режима из области допустимых значений для следующих ЛЭП и оборудования:

- 3АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Холмогорская;

- 2 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур;

- 3,4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой;

- ВЛ 110 кВ Муравленковская – Барсуковская – 1.

3. При нормативных возмущениях в единичных ремонтных схемах существует вероятность выхода параметров режима из области допустимых значений для следующих контролируемых сечений, ЛЭП и оборудования:

- 1,3 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская;

- 1,2,3 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур;

- 3,4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой;

- ВЛ 110 кВ Муравленковская – Барсуковская - 1,2;

- ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Комсомольский - 1,2;

- ВЛ 110 кВ Вынгапур – Маяк, ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя, ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр;

- ВЛ 110 кВ Табьяха – Оленья, ВЛ 110 кВ Буран – Табьяха;

- 1Т, 2Т ПС 110 кВ Барсуковская;

- 1Т, 2Т ПС 110 кВ Голубика;

- 1Т, 2Т ПС 110 кВ Опорная.

Ограничение режима электроснабжения потребителей электрической энергии

В ремонтных схемах при нормативных возмущениях возможен ввод ГАО для ликвидации токовой перегрузки следующих ЛЭП и оборудования:

- ВЛ 110 кВ Вынгапур – Маяк, ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя, ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр;

- ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Комсомольски-1,2 и ВЛ 110 кВ Муравленковская – Барсуковская-1,2;

- 1Т, 2Т ПС 110 кВ Барсуковская;

- 1Т, 2Т ПС 110 кВ Голубика;

- 1Т, 2Т ПС 110 кВ Опорная.

Мероприятия

ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Комсомольский-1,2 и ВЛ 110 кВ Муравленковская – Барсуковская-1,2. В целях предотвращения ввода ГАО при нормативных возмущениях в единичной ремонтной схеме целесообразно включение в транзитный режим ВЛ 110 кВ СП Барсуковский – ПП Комсомольский-1,2. Для обеспечения замыкания транзита требуется установка основных быстродействующих защит на ПС 500 кВ Муравленковская ВЛ 110 кВ Муравленковская – СП Барсуковский-1,2 и ПС 500 кВ Тарко-Сале ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – ПП Комсомольский-1,2 и организацией ВЧ-канала связи.

Для исключения ввода ГАО (после замыкания транзита 110 кВ Муравленковская – Барсуковская – ПП Комсомольский – Тарко-Сале) вероятность ввода которых возникает в послеаварийных схемах при отключенных элементах сети, целесообразно рассмотреть установку АОПО ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Комсомольский-1,2 и ВЛ 110 кВ Муравленковская – Барсуковская – 1,2 и реализовать каналы УПАСК на ПС 500 кВ Тарко-Сале и ПС 500 кВ Муравленковская соответственнодля передачи сигналов УВ с действием на отключение нагрузки в Ноябрьском энергорайоне.

ВЛ 110 кВ Вынгапур – Маяк, ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя, ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр. В рамках технологического присоединения объектов филиала «Газпромнефть-Муравленко» АО «Газпромнефть-ННГ» с увеличением потребляемой мощности ПС 110 кВ Снежная планируется установка устройств АОПО на ПС 220 кВ Вынгапур на ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя, Вынгапур – Маяк и на ПС 220 кВ Янга-Яха на ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр с УПАСК с действием на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Новогодняя, а также установка на ПС 110 кВ Новогодняя устройств АОСН. При этом, учитывая планы по вводу энергопринимающих устройств ООО «Газпромдобыча Ноябрьск» на Еты-Пуровском газовом месторождении максимальной мощностью 35 МВт, со строительством новой ПС 110 кВ ГДН с ВЛ 110 кВ ПП Северный – ГДН – 1,2 целесообразно реализовать транзит 110 кВ между ПП 110 кВ Северный и ПС 110 кВ Губкинская с использованием планируемого к сооружению участка от ПП 110 кВ Северный до новой ПС 110 кВ ГДН. Принятие окончательного решения по схеме реализации и сроках замыкания транзита целесообразно рассмотреть по результатам заключения договора об осуществлении технологического присоединения с ООО «Газпромдобыча Ноябрьск». В случае незаключения договора со стороны потребителя целесообразно рассмотреть возможность сооружения ВЛ протяженностью порядка 100 км (с учетом нормативных сроков проектирования, строительства и финансирования мероприятий) со сроком ввода не ранее 2022 года.

1Т, 2Т ПС 110 кВ Барсуковская. Установленная мощность трансформаторов 1Т и 2Т на ПС 110 кВ Барсуковская составляет 2х40 МВА.

Токовая перегрузка 1(2)Т ПС 110 кВ Барсуковская выявлена при аварийном отключении 2(1)Т ПС 110 кВ Барсуковская в нормальной схеме отчетного потокораспределения в период зимних и летних максимальных и минимальных нагрузок. При этом суммарная загрузка 1Т и 2Т ПС 110 кВ Барсуковская в день контрольного замера 2016 года составила 57,7/58,6 МВА (зима/лето). Наибольшая загрузка ПС 110 кВ Барсуковская зафиксирована в период летних максимальных нагрузок в день контрольного замера 2016 года и составила 58,6 МВА.

Для обеспечения нахождения параметров электроэнергетического режима электрической сети 35 кВ Барсуковского месторождения при единичных отключениях электрической сети рекомендуется установка 3Т 110/35/6 кВ 25 МВА на ПС 110 кВ Барсуковская.

1,2 Т 110 кВ ПС 110 кВ Голубика. На ПС 110 кВ Голубика установлены два трансформатора мощностью 2х16 МВА. Фактическая максимальная загрузка ПС 110 кВ Голубика за последние 5 лет составила 18,8 МВА. Токовая перегрузка 1(2)Т ПС 110 кВ Голубика выявлена при аварийном отключении 2(1)Т ПС 110 кВ Голубика в нормальной схеме отчетного потокораспределения в период зимних и летних максимальных и минимальных нагрузок. Ликвидация перегрузки путем перевода нагрузки на смежные центры питания по сетям ниже 110 кВ потребителя невозможна.

Учитывая изложенное, в целях ликвидации превышения ДТН при единичных нормативных возмущениях в нормальной схеме рекомендуется замена трансформаторов 2х16 МВА на ПС 110 кВ Голубика на трансформаторы 2х25 МВА.

ПС 110 кВ Опорная. На ПС 110 кВ Опорная установлены два трансформатора мощностью 2х16 МВА. Все существующие ПС 35 кВ г. Нового Уренгоя (ПС Аэропорт, ПС Водозабор-1, ПС Посёлок и ПС Город) запитаны по двухцепной транзитной ВЛ 35 кВ Луч-1,2 (от ПС Варенга-Яха до ПС Опорная). В нормальной схеме электроснабжение осуществляется от ПС 110 кВ Варенга-Яха (2х40 МВА). Указанные ПС 35 кВ осуществляют питание основной части г. Новый Уренгой, в том числе таких социальнозначимых объектов как водозабор и аэропорт. Фактическая суммарная максимальная загрузка ПС 35 кВ за последние 5 лет составляет 22 МВА, по ПС 110 кВ Опорная 12 МВА.

ПС 110 кВ Варенга-Яха присоединенак двухцепной ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха – 1,2. При этом 1Т ПС 110 кВ Опорная присоединён отпайкой от ответвления от ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-5В II цепь с отпайками на ПС 110 кВ Ева-Яха. В случае аварийного отключения ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха – 1 и 2 питание сети 35 кВ будет осуществляться от 1Т ПС 110 кВ Опорная. Суммарная нагрузка на ПС 110 кВ Опорная составит 34 МВА и превысит пропускную способность оставшегося в работе трансформатора на 112,5%. В летний период в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха – 1 (2) и аварийном отключении ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха – 2 (1) нагрузка на ПС 110 кВ Опорная составит 18 МВА и превысит пропускную способность оставшегося в работе трансформатора на 12%.

Учитывая изложенное, рекомендуется замена трансформаторов 2х16 МВА на ПС 110 кВ Опорная на трансформаторы большей мощности.

3.2. Энергорайоны ЯНАО, работающие изолированно от ЕЭС.

Существующая система электроснабжения г. Салехарда является автономной (изолированной от ЕЭС Российской Федерации). Электроснабжение потребителей города обеспечивается от автономных источников – 4-х муниципальных электростанций (ДЭС-1, ДЭС-2, ГТЭС Обдорск и ТЭС Салехард). Центрами питания города являются ПС 35 кВ Дизельная, ПС 35 кВ Центральная и ПС 35 кВ Турбинная.

В 2016 году с целью включения электрических сетей г. Салехарда на параллельную работу с ЕЭС России АО «Тюменьэнерго» введены в работу ПС 220 кВ Салехард, ПС 110 кВ Северное Сияние и ПС 110 кВ Полярник. В 2017 году планируется технологическое присоединение электрических сетей г. Салехарда к этим ПС и включение сетей на параллельную работу с ЕЭС России.

IV. Основные направления развития электроэнергетики

на территории ЯНАО

4.1. Цели и задачи развития электроэнергетики ЯНАО.

В рамках Стратегии социально-экономического развития ЯНАО до 2020 года (далее – Стратегия СЭР ЯНАО до 2020 года) (утверждена постановлением Законодательного Собрания ЯНАО от 14 декабря 2011 года № 839) установлены следующие цели и задачи.

Цель социально-экономического развития ЯНАО – обеспечение устойчивого повышения уровня и качества жизни населения на основе формирования и развития конкурентной экономики при соблюдении соответствующих экологических требований.

Приоритетными направлениями для достижения поставленной стратегической цели социально-экономического развития ЯНАО являются:

- модернизация инфраструктуры и отраслей социальной сферы;

- развитие экономического потенциала;

- сохранение и развитие человеческого потенциала и традиций;

- охрана окружающей среды и оздоровление экологии;

- становление автономного округа международным форпостом развития Арктики.

Для решения задач развития инфраструктуры и экономического потенциала ЯНАО основными целями развития электроэнергетики ЯНАО являются:

- модернизация электроэнергетического комплекса для повышения энергетической эффективности и обеспечения развития (конкурентоспособности) экономики и повышения качества жизни населения;

- обеспечение надежного и безопасного энергоснабжения потребителей;

- снижение потерь в электрических сетях.

Для достижения указанных целей необходимо решение следующих задач:

- разработка эффективных мероприятий по развитию электрических сетей и генерирующих мощностей;

- эффективное использование топливно-энергетических ресурсов региона с учетом экологических требований;

- поддержание требуемых уровней напряжения в соответствии с
ГОСТ 32144-2013 в электрических сетях систем электроснабжения общего назначения в точках, к которым присоединяются электрические сети, находящиеся в собственности различных потребителей электрической энергии, а также в точках общего присоединения (приемники электрической энергии);

- обеспечение параметров режимов работы основного электротехнического и генерирующего оборудования в допустимых пределах.

4.2. Прогноз потребления электроэнергии и мощности на период 2018 – 2022 годов.

4.2.1. Уровень спроса на электрическую энергию и мощность по территории ЯНАО.

Уровень спроса на электрическую энергию и мощность в текущем периоде по территории ЯНАО и отдельным энергорайонам приведен в пунктах 2.2 и 2.4 настоящей схемы.

4.2.2. Прогноз потребления электроэнергии и прогноз максимума нагрузки энергосистемы на территории ЯНАО на 5-летний период.

В настоящей схеме рассмотрено два варианта прогнозов потребления электрической энергии и мощности в ЭЭС ЯНАО:

- прогноз, сформированный на основании данных базового варианта долгосрочного прогноза согласно СиПР ЕЭС России 2017 – 2023, – базовый прогноз (базовый вариант развития);

- прогноз, сформированный на основании планов о перспективном увеличении потребляемой мощности энергопринимающими устройствами на территории ЭЭС ЯНАО, предоставлен органом исполнительной власти – умеренно-оптимистический прогноз (умеренно-оптимистический вариант развития).

4.2.2.1. Базовый вариант развития.

Базовый прогноз потребления электроэнергии и мощности в ЭЭС ЯНАО на период 2017 – 2022 годов сформирован на основании данных базового варианта долгосрочного прогноза согласно СиПР ЕЭС России 2017 – 2023 и представлен в таблице 29.

Таблица 29

Базовый прогноз изменения максимума нагрузки и электропотребления ЭЭС ЯНАО

на 2017 – 2022 годы

Показатель

2017

год

2018 год

2019

год

2020 год

2021

год

2022

год

1

2

3

4

5

6

7

Максимум нагрузки, МВт

1 510

1 545

1 555

1 575

1 605

1 665

В т.ч. Ноябрьский энергорайон

1 130

1 132

1 132

1 135

1 139

1 147

Северный энергорайон

380

413

423

440

466

518

Электропотребление,
млн кВт ч

11 300

11 428

11 565

11 715

11 921

12 405

В т.ч. Ноябрьский энергорайон

8 449

8 366

8 412

8 435

8 452

8 546

Северный энергорайон

2 851

3 062

3 153

3 280

3 469

3 859

Динамика изменения максимума нагрузки и потребления электроэнергии ЭЭС ЯНАО на 2012 – 2016 годы (факт) и 2017 – 2022 годы (базовый прогноз) представлены на схеме 23.

Схема 23. Динамика изменения потребления электрической мощности и энергии ЭЭС ЯНАО на 2012 – 2016 годы (факт) и 2017 – 2023 годы (базовый прогноз)

Динамика изменения максимума нагрузки и потребления электроэнергии по энергорайонам ЭЭС ЯНАО на 2017 – 2022 годы представлены на схемах 24, 25.

Схема 24. Динамика изменения максимума нагрузки по энергорайонам ЭЭС ЯНАО на 2017 – 2022 годы, МВт

Схема 25. Динамика изменения потребления электроэнергии по энергорайонам ЭЭС ЯНАО на 2017 – 2022 годы, млн кВт·ч

Данные о прогнозном потреблении электроэнергии (мощности) крупных потребителей на период до 2022 года приведены в таблице 30.

1

Таблица 30

Прогноз потребления электроэнергии крупными потребителями на территории ЯНАО на период до 2022 года

Наименование

Показатель

2017 год

2018 год

2019 год

2020од

2021 год

2022 год

наименование

единица измерения

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ЗАО «Ванкорнефть»

(НПС-1, НПС-2, КНПС)

потребление эл./энергии

млн кВт·ч

79,09

86,27

92,11

86,00

86,35

86,7

максимальное потребление мощности

МВт

10

10

11

10

10

10

ООО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»

потребление эл./энергии

млн кВт·ч

1552

1 520

1 496

1 478

1 490

1 523

максимальное потребление мощности

МВт

177

174

171

168

170

174

Филиал «Газпромнефть-Муравленко»

АО «Газпромнефть-ННГ»

потребление эл./энергии

млн кВт·ч

2 274

2 232

2 201

2 237

2 223

2 212

максимальное потребление мощности

МВт

260

255

251

255

254

252

ООО «Газпром добыча Надым» (с учетом выработки собственной генерацией)

потребление эл./энергии

млн кВт·ч

55,80

55,80

55,80

55,80

55,80

55,80

максимальное потребление мощности

МВт

н/д

н/д

н/д

н/д

н/д

н/д

ООО «Газпром добыча Уренгой» (с учетом выработки собственной генерацией)

потребление эл./энергии

млн кВт·ч

278,89

295,62

325,18

338,58

370,13

340,13

максимальное потребление мощности

МВт

32

34

37

39

39

39

ООО «Газпром добыча Ямбург» (ЯНГКМ+ЗНГКМ)

(с учетом выработки собственной генерацией)

потребление эл./энергии

млн кВт·ч

298,19

327,3

353,66

441,65

444,55

445,6

максимальное потребление мощности

МВт

68

75

81

101

101

102

ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ»

(с учетом выработки собственной генерацией)

потребление эл./энергии

млн кВт·ч

99,70

99,70

99,70

99,70

99,70

99,7

максимальное потребление мощности

МВт

13

13

13

13

13

13

ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»

потребление эл./энергии

млн кВт·ч

108,97

119,62

131,58

144,74

158,52

165,3

максимальное потребление мощности

МВт

18

20

22

24

26

28

ООО «НОВАТЭК-ПУРОВСКИЙ ЗПК»

потребление эл./энергии

млн кВт·ч

144,00

144,00

144,00

144,00

144,00

144,00

максимальное потребление мощности

МВт

24

24

24

24

24

24

ООО «Новоуренгойский газохимический комплекс»

потребление эл./энергии

млн кВт·ч

524,18

724,66

724,66

724,66

724,66

724,66

максимальное потребление мощности

МВт

71

101

101

101

101

101

ООО «РН-Пурнефтегаз»

потребление эл./энергии

млн кВт·ч

1 398

1 242,36

1 202,38

1 177,06

1 164,14

1 471,00

максимальное потребление мощности

МВт

200

200

200

200

200

200

ЗАО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ»

потребление эл./энергии

млн кВт·ч

6,88

40,01

43,00

43,00

43,00

43,00

максимальное потребление мощности

МВт

1,1

6,1

6,1

6,1

6,1

6,1

Филиал АО «СибурТюменьГаз» – Губкинский ГПЗ

потребление эл./энергии

млн кВт·ч

455,16

455,16

455,16

455,16

455,16

455,16

максимальное потребление мощности

МВт

40

40

40

40

40

40

Филиал АО «СибурТюменьГаз» – Муравленковский ГПЗ

потребление эл./энергии

млн кВт·ч

440,31

440,31

440,31

440,31

440,31

440,31

максимальное потребление мощности

МВт

50

50

50

50

50

50

Филиал АО «СибурТюменьГаз» – Вынгапуровский ГПЗ

потребление эл./энергии

млн кВт·ч

176,14

176,14

176,14

175,57

175,57

175,57

максимальное потребление мощности

МВт

22

22

22

22

22

22

ООО «Газпром трансгаз Югорск»

потребление эл./энергии

млн кВт·ч

272,56

266,1

262,4

259,8

257,2

254,6

максимальное потребление мощности

МВт

36,5

35,6

35,1

34,8

34,4

34,1

ООО «Газпром трансгаз Сургут»

потребление эл./энергии

млн кВт·ч

85

85

85

85

85

85

максимальное потребление мощности

МВт

13,1

13,1

13,1

13,1

13,1

13,1

ООО «Газпром переработка»

потребление эл./энергии

млн кВт·ч

178,94

269,16

269,16

269,16

269,16

269,16

максимальное потребление мощности

МВт

24

35

35

35

35

35

ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»

потребление эл./энергии

млн кВт·ч

319,56

322,01

324,63

324,63

324,63

397,15

максимальное потребление мощности

МВт

36,41

36,69

36,99

36,96

36,99

45,25

ОАО «Тюменнефтегаз»

потребление эл./энергии

млн кВт·ч

307,09

349,65

417,16

452,61

456,3

максимальное потребление мощности

МВт

39

44

53

60

65

АО «Транснефть-Сибирь»

потребление эл./энергии

млн кВт·ч

115,3

189,8

228,85

229,2

240,31

241,95

максимальное потребление мощности

МВт

145,8

145,8

275,47

275,5

275,5

275,5

Примечание.

Информация о прогнозном потреблении электроэнергии и мощности в соответствии с представленными данными от крупных потребителей.

1

Перечень основных перспективных потребителей.

В ЭЭС ЯНАО в рассматриваемый период 2017 – 2022 годов в рамках реализации заключенных договоров на технологическое присоединение планируется ввод новых производственных мощностей следующих крупных потребителей:

- АО «Транснефть – Сибирь». Объекты нефтеперекачивающих станций магистрального нефтепровода Заполярье – Пурпе. Максимальная мощность согласно техническим условиям на технологическое присоединение составляет 43,24 МВт. Для ввода в работу вышеуказанных объектов выполняется сооружение ПС 220 кВ Ермак с заходами ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея и ПС 220 кВ Славянская с ВЛ 220 кВ Ермак – Славянская;

- АО «Тюменнефтегаз». В рамках реализации технических условий на технологическое присоединение энергопринимающих устройств АО «Тюменнефтегаз» к электрическим сетям ПАО «ФСК ЕЭС» планируется присоединение объектов электросетевого хозяйства Русского месторождения с максимальной мощностью энергопринимающих устройств 74 МВт. Для ввода в работу вышеуказанных объектов выполняется сооружение ПС 110/35/10 кВ Русская с ВЛ 110 кВ от ПС 220 кВ Ермак и ПС 110 кВ ПСП Заполярное с питающими ВЛ 110 кВ от ПС 220 кВ Ермак;

- ОАО «Арктикгаз». В рамках реализации технических условий на технологическое присоединение энергопринимающих устройств ОАО «Арктикгаз» планируется присоединение объектов электросетевого хозяйства площадки Уренгойского и Самбургского УКПГ Самбургского НГКМ с максимальной мощностью энергопринимающих устройств 11 МВт. Для ввода в работу вышеуказанных объектов выполняется присоединение к вновь сооружаемому СП 110 кВ в районе ПС 110 кВ Буран ПС 110/35/6 кВ Ачимовская с ЛЭП 110 кВ от СП 110 кВ до ПС 110/35/6 кВ Ачимовская;

- ЗАО «Ямалгазинвест». Максимальная мощность согласно техническим условиям на технологическое присоединение составляет 40 МВт. Для ввода в работу вышеуказанных объектов выполняется строительство ПС 220 кВ Исконная с шлейфовыми заходами ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой, строительство ПП 110 кВ Лимбя-Яха с заходами ВЛ 110 кВ Уренгой – Лимбя-Яха-I,II цепи на ПС 110 кВ Лимбя-Яха, строительство ВЛ 110 кВ Исконная – Лимбя-Яха-I,II цепи, строительство ВЛ 110 кВ от ПП 110 кВ Лимбя-Яха до вновь сооружаемой ПС 110 кВ ЗАО «Ямалгазинвест»;

- ЗАО «Ямалгазинвест». Максимальная мощность согласно техническим условиям на технологическое присоединение составляет 15,52 МВт. Для ввода в работу вышеуказанных объектов выполняется строительство новой ПС 110 кВ ПСП с питающими ВЛ 110 кВ;

- ООО «Газпром добыча Уренгой». В рамках реализации технических условий на технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО «Газпром добыча Уренгой» планируется присоединение объектов электросетевого хозяйства с максимальной мощностью энергопринимающих устройств 8,4 МВт. Для ввода в работу вышеуказанных объектов выполняется строительство второй цепи ВЛ 110 кВ Оленья – Песцовая и новой ПС 110 ЦПС-4 с отпайками от ВЛ 110 кВ Оленья – Песцовая – 1,2.

- ООО «Газпром добыча Ноябрьск». Максимальная мощность согласно техническим условиям на технологическое присоединение составляет 35 МВт. Для возможности осуществления технологического присоединения планируется строительство СП 110 кВ с двумя линейными ячейками 110 кВ в районе ПП 110 кВ Северный, строительство ПС 110/10 кВ ГДН, сооружение двухцепной ВЛ 110 кВ от СП 110 кВ в районе пп 110 кВ Северный до ПС 110 кВ ГДН.

4.2.2.2. Умеренно-оптимистический вариант развития.

Умеренно-оптимистический прогноз потребления электроэнергии и мощности до 2022 года представлен органом исполнительной власти и основан на данных о планируемых к присоединению новых энергопринимающих устройств в рамках реализации действующих договоров на технологическое присоединение, а также информации о поданных заявках на технологическое присоединение энергопринимающих устройств и планируемом увеличении нагрузок по данным крупных потребителей, территориальных сетевых организаций и органов местного самоуправления в ЯНАО. Умеренно-оптимистический прогноз представлен в таблице 31.

Таблица 31

Умеренно-оптимистический прогноз изменения максимума нагрузки и потребления электроэнергии ЭЭС ЯНАО на 2017 – 2022 годы

Показатель

2017

год

2018 год

2019

год

2020

год

2021

год

2022

год

1

2

3

4

5

6

7

Максимум нагрузки, МВт

1 814

1 949

2 066

2 079

2 085

2 201

В т.ч. Ноябрьский энергорайон

1216

1214

1200

1201

1201

1212

Северный энергорайон

598

735

866

878

884

989

Электропотребление,

млн кВт ч

13575

14416

15365

15464

15486

16398

В т.ч. Ноябрьский энергорайон

9100

8980

8925

8933

8920

9030

Северный энергорайон

4475

5437

6441

6531

6566

7368

Динамика изменения максимума нагрузки и потребления электроэнергии ЭЭС ЯНАО на 2012 – 2016 годы (факт) и 2017 – 2022 годы (умеренно-оптимистический прогноз) представлены на схеме 26.

Схема 26. Динамика изменения максимума нагрузки и потребления электроэнергии ЭЭС ЯНАО на 2012 – 2016 годы (факт) и 2017 – 2022 годы (умеренно-оптимистический прогноз)

Динамика изменения максимума нагрузки и потребления электроэнергии по энергорайонам ЭЭС ЯНАО на 2017 – 2022 годы представлена на схемах 27, 28.

Схема 27. Динамика изменения максимума нагрузки по энергорайонам ЭЭС ЯНАО на 2017 – 2022 годы, МВт

Схема 28. Динамика изменения потребления электроэнергии по энергорайонам ЭЭС ЯНАО на 2017 – 2022 годы, млн кВт·ч

Перечень основных перспективных потребителей.

Дополнительно в рамках разработки умеренно-оптимистического варианта развития сетей ЭЭС ЯНАО учтены данные, полученные от органов местного самоуправления в ЯНАО, а также крупных потребителей о планируемых к вводу потребителях. Ниже приведена информация о наиболее крупных, планируемых к вводу потребителях:

- ввод новых производственных мощностей ООО «Газпромдобыча Уренгой» с увеличением потребления мощности на подстанциях транзита 110 кВ Оленья – Буран – Уренгой. Ориентировочный суммарный объем вновь вводимой нагрузки составляет более 43 МВт;

- ввод новых производственных мощностей ООО «Газпром добыча Ямбург» с увеличением потребления мощности от шин ПС 220 кВ Оленья. Ориентировочный суммарный объем вновь вводимой нагрузки составляет более 29 МВт;

- ввод новых производственных мощностей АО «РИТЕК» на Средне-Хулымском и Сандибинском месторождениях. Ориентировочный суммарный объем вновь вводимой нагрузки составляет 12,5 МВт;

- обустройство двух ПС 110/35/6 кВ и питающих ВЛ 110 кВ от района расположения ПС 110/35/6 кВ Барсуковская для обеспечения роста нагрузки на Барсуковском месторождении, начиная с 2022 года, – 9 МВт.

Следует отметить, что в рамках рассмотрения умеренно-оптимистического прогноза мощности в дополнение к информации о планируемых к подключению энергопринимающих устройств, на основании действующих договоров на технологическое присоединение учтены данные о поданных и планируемых к подаче заявкам на технологическое присоединение энергопринимающих устройств. Для вышеперечисленных энергопринимающих устройств при формировании поузловых прогнозов потребления, используемых при проведении расчетов электроэнергетических режимов, учтён эффект совмещения максимума потребления электрической мощности различных потребителей и вероятности набора заявленной максимальной мощности новых потребителей.

Сопоставление прогнозов максимума нагрузки ЭЭС ЯНАО на период до 2022 года приведено на схеме 29.

Схема 29. Сопоставление прогнозов максимума нагрузки ЭЭС ЯНАО, МВт

4.2.3. Оценка перспективной балансовой ситуации по электроэнергии и мощности на территории ЯНАО на 5-летний период.

4.2.3.1. Базовый прогноз.

В разделе представлены перспективные балансы электроэнергии и мощности ЭЭС ЯНАО на 2017 – 2022 годы, учитывающие перспективный прогноз потребления электроэнергии (мощности) ЭЭС ЯНАО на 2017 – 2022 годы в рамках рассмотрения базового варианта развития ЭЭС ЯНАО.

Перспективный прогноз потребления электроэнергии и мощности принят на основании базового прогноза потребления электроэнергии и мощности согласно СиПР ЕЭС России на 2017 – 2023 годы.

Также при составлении баланса электроэнергии и мощности учитывается изменение установленной мощности генерирующего оборудования на территории ЭЭС ЯНАО в соответствии с мероприятиями по демонтажу, вводу, модернизации и перемаркировке генерирующих объектов с высокой вероятностью реализации согласно СиПР ЕЭС России на 2017 – 2022 годы.

Перспективный баланс электроэнергии (мощности) приведен таблице 32 (33) и на схеме 30 (0).

Таблица 32

Перспективный баланс электроэнергии ЭЭС ЯНАО до 2022 года, млн кВт·ч

Наименование показателя

2017 год

2018 год

2019 год

2020 год

2021 год

2022 год

1

2

3

4

5

6

7

Электропотребление,

млн кВт∙ч

11 300

11 428

11 565

11 715

11 921

12 405

Собственная выработка,

млн кВт∙ч

4 334

4 352

4 384

4 418

4 480

4 558

Среднегодыые темпы прироста электропотребления, %

2,21

1,13

1,2

1,3

1,76

4,06

Сальдо перетока

(«+» дефицит – получение;

«-» избыток – выдача)

6 966

7 076

7 181

7 297

7 441

7 847

Таблица 33

Перспективный баланс мощности ЭЭС ЯНАО до 2022 года, МВт

Показатель

2017 год

2018 год

2019 год

2020 год

2021 год

2022 год

1

2

3

4

5

6

7

Потребление – всего

1 510

1 545

1 555

1 575

1 605

1 665

Установленная мощность электростанций – всего

1032,67

1032,67

1032,67

1032,67

1032,67

1032,67

В т.ч. Уренгойская ГРЭС

529,7

529,7

529,7

529,7

529,7

529,7

Ноябрьская ПГЭ

119,57

119,57

119,57

119,57

119,57

119,57

ПЭС Надым

24

24

24

24

24

24

ПЭС Уренгой

72

72

72

72

72

72

ГТЭС Ямбургская

72

72

72

72

72

72

ГТЭС Харвутинская

10

10

10

10

10

10

ГТЭС Песцовая

15

15

15

15

15

15

ГТЭС Юрхаровского НГКМ

8

8

8

8

8

8

ГПЭС Вынгапуровского ГПЗ

9

9

9

9

9

9

Новоуренгойская ГТЭС

120

120

120

120

120

120

Муниципальные электростанции

г. Салехарда

53,4

53,4

53,4

53,4

53,4

53,4

Сальдо перетока
(«+» дефицит – получение;
«-» избыток – выдача)

477,33

512,33

522,33

542,33

572,33

632,33

Схема 30. Баланс электрической мощности ЭЭС ЯНАО до 2022 года

Схема 31. Баланс электрической энергии ЭЭС ЯНАО до 2022 года

Перспективный баланс электроэнергии (мощности) ЭЭС ЯНАО на период 2017 – 2022 годов характеризуется как дефицитный. Рост потребления ЭЭС ЯНАО планируется в том числе за счет присоединения Салехардского энергоузла и ввода промышленного предприятия ООО «НГХК». Данный рост электропотребления покрывается за счет ввода Новоуренгойской ГТЭС и электростанций Салехардского энергоузла.

Таким образом, перспективный баланс электроэнергии (мощности) на период 2017 – 2022 годов сохранится дефицитным с небольшим увеличением сальдо-перетока из ЭЭС ХМАО.

4.2.3.2. Умеренно-оптимистический прогноз.

В разделе представлены перспективные балансы электроэнергии и мощности ЭЭС ЯНАО на период 2017 – 2022 годов, учитывающие перспективный прогноз потребления электроэнергии (мощности) ЭЭС ЯНАО на 2017 – 2022 годы в рамках рассмотрения умеренно-оптимистического варианта развития ЭЭС ЯНАО.

Умеренно-оптимистический прогноз потребления электроэнергии и мощности разработан на основании данных о планируемых к присоединению новых энергопринимающих устройств в рамках реализации действующих договоров на технологическое присоединение, а также информации о поданных заявках на технологическое присоединение энергопринимающих устройств и планируемом увеличении нагрузок по данным крупных потребителей, территориальных сетевых организаций и органов местного самоуправления в ЯНАО.

Также при составлении баланса электроэнергии и мощности учитывается изменение установленной мощности генерирующего оборудования на территории ЭЭС ЯНАО в соответствии с дополнительными мероприятиями по демонтажу, вводу, модернизации и перемаркировке генерирующих объектов согласно СиПР ЕЭС России на 2017 – 2023 годы.

Перспективный баланс электроэнергии (мощности) приведен таблице 34 (35) и на схеме 32 (0).

Таблица 34

Перспективный баланс электроэнергии ЭЭС ЯНАО до 2022 года, млн кВт·ч

Наименование показателя

2017

год

2018

год

2019 год

2020

год

2021

год

2022

год

1

2

3

4

5

6

7

Электропотребление,

млн кВт∙ч

13575

14416

15365

15464

15486

16398

Собственная выработка,

млн кВт∙ч

4334

4521

4554

4179

4780

5185

Среднегодовые темпы прироста электропотребления, %

22,78

6,20

6,58

0,64

0,14

5,89

Сальдо перетока

(«+» дефицит – получение;

«-» избыток – выдача)

9 241

9 896

10 811

11 285

10 707

11 213

Таблица 35

Перспективный баланс мощности ЭЭС ЯНАО до 2022 года, МВт

Показатель

2017 год

2018 год

2019 год

2020 год

2021 год

2022 год

1

2

3

4

5

6

7

Потребление – всего

1 814

1 949

2 066

2 079

2 085

2 201

Установленная мощность электростанций – всего

1032,67

1072,67

1072,67

976,67

1101,67

1174,67

Уренгойская ГРЭС

529,7

529,7

529,7

529,7

529,7

529,7

Ноябрьская ПГЭ

119,57

119,57

119,57

119,57

119,57

119,57

ПЭС Надым

24

24

24

24

24

24

ПЭС Уренгой

72

72

72

ГТЭС Ямбургская

72

112

112

88

88

88

ГТЭС Харвутинская

10

10

10

10

10

10

ГТЭС Песцовая

15

15

15

15

15

15

ГТЭС Юрхаровского НГКМ

8

8

8

8

8

8

ГПЭС Вынгапуровского ГПЗ

9

9

9

9

9

9

Новоуренгойская ГТЭС

120

120

120

120

120

120

Муниципальные электростанции
г. Салехарда

53,4

53,4

53,4

53,4

53,4

53,4

Муниципальные электростанции
г. Лабытнанги

73

ГТЭС Русского м/р

125

125

Сальдо перетока («+» дефицит – получение;

«-» избыток – выдача)

781,3

876,3

993,3

1 102,3

983,3

1 026,3

Схема 32. Баланс электрической мощности ЭЭС ЯНАО до 2022 года

Схема 33. Баланс электрической энергии ЭЭС ЯНАО до 2022 года

Перспективный баланс электроэнергии (мощности) ЭЭС ЯНАО на 2017 – 2022 годы характеризуется как дефицитный с увеличением сальдо-перетока из ЭЭС ХМАО - Югры.

4.2.4. Прогноз потребления тепловой энергии на территории ЯНАО на 5-летний период.

В таблице 36 приведен прогноз потребления тепловой энергии на территории ЯНАО на период 2018 – 2022 годов с указанием прогноза по МО.

Таблица 36

Прогноз потребления тепловой энергии на территории ЯНАО

на период 2018 – 2022 годов

№

п/п

Прогноз потребления тепловой энергии

(тыс. Гкал)

2018 год

2019 год

2020 год

2021 год

2022 год

1

2

3

4

5

6

7

Всего по ЯНАО

7 143

7 312

7 393

7 474

7 580

В том числе

1

Город Новый Уренгой

1 526

1 548

1 554

1 591

1 637

2

Город Ноябрьск

1 242,04

1 253,67

1 260,21

1 266,75

1 277,29

3

Город Надым

691,14

691,14

706,76

706,76

716,28

4

Город Салехард

856,2

879,8

903,3

918,5

934

5

Город Губкинский

294,23

294,23

294,23

294,23

294,23

6

Город Лабытнанги

401,06

411,76

418,73

420,16

432,22

7

Пгт Пангоды

195,57

271,21

271,27

271,21

271,27

8

Поселок Тазовский

157,9

153,17

153,17

153,17

153,17

9

Поселок Пурпе

61,13

61,13

61,13

61,13

61,13

10

Село Красноселькуп

91,76

94,51

97,35

100,27

103,28

11

Село Яр-Сале

78,3

78,3

81,9

82

83

12

Пгт Харп

60,07

87

87

87

87

13

Село Сеяха

74,5

74,5

79,8

83,4

86

14

Поселок Ханымей

37,83

37,83

37,83

37,83

37,83

15

Сельское поселение Мужевское

50,1

50,8

52,2

54,4

55

16

Село Аксарка

37,42

37,48

37,48

37,48

37,48

17

Сельское поселение Пуровское

28,32

28,32

28,32

28,32

28,32

18

Поселок Лонгъюган

26,05

26,05

27,55

27,55

27,55

19

Село Газ-Сале

53,78

49,08

49,08

49,08

49,08

20

Сельское поселение Приозерный

47,34

47,34

47,34

47,34

47,34

21

Село Мыс Каменный

42,75

42,75

42,75

42,75

42,75

22

Поселок Ягельный

17,48

17,48

17,48

17,48

17,48

23

Село Новый Порт

18,97

18,97

18,97

18,97

18,97

24

Село Гыда

27,39

25,07

25,07

25,07

25,07

25

Село Белоярск

14,41

14,41

14,41

14,41

14,41

26

Село Антипаюта

24,25

26,04

28,1

28,1

28,1

27

Сельское поселение Горковское

22,9

23,9

25,4

27,3

28

28

Поселок Правохеттинский

21,14

21,14

21,14

21,14

21,14

29

Село Самбург

16,32

16,32

16,32

16,32

16,32

30

Село Панаевск

19,2

19,2

19,4

22,6

23

1

2

3

4

5

6

7

31

Село Салемал

16,1

16,1

16,5

18,4

19

32

Сельское поселение Ныда

22,05

23,96

23,96

24,87

25,37

33

Сельское поселение Овгортское

10,8

11,1

11,7

14,2

15

34

Село Катравож

8,5

8,8

9

9,9

10

35

Пгт Заполярный

19,51

19,51

22,45

22,45

22,45

36

Село Ратта

1,12

1,12

1,12

1,12

1,12

37

Село Толька

38,78

38,78

38,78

38,78

38,78

38

Деревня Харампур

3,98

3,98

3,98

3,98

3,98

39

Село Находка

7,3

7,19

7,19

7,19

7,19

40

Сельское поселение Шурышкарское

5,3

5,6

5,9

6,3

7

41

Село Халясавэй

5,23

5,23

5,23

5,23

5,23

42

Село Кутопьюган

3,98

3,98

3,98

3,98

3,98

43

Сельское поселение Лопхаринское

3

3

3,1

3,2

3

44

Село Питляр

2,2

2,5

2,6

2,9

3

45

Сельское поселение Азовское

1,9

2

2

2

2

46

Город Муравленко

472,3

472,3

472,3

472,3

472,3

47

Город Тарко-Сале

182,8

182,8

182,8

182,8

182,8

48

Поселок Уренгой

97,85

97,85

97,85

97,85

97,85

49

Село Нори

0,25

0,25

0,25

0,25

0,25

50

Село Харсаим

4,96

4,98

4,98

4,98

4,98

4.3. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях ЯНАО.

4.3.1. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях ЯНАО мощностью не менее 5 МВт на 5-летний период.

4.3.1.1. Базовый вариант развития.

Согласно СиПР ЕЭС России на 2017 – 2023 годы в период 2017 – 2022 годов по ЭЭС ЯНАО в соответствии с мероприятиями с высокой вероятностью реализации в 2017 году планируется ввод в эксплуатацию и включение на параллельную работу с ЕЭС Российской Федерации Новоуренгойской ГТЭС установленной мощностью 120 МВт (таблица 37).

4.3.1.2. Умеренно-оптимистический прогноз.

В рамках рассмотрения умеренно-оптимистического прогноза потребления мощности в период 2017 – 2022 годов учтено изменение состава генерирующего оборудования по ЭЭС ЯНАО в соответствии с дополнительными мероприятиями согласно СиПР ЕЭС Россиина 2017 – 2023 годы.

В таблицах 38 – 39 приведены данные по дополнительным объемам и структуре вводов, вывода из эксплуатации и модернизации генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования по ЭЭС ЯНАО в период 2017 – 2022 годов согласно СиПР ЕЭС России на 2017 – 2023 годы. Выполнение дополнительных мероприятий по перемаркировке генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования в ЭЭС ЯНАО в период 2017 – 2023 годы не планируется.

Согласно информации, представленной ООО «Газпром добыча Ямбург», на Ямбургской ГТЭС планируется изменение состава генерирующего оборудования с увеличением установленной мощности на 16 МВт до 88 МВт (таблица 40).

1

Таблица 37

Объемы и структура вводов генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования по ЭЭС ЯНАО до 2022 года, МВт

Электростанция (станционный номер, тип турбины)

Генерирующая компания

Вид топлива

Тип ввода

2017 год

2018 год

2019 год

2020 год

2021 год

2022 год

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Новоуренгойская ГТЭС

ПАО «Газпром»

1 ПГУ КЭС

газ природный

новое строительство

120

Таблица 38

Дополнительные объемы и структура вводов генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования по ЭЭС ЯНАО до 2022 года, МВт

Электростанция (станционный номер, тип турбины)

Генерирующая компания

Вид топлива

Тип ввода

2017 год

2018 год

2019 год

2020 год

2021 год

2022 год

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ГТЭС-72 «Ямбургская»

ПАО «Газпром»

7 ГТ КЭС

газ попутный

новое строительство

20

8 ГТ КЭС

газ попутный

новое строительство

20

9 ГТ-12

газ попутный

новое строительство

12

10 ГТ-12

газ попутный

новое строительство

12

Всего по станции

40

24

ГТЭС Русского м/р

АО «Тюменнефтегаз»

1 ГТ КЭС

газ попутный

новое строительство

125

Таблица 39

Дополнительные объемы и структура вывода из эксплуатации генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования по ЭЭС ЯНАО до 2022 года, МВт

Электростанция (станционный номер, тип турбины)

Генерирующая компания

Вид топлива

Тип ввода

2017 год

2018 год

2019 год

2020 год

2021 год

2022 год

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ГТЭС-72 «Ямбургская»

ПАО «Газпром»

5 ГТ КЭС

газ попутный

замена

12

6 ГТ КЭС

газ попутный

замена

12

Всего по станции

24

Таблица 40

Изменение установленной мощности ГТЭС-72 Ямбургская до 2022 года, МВт

Электростанция (станционный номер, тип турбины)

2017 год

2018 год

2019 год

2020 год

2021 год

2022 год

1

2

3

4

5

6

7

1. Увеличение генерирующей мощности, всего

40

24

247

1.1. Ввод генерирующего оборудования по турбоагрегату (блоку) Г7 ГТЭС-72

20

1.2. Ввод генерирующего оборудования по турбоагрегату (блоку) Г8 ГТЭС-72

20

1.3. Ввод генерирующего оборудования по турбоагрегату (блоку) Г1 ГТЭС-72

12[6]

1.4. Ввод генерирующего оборудования по турбоагрегату (блоку) Г2 ГТЭС-72

126

1.5. Ввод генерирующего оборудования по турбоагрегату (блоку) Г9 ГТЭС-72

12[7]

1.6. Ввод генерирующего оборудования по турбоагрегату (блоку) Г10 ГТЭС-72

127

2. Снижение генерирующей мощности, всего

24

24

24

2.1. Демонтаж генерирующего оборудования по турбоагрегату (блоку) Г1 ГТЭС-72

12

2.2. Демонтаж генерирующего оборудования по турбоагрегату (блоку) Г2 ГТЭС-72

12

2.3. Демонтаж генерирующего оборудования по турбоагрегату (блоку) Г3 ГТЭС-72

126

2.4. Демонтаж генерирующего оборудования по турбоагрегату (блоку) Г4 ГТЭС-72

126

2.5. Демонтаж генерирующего оборудования по турбоагрегату (блоку) Г5 ГТЭС-72

127

2.6. Демонтаж генерирующего оборудования по турбоагрегату (блоку) Г6 ГТЭС-72

127

1

4.3.2. Предложения по вводу новых генерирующих мощностей.

Предложения по вводу новых, модернизации и демонтажу существующих генерирующих мощностей дополнительно к обозначенным в подпункте 4.3.1 пункта 4.3 настоящей схемы отсутствуют.

4.3.3. Структура генерирующих мощностей.

Согласно СиПР ЕЭС России на 2017 – 2023 годы в период 2017 – 2022 годов по ЭЭС ЯНАО в соответствии с мероприятиями с высокой вероятностью реализации в 2017 году планируется ввод в эксплуатацию и включение на параллельную работу с ЕЭС Российской Федерации Новоуренгойской ГТЭС установленной мощностью 120 МВт. Структура установленной мощности электростанций на ЭЭС ЯНАО на 2022 год приведена в таблице 41 и на схеме 34.

Таблица 41

Структура установленной мощности электростанций в ЭЭС ЯНАО
на 2022 год, базовый прогноз

Тип электростанции

Мощность, МВт

1

2

Всего, в т.ч.

1 032,67

ПГУ

625,27

ГТУ

374,4

ПСУ

24

ГПУ

9

Схема 34. Структура установленной мощности электростанций в ЭЭС ЯНАО
на 2022 год, базовый прогноз

В рамках рассмотрения умеренно-оптимистического прогноза потребления мощности в период 2017 – 2022 годов с учетом изменения состава генерирующего оборудования по ЭЭС ЯНАО, в соответствии с дополнительными мероприятиями согласно СиПР ЕЭС России 2017 – 2023 структура установленной мощности электростанций на ЭЭС ЯНАО на 2022 год приведена в таблице 42 и на схеме 35.

Таблица 42

Структура установленной мощности электростанций в ЭЭС ЯНАО
на 2022 год, умеренно-оптимистический прогноз

Тип электростанции

Мощность, МВт

1

2

Всего, в т.ч.

1 174,67

ПГУ

625,27

ГТУ

516,4

ПСУ

24

ГПУ

9

Схема 35. Структура установленной мощности электростанций в ЭЭС ЯНАО
на 2022 год, умеренно-оптимистический прогноз

4.3.4. Потребность электростанций генерирующих компаний в топливе.

В таблице 43 приведены данные о перспективном потреблении топлива генерирующими компаниями, действующими на территории ЯНАО, для базового варианта развития ЭЭС ЯНАО.

1

Таблица 43

Данные о перспективном потреблении топлива на электростанциях генерирующих компаний на территории ЯНАО

Наименование генерирующей компании

Наименование электростанции

Вид топлива

Потребление, тыс. т у.т.

2018 год

2019 год

2020 год

2021 год

2022 год

1

2

3

4

5

6

7

8

АО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация»

Уренгойская ГРЭС

природный газ

713 484

834 716

835 256

834 716

834 716

ООО «НПГЭ»

Ноябрьская ПГЭ

природный газ

275 141

275 141

275 141

275 141

275 141

ООО «Северная ПЛЭС»

ПЭС Надым

природный газ

76 950

76 950

76 950

76 950

76 950

ПАО «Передвижная энергетика»

ПЭС Уренгой

природный газ

43 180

43 180

43 180

43 180

43 180

ПАО «Передвижная энергетика»

ПЭС Лабытнанги

природный газ

72 039

72 039

72 039

72 039

72 039

дизельное топливо

555

555

555

555

555

ООО «Газпром добыча Ямбург»

Ямбургская ГТЭС

природный газ

90 123

90 123

90 123

90 123

90 123

ООО «Газпром добыча Ямбург»

Харвутинская ГТЭС

природный газ

27 244

27 244

28 981

31 104

31 877

ООО «Газпром- добыча Уренгой»

ГТЭС Песцовая

природный газ

21 275

21 965

21 965

22 425

23 230

1

4.3.5. Перечень планируемых новых объектов теплоснабжения, предусмотренных схемами теплоснабжения муниципальных районов и городских округов в ЯНАО.

МО город Салехард.

Согласно схеме развития систем тепло-, электро-, водо-, газоснабжения и водоотведения МО город Салехард на период до 2022 года предусмотрены следующие мероприятия по развитию источников тепловой энергии:

- строительство ЦТП № 5 (13 Гкал/ч), ЦТП № 6 (15 Гкал/ч), ЦТП № 8 (31 Гкал/ч), ЦТП № 10 (9 Гкал/ч), ЦТП № 11 (1 Гкал/ч), ЦТП № 12 (38 Гкал/ч);

- строительство ЦТП № 13 (13 Гкал/ч) в центре нагрузок котельных №№ 13, 16;

- строительство пиковой котельной на площадке ГТЭС-1,2 мощностью 100 Гкал/ч с установкой 5 котлов КВ-ГМ-23, 26-150 единичной производительностью 20 Гкал/ч;

- строительство тепломагистралей для подключения предлагаемых ЦТП к энергетическим комплексам ГТЭС Обдорск с планируемой к строительству «Пиковой котельной ГТЭС-1,2»;

- реконструкция котельной МБК с оснащением ее резервным топливом и использование в качестве резервного источника для потребителей многопрофильного больничного комплекса;

- реконструкция котельной № 35 с увеличением установленной мощности до 54,4 Гкал/ч для теплоснабжения планируемой застройки правого берега р. Шайтанки со строительством тепломагистралей в эту зону;

- строительство «Котельной А» в районе ДЭС-2 установленной мощностью 71 Гкал/ч для теплоснабжения перспективной застройки общественно-деловой зоны правого берега р. Шайтанка;

- строительство ЦТП-А1 (7 Гкал/ч), ЦТП-А2 (7 Гкал/ч), ЦТП-А3 (26 Гкал/ч), ЦТП-А4 (26 Гкал/ч) в перспективной зоне теплоснабжения «Котельной А»;

- реконструкция котельной № 25 с учетом перевода на газ;

- реконструкция Пиковой котельной ДЭС-1 с увеличением установленной тепловой мощности до 25,8 Гкал/ч.

МО город Новый Уренгой.

Согласно схеме теплоснабжения МО город Новый Уренгой на 2017 год и на перспективу до 2028 года предусмотрены следующие мероприятия по развитию источников тепловой энергии:

- техническое перевооружение котельной № 4 с увеличением мощности блока № 4/2 до 93,04 МВт (80 Гкал/час), в том числе ПИР;

- модернизация и техническое перевооружение котельной № 1, в том числе реконструкция котла ПТВМ 1 (замена конвективных пакетов), реконструкция котла ПТВМ 3 (замена конвективных пакетов);

- реконструкция и техническое перевооружение котельной № 2, в том числе ПИР;

- техническое перевооружение котельной № 3 (строительство котельной № 3-2, техническое перевооружение котельной № 3-1), в том числе ПИР (строительство котельной № 3-2 мощностью 69,78 МВт (60 Гкал/ч), техническое перевооружение котельной № 3-1).

- реконструкция ЦТП-1 в районе Лимбяяха в планировочном районе 06:02 (мкр. Надежда) с увеличением мощности до 10 Гкал/ч;

- реконструкция ЦТП-2 в районе Лимбяяха в планировочных районах 06:02, 06:01 с увеличением мощности до 6,5 Гкал/ч;

- реконструкция ЦТП-4 в районе Лимбяяха в планировочном районе 06:01 с увеличением мощности до 11,0 Гкал/ч;

- реконструкция и техническое перевооружение котельной № 3;

- реконструкция и техническое перевооружение котельной № 9, в том числе реконструкция оборудования ВРУ-0,4 кВ;

- реконструкция и техническое перевооружение котельной № 17 (включая газификацию и строительство сетей газоснабжения);

- внедрение АСКУЭ и поагрегатного учета топливно-энергетических ресурсов на котельных №№ 1, 2, 3, 4, 5, 7, 9, 10;

- модернизация существующих и установка дополнительных конденсаторных установок со ступенчатым регулированием на котельных и ЦТП (котельные № 1, 2, 3, 4);

- реконструкция электрооборудования систем освещения котельных №№ 5, 14, 1, 11, 12, 2, 4 ОАО «Уренгойтеплогенерация-1» с применением энергосберегающих ламп;

- техническое перевооружение источников тепловой энергии котельных г. Нового Уренгоя и района Коротчаево с целью повышения эффективности работы систем теплоснабжения в рамках капитального ремонта;

- техническое перевооружение котельной № 6 ООО «Газпром энерго»;

- техническое перевооружение котельной ЦОСК ОАО «Уренгойгорводоканал»;

- техническое перевооружение котельной ГВС СВХ ОАО «Уренгойгорводоканал».

МО город Ноябрьск.

Согласно схеме теплоснабжения МО город Ноябрьск на 2012 – 2027 годы предусмотрены следующие мероприятия по развитию источников тепловой энергии:

- строительство автоматизированной газовой котельной в мкр. «10» установленной мощностью 400 МВт с наружными сетями инженерного обеспечения, в т.ч. ПИР;

- строительство котельной мощностью 100 МВт в районе мкр. «П-10», в т.ч. ПИР;

- строительство блочно-модульной котельной комплексов «Озерный-1» и «Озерный-2» установленной мощностью до 10 МВт с замещением мощностей ЦТП-28, 29;

- строительство автономного источника теплоснабжения жилого поселка «Северная Нива» – блочной модульной котельной с наружными сетями инженерного обеспечения, в т.ч. ПИР;

- строительство блочно-модульной котельной в мкр. «МЦ» с подключением к системе газоснабжения, прокладкой тепловой сети (450 п. м) и размещением теплообменников для резервного подключения объектов «Больничного городка» к существующей системе теплоснабжения (в т.ч. ПИР);

- подключение БМК-6 как резервного источника теплоснабжения п. МК-87, п. МК-15, п. СМП-329, п. АТХ Геология;

- автоматизация котельной КВГМ - 100 (котлы 2 – 5) с реконструкцией газовой обвязки и оборудования согласно требованиям норм и правил. Автоматизация общекотельного оборудования до «верхнего уровня управления»;

- обустройство системы оборотного водоснабжения в котельной КВГМ-100;

- перевод резервуаров хранения аварийного запаса нефти для котельных КВГМ-100 и ДЕ-16 на дизельное топливо с предварительными техосвидетельствованием и ревизионно-восстановительными работами;

- проектирование и замена ГРУ ДЕ 16/14 котельной № 1 мкр. Вынгапуровский;

- модернизация системы автоматики ДЕ 16 котельной № 1 (в т.ч. ПИР), мкр. Вынгапуровский;

- установка частотных преобразователей на насосное оборудование котельной № 1, мкр. Вынгапуровский;

- замена отработавшего нормативный срок аварийного источника электроснабжения котельной № 1, мкр. Вынгапуровский;

- установка приборов учета потребления энергоресурсов в котельных № 1, 2, мкр. Вынгапуровский;

- модернизация и техническое перевооружение котельной станции Ноябрьск-1 (перевод котельного оборудования на водогрейный режим, замена котлов);

- модернизация котельной КВГМ-100.

МО город Губкинский.

Согласно схеме теплоснабжения МО город Губкинский на 2016 год и на перспективу до 2030 года предусмотрены следующие мероприятия по развитию источников тепловой энергии:

- модернизация городской котельной (установленная тепловая мощность – 36 Гкал/ч).

МО город Муравленко.

Схемой теплоснабжения МО город Муравленко на период 2012 – 2027 годов предусмотрены следующие мероприятия по развитию теплосетевого хозяйства:

- модернизация и автоматизация котельной КОС;

- модернизация оборудования ЦТП № 3б;

- модернизация оборудования ЦТП БК;

- модернизация оборудования ЦТП № 7;

- модернизация оборудования ЦТП № 1;

- модернизация оборудования ЦТП № 4а;

- строительство двух новых ЦТП в микрорайоне № 8.

МО город Лабытнанги.

Согласно схеме теплоснабжения МО город Лабытнанги на 2017 год и на перспективу до 2023 года предусмотрены следующие мероприятия по развитию источников тепловой энергии:

- реконструкция котельной № 1 с заменой котлов ДКВР 10 – 13 на водогрейные котлы КСВ-8,0;

- реконструкция котельной № 8 «Орбита» с увеличением мощности до 27,9 Гкал/ч;

- реконструкция котельной № 12 (перевод на газообразный вид топлива);

- консервация котельной № 5.

МО Красноселькупский район.

Согласно схеме теплоснабжения МО Красноселькупский район на 2014 год и на перспективу до 2028 года предусмотрены следующие мероприятия по развитию источников тепловой энергии:

- строительство и ввод в эксплуатацию 2 очереди котельной № 5 «Термаль-26 МВт» установленной тепловой мощностью 11 МВт (9,46 Гкал/ч) в с. Красноселькуп;

- строительство газопоршневой электростанции (ГПЭС) установленной электрической мощностью 8 МВт и тепловой мощностью 4,424 Гкал/ч в с. Красноселькуп;

- реконструкция котельной № 5 «Термаль» в с. Красноселькуп;

- техническое перевооружение котельной № 4 «Октан»;

- ввод в эксплуатацию котельной № 2 «Октан» установленной тепловой мощностью 15 МВт (12,90 Гкал/ч) в сельском поселении Толькинское;

- строительство газопоршневой электростанции (ГПЭС) установленной электрической мощностью 4 МВт и тепловой мощностью 2,212 Гкал/ч в сельском поселении Толькинское;

- строительство и ввод в эксплуатацию новой котельной № 1 установленной тепловой мощностью 15 МВт (12,90 Гкал/ч) в сельском поселении Толькинское;

- техническое перевооружение котельной № 2 «Октан»;

- увеличение суммарной установленной тепловой мощности существующей дизельной котельной с 1,4 МВт до 3,0 МВт в с. Ратта.

МО Надымский район.

Согласно схемам теплоснабжения МО Надымский район на 2014 год и на перспективу до 2028 года предусмотрены следующие мероприятия по развитию источников тепловой энергии:

- строительство новой газопоршневой электростанции с утилизацией тепла уходящих дымовых газов (Надымской ТЭЦ) с размещением на территории существующей промплощадки общегородской котельной № 1 установленной мощностью 23,28 МВт, 133,26 Гкал/ч;

- строительство и ввод в эксплуатацию новой водогрейной котельной 60 МВт (51,6 Гкал/ч), предназначенной для теплоснабжения 13 и 15 микрорайонов, со схемой выдачи тепловой мощности в г. Надыме;

- увеличение установленной тепловой мощности общегородской котельной № 2 на 42,114 Гкал/ч для выдачи в тепловую сеть г. Надыма;

- увеличение установленной тепловой мощности общегородской котельной № 2 за счет установки дополнительного водогрейного котла 30 МВт (25,8 Гкал/ч) в г. Надыме;

- техническое перевооружение котельной КОС с заменой основного и вспомогательного технологического оборудования в г. Надыме;

- техническое перевооружение котельной Правобережный с заменой основного и вспомогательного технологического оборудования в г. Надыме;

- техническое перевооружение котельных поселков СУ-934, СМУ-1, АТБ-6 № 1, АТБ-6 №2, МО-65 с заменой основного и вспомогательного технологического оборудования в связи с истечением сроков службы или выработки ресурса в г. Надыме;

- капитальное строительство объекта «Автоматизированный блочно-модульный тепловой пункт и сети ГВС» (пгт Пангоды);

- капитальное строительство объекта «Автоматизированная блочно-модульная котельная для выработки пара производительностью 14,0 т/ч» (пгт Пангоды);

- строительство АСДУ объектами энергоснабжения пгт Пангоды;

- монтаж комплекса тепловых энергоустановок (вспомогательного оборудования для обеспечения горячего водоснабжения пгт Пангоды);

- монтаж комплекса тепловых энергоустановок (вспомогательного оборудования для обеспечения тепловой энергией котельной 72 МВт) (пгт Пангоды);

- замена водогрейных котлов котельных № 1 и № 3 ввиду износа основного оборудования, прошедшего капитальный ремонт в 2003 – 2006 годах (с.п. Приозерный);

- строительство новых котельных с установленной тепловой мощностью 30,96 Гкал/ч в с. Ныда.

МО Шурышкарский район.

Согласно схеме теплоснабжения МО Шурышкарский район на 2014 год и на перспективу до 2028 года предусмотрены следующие мероприятия по развитию источников тепловой энергии:

- строительство источников тепловой энергии (котельная № 1 с установленной тепловой мощностью 18,04 Гкал/ч) в сельском поселении Мужевское;

- строительство котельной в с. Восяхово установленной тепловой мощностью 5,16 Гкал/ч;

- увеличение тепловой мощности котельной № 8 до 14,96 Гкал/час для теплоснабжения южной части сельского поселения Мужевское за счет ввода в работу дополнительного блока мощностью 5,16 Гкал/ч;

- строительство источника тепловой энергии (котельная с установленной тепловой мощностью 7,74 Гкал/ч) в с. Шурышкары;

- строительство источников тепловой энергии (котельная с установленной тепловой мощностью 5,16 Гкал/ч) в с. Лопхари;

- строительство источников тепловой энергии (котельная с. Азовы с установленной тепловой мощностью 5,16 Гкал/ч).

МО Тазовский район.

Согласно схемам теплоснабжения МО Тазовский район на 2014 год и на перспективу до 2028 года предусмотрены следующие мероприятия по развитию источников тепловой энергии:

- строительство и ввод в эксплуатацию новой котельной установленной тепловой мощностью Qуст =20 МВт (17,197 Гкал/ч) для замещения тепловой мощности существующей котельной в селе Газ-Сале;

- строительство и ввод в эксплуатацию новой установки приготовления воды для подпитки тепловой сети с вакуумным деаэратором, насосами подпитки тепловойсети и установкой двух баков аккумуляторов горячей воды Vстр = (2 х 150) = 300 м3 в селе Газ-Сале;

- вывод из эксплуатации существующей котельной (с демонтажем котельного оборудования) в связи с выработкой основным оборудованием нормативногосрока службы и замещением ее тепловой мощности новой котельной с Qуст = 20 МВт в селе Газ-Сале;

- строительство нового распределительного коллектора РК-1 на выводе изновой котельной с Qуст = 20 МВт для организации возможности отключения и регулирования требуемых напоров для I и II выводов, установки измерительных участков расходомеров, монтажа системы защиты с БСК, подключения коллекторов от резервных СН в существующей котельной в селе Газ-Сале;

- строительство и ввод в эксплуатацию к 2017 году новой водогрейной котельной № 1 установленной тепловой мощностью Qyст = 6,5 МВт (5,589 Гкал/ч) с замещением тепловой мощности существующей котельной № 1 «Глубокое» (с переводом ее в резерв и последующим демонтажем после ввода в эксплуатацию новой резервирующей перемычки 20325 мм с котельной № 3 «Новая») в с. Антипаюта;

- реконструкция котельной № 3 «Новая» с заменой существующих сетевых насосов К 200-150-315 на более высоконапорные с установкой преобразователей частоты и увеличением пропускной способности внутреннего тракта сетевой воды, строительством нового распределительного коллектора на выходе из котельной в с. Антипаюта;

- техническое перевооружение котельной № 3 «Новая» в с. Антипаюта;

- строительство распределительного коллектора РК1 на выводе из новой котельной № 1 (6,5 МВт) в с. Антипаюта;

- строительство и ввод в эксплуатацию новой водогрейной котельной установленной тепловой мощностью 15 МВт (12,898 Гкал/ч) с замещением тепловой мощности существующих котельных № 1 и № 2 в с. Гыда;

- строительство новой газопоршневой электростанции (ГПЭ) со схемой выдачи электрической мощности (электрическая мощность 4,0 МВт, тепловая мощность 2,212 Гкал/ч) в с. Гыда;

- техническое перевооружение котельных № 1 и № 2 в с. Гыда;

- вывод из эксплуатации и демонтаж котельных № 1 и № 2 в связи с выработкой основным оборудованием нормативного срока службы и замещением ее тепловой мощности новой котельной (15,0 МВт) в с. Гыда;

- строительство распределительного коллектора РК-1 тепловых сетей на выводе из новой котельной (15,0 МВт) в с. Гыда;

- реконструкция существующей котельной 6 МВт с изменением схемы подпитки котлового контура, установкой схемы дозировки комплексона, монтажом стационарной схемы промывки ВВП, монтажом установки деаэрации подпиточной воды с Q= 10 м3/ч и установкой двух баков аккумуляторов Vстр = (2 х 50) = 100 м3 и пр. с. Находка;

- техническое перевооружение котельной 6 МВт в связи с переводом на природный газ для выполнения требований СНиП II-35-76, ПБ 12-529-03 и ПБ 10-574-03 (в том числе внутреннее газоснабжение котельной, датчики загазованности, термозапорный клапан, система вентиляции и пр.) с. Находка;

- строительство нового распределительного коллектора РК-1 тепловых сетей на выводе из котельной для организации схемы распределения теплоносителя по направлениям в с. Находка;

- строительство и ввод в эксплуатацию в 2017 и 2018 годах новой газопоршневой электростанции ГПУ-ТЭЦ (Nэл = (4 ГПА х 4,0 МВт + (4,0)) = 16,0(20) МВт, Qтепл = ((30 + 7,44) + 7,44 + 3,72) = 45(48,58) Гкал/ч) со схемой выдачи тепловой и электрической мощности с замещением тепловой мощности существующих котельных № 1, 4, 6, 7, 8 и 82 («Термакс») в пов. Тазовский;

- реконструкция и техническое перевооружение существующих котельных сохраняемых в эксплуатации и резерве в пос. Тазовский: котельная № 2 «Геофизики» (реконструкция), котельная № 11 «Аэропорт» (реконструкция), котельная № 8 «Интернат» (техническое перевооружение), котельная № 4 «Рыбозавод» (реконструкция с переводом в режим насосной станции на обратном трубопроводе);

- вывод из эксплуатации и демонтаж котельного оборудования в морально устаревших котельных № 1, 4, 6, 7 в связи с выработкой основным оборудованием нормативного срока службы и замещением их тепловой мощности новой газопоршневой электростанцией ГПУ-ТЭЦ (Qуст = 45,0 Гкал/ч) в пос. Тазовский.

Пуровский район.

Согласно схеме теплоснабжения МО Пуровский район на 2014 год и на перспективу до 2028 года предусмотрены следующие мероприятия по развитию источников тепловой энергии:

- строительство блочно-модульной котельной мощностью 5,0 МВт (4,3 Гкал/ч) в с. Сывдарма;

- строительство 2-го блока котельной № 3 пос. Пуровск (2 котла КВСА-2,0 мощностью 1,72 Гкал/ч каждый) в целях устранения дефицита мощности и обеспечения перспективной тепловой нагрузки потребителей;

- строительство новой котельной в районе котельной № 2 с объединением зон действия выводимых из эксплуатации котельных № 1 и № 2 в пос. Пурпе;

- строительство новой котельной в районе артезианских скважин по ул. Аэродромная с объединением зон действия выводимых из эксплуатации котельных № 3 и № 4 в п. Пурпе;

- строительство новой котельной в п. Пурпе с объединением зон действия выводимых из эксплуатации котельных № 6 и № 8;

- строительство новой блочно-модульной котельной в районе котельной № 9 в п. Пурпе;

- строительство новой котельной в мкр. Ямальский-2 в п. Пурпе;

- увеличение мощности новой котельной в районе котельной № 2 на Гкал/ч в п. Пурпе;

- установка новых водогрейных котлов мощностью 10 Гкал/ч (3 ед.) и 5 Гкал/ч (2 ед.) в п. Ханымей;

- строительство блочно-модульной котельной на территории базы отдыха мощностью 3,0 Гкал/ч в д. Харампур.

Приуральский район.

Программой комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры МО Приуральский район на период 2015 – 2019 годов предусмотрены следующие мероприятия по развитию теплосетевого хозяйства:

- строительство автоматизированной блочной котельной п. Горнокнязевск установленной мощностью 0,5 МВт (0,43 Гкал/ч), располагаемой в районе компактно сгруппированной общественной застройки населенного пункта;

- модернизация котельной № 2 с. Аксарка с заменой котла КИМАК на новый в связи с истечением срока службы;

- техническое перевооружение котельной № 1 с. Аксарка с монтажом дополнительного котла ТТ-100-6500, установленной мощностью 6,5 МВт, в т.ч. строительство здания (пристроя) в капитальном исполнении, сооружение трубопроводов и пуско-наладочные работы;

- модернизация котельной № 1 с. Аксарка с заменой котлов КИМАК на новые;

- модернизация котельной № 5 с. Аксарка с заменой котлов ВК-22 на новые в связи с истечением срока службы;

- строительство котельной с. Белоярск установленной мощностью 17,5 Гкал/ч, располагаемой на севере территории населенного пункта в коммунально-складской зоне;

- строительство блочно-модульной котельной общественной застройки д. Лаборовая установленной мощностью 2,1 Гкал/ч, располагаемой в центре территории населенного пункта вблизи компактно сгруппированной общественной застройки;

- строительство блочно-модульной котельной п. Щучье установленной мощностью 2,58 Гкал/ч, расположенной на территории существующего источника;

- монтаж блочной котельной мощностью 9,0 МВт (7,74 Гкал/ч) в с. Катравож;

- сокращение излишней мощности районной котельной за счет вывода из эксплуатации котлов, выработавших ресурс, на районной котельной (ДКВР 20/14, ДЭ 25/14) в пгт Харп;

- замена 3 водогрейных котлов ПТВМ-30 по сроку эксплуатации на современные котлы общей мощностью 105 Гкал/ч в пгт Харп;

- замена ВПУ на меньшую по производительности в связи с исчерпанием срока службы (производительность 20 т/ч) в пгт Харп.

4.3.4. Предложения по переводу на парогазовый цикл с увеличением мощности действующих котельных.

В настоящее время комбинированная выработка тепловой и электрической энергии осуществляется на следующих электростанциях энергосистемы ЯНАО: Уренгойская ГРЭС (установленная тепловая мощность 410 Гкал/час, осуществляет теплоснабжение р-на Лимбяяха г. Новый Уренгой), Ноябрьская ПГЭ (установленная тепловая мощность 95 Гкал/час, ООО «Ноябрьская ПГЭ» после завершения инвестиционного проекта по обеспеченю выдачи тепловой мощности (начало с 01 октября 2016 года) комерческий отпуск тепловой энергии в систему теплоснабжения г. Ноябрьска), ТЭС пгт Харп (осуществляет теплоснабжение пгт Харп), ГПЭС с. Аксарка (осуществляет теплоснабжение с. Аксарка).

Газотурбинные электростанции нефтяных и газовых месторождений имеют возможность получения тепла на котлах-утилизаторах в комбинированном цикле. На данный момент вся получаемая тепловая энергия с котлов-утилизаторов обеспечивает инфраструктуру месторождений. По причине удаленности ГТЭС от основных потребителей тепловой энергии (коммунальные сети МО) возможность снабжения теплом от данных ГТЭС МО отсутствует.

На ГТЭ-24, ГТГ-3, ГТГ-4 г. Лабытнанги существует возможность выработки тепла в комбинированном цикле на котлах-утилизаторах станций. Для того чтобы станции г. Лабытнанги могли снабжать город тепловой энергией, необходимо разработать проект выделения тепла в сети теплоснабжения города.

В г. Муравленко в 2011 году на территории котельная «Центральная» введена в эксплуатацию паровинтовая машина мощностью 1,0 МВт. Внедрение ПВМ-1000 и эффективное использование её мощности в сетях ВОС и ЦК позволило снизить потребление электроэнергии от сетей МУП «МПГЭС». Имеется техническая возможность установки на территории Центральной котельной Блок-2 ПВМ-1,0МВт.

4.4. Прогноз возможных объемов развития энергетики ЯНАО на основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и местных видов топлива.

4.4.1 Ветроэнергетика.

Наиболее перспективной территорией по вводу ветрогенерирующих установок является северо-западная часть ЯНАО – Ямальский и часть Приуральского районов с удельным ветровым потенциалом до 1 кВт/м2. Потенциал развития генерации электроэнергии на ветрогенерирующих установках можно оценить по схеме 36.

Схема 36. Распределение удельного ветропотенциала (Вт/м2) на высоте 100 м

Наиболее перспективным является ввод ветрогенерирующих установок в территориально удаленных от ЕЭС Российской Федерации районах для электроснабжения нефтяных, газовых месторождений и удаленных поселений без подключения ветрогенерирующих установок к ЕЭС Российской Федерации. Резервным источником электроэнергии в данном случае будет являться маневренная дизельная установка.

Ввод ветрогенерирующих установок позволит снизить зависимость отдаленных регионов от дизельного топлива, а также будет способствовать снижению себестоимости электроэнергии в этих регионах.

4.4.2. Гидроэнергетика.

Водные ресурсы ЯНАО содержат порядка 48 тыс. рек, самыми крупными из которых являются Обь в ее устье, а также реки Надым, Таз и Пур. Река Обь в пределах ЯНАО течет двумя мощными рукавами. Речная сеть составляет примерно 0,53 км на 1 км2 площади. Таким образом, большое количество водоносных артерий может быть использовано для развития сегмента генерации электроэнергии малыми ГЭС.

4.4.3. Приливная энергетика.

Территория ЯНАО включает побережье Карского моря и многочисленных заливов, в число которых входит Обская губа. Поэтому перспективным может оказаться развитие возобновляемых источников энергии, основанной на энергии приливов – приливных электростанций. Однако у данного типа электростанции присутствует существенный недостаток – изменяющаяся в течение суток мощность. Данный недостаток требует обязательной работы электростанции параллельно с энергосистемой либо резервирование электростанции работой иных электростанций и, как следствие, дополнительное сетевое строительство, что повышает стоимость возведения станции и ее инфраструктуры и снижает выгоду от дешевизны энергии, вырабатываемой станцией.

4.4.4. Солнечная энергетика.

Данный вид энергетики основывается на преобразовании электромагнитного солнечного излучения в электрическую или тепловую энергию. Потенциал развития солнечной энергетики в ЯНАО определяется тем, что выработка солнечной энергии в первую очередь зависит от географической широты, от погоды и времени суток и необходимости очистки панелей от снега и пыли. На схеме 37 приведена карта суммарной солнечной радиации в день на территории Российской Федерации.

Схема 37. Карта потока солнечной радиации, приходящегося на м2 за один день
на территории России

По приведенной выше карте можно отметить, что по территории ЯНАО суммарная солнечная радиация на 1 м2 в течение дня распределяется следующим образом: на западе – от 3 до 3,5 кВт∙ч/м2, в центральной, южной и северо-западной частях – от 3,5 до 4 кВт∙ч/м2, в северо-восточной части – от 4 до 4,5 кВт∙ч/м2. При этом продолжительность солнечного сияния по территории ЯНАО составляет менее 1 700 часов в год. Карта продолжительности сияния приведена на схеме 38.

Схема 38. Карта продолжительности солнечного сияния

По приведенным выше картам можно приблизительно оценить максимальную возможную величину выработки электроэнергии на территории ЯНАО: 170 – 200 млн кВт∙ч за год. С учетом нахождения более половины территории ЯНАО за Полярным кругом можно утверждать, что выработка электроэнергии на солнечных электростанциях может 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 и 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 на территории ЯНАО экономически и технически нецелесообразно.

4.4.5. Биоэнергетика.

Данный сегмент ВИЭ 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 6 тыс. м3). В связи с тем, что в ЯНАО посевные площади растений, отходы которых могут быть использованы для производства биотоплива, крайне малы, а поголовье крупного рогатого скота не более 1 000 голов, свиней не более 2 200 голов и птицы не более 1 900, использование данного типа сырья для выработки электроэнергии в промышленных масштабах не является перспективным. Расчеты, проведенные по существующим методикам, исходя из удельных показателей объема биогаза, которые возможно получить из отходов животноводства, показывают, что выход биогаза при применении технологии утилизации отходов может составить около 450 тыс. м3 или 320 т у.т. Также возможно получение биотоплива из твердых бытовых отходов и на очистных сооружениях. При переработке 25 м3 сточных вод можно получить около 1 м3 биогаза или 0,0007 т у.т. При переработке 1 т твердых бытовых отходов можно получить 70 – 115 м3 биогаза или 0,05 – 0,08 т у.т.

Для биотоплива второго поколения требуются достаточно большие посевные площади. Но в ЯНАО распространены следующие виды почв: тундровые, глеевые, арктические, торфяно-болотные и подзолистые почвы в приречных районах. В связи с большим количеством болот, избыточно увлажненных территорий и вечной мерзлоты территории, на которых возможно возделывание растений – источников сырья, присутствуют в малом количестве. В связи с непригодностью почв и коротким земледельческим сезоном получение биотоплива второго поколения на территории ЯНАО не имеет перспективы.

Биотопливо третьего поколения получается из специальных водорослей с высоким содержанием масла. Такие виды водорослей очень чувствительны к низкой температуре и требуют высокую температуру для активного роста. В условиях затяжной зимы (более 8 месяцев) и среднегодовой температуры на уровне -10ºС данная технология в открытых водоемах (на территории ЯНАО находится порядка 300 000 озер) не может быть применена.

4.5. Общая оценка балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на пятилетний период.

4.5.1. Базовый вариант развития.

В разделе представлены перспективные балансы электроэнергии и мощности ЭЭС ЯНАО на 2018 – 2022 годы, учитывающие перспективный прогноз электроэнергии (мощности), соответствующий СиПР ЕЭС на 2017 – 2023 годы.

Перспективный баланс электрической энергии и мощности ЭЭС ЯНАО на 2018 – 2022 годы приведен в таблицах 44 и 45.

Таблица 44

Перспективный баланс электрической энергии ЭЭС ЯНАО
на период 2018 – 2022 годов, млн кВт·ч

Показатель

2018 год

2019

год

2020

год

2021

год

2022

год

ъ

1

2

3

4

5

6

Электропотребление, млн кВт∙ч

11 428

11 565

11 715

11 921

12 405

Собственная выработка, млн кВт∙ч

4352

4384

4418

4480

4558

Среднегодовые темпы прироста электропотребления, %

1,13

1,20

1,30

1,76

4,06

Сальдо-переток

(«+» дефицит – получение;

«-» избыток – выдача)

7 076

7 181

7 297

7 441

7 847

Таблица 45

Перспективный баланс электрической мощности ЭЭС ЯНАО
на период 2018 – 2022 годов, МВт

Показатель

2018 год

2019 год

2020 год

2021 год

2022 год

1

2

3

4

5

6

Потребление – всего

1 545

1 555

1 575

1 605

1 665

Установленная мощность электростанций – всего

1032,67

1032,67

1032,67

1032,67

1032,67

В т.ч. Уренгойская ГРЭС

529,7

529,7

529,7

529,7

529,7

Ноябрьская ПГЭ

119,57

119,57

119,57

119,57

119,57

ПЭС Надым

24

24

24

24

24

ПЭС Уренгой

72

72

72

72

72

ГТЭС Ямбургская

72

72

72

72

72

ГТЭС Харвутинская

10

10

10

10

10

ГТЭС Песцовая

15

15

15

15

15

ГТЭС Юрхаровского НГКМ

8

8

8

8

8

ГПЭС Вынгапуровского ГПЗ

9

9

9

9

9

Новоуренгойская ГТЭС

120

120

120

120

120

Муниципальные электростанции

г. Салехарда

53,4

53,4

53,4

53,4

53,4

Сальдо перетока («+» дефицит – получение; «-» избыток – выдача)

512,33

522,33

542,33

572,33

632,33

Перспективный баланс электроэнергии (мощности) ЭЭС ЯНАО на 2018 – 2022 годы характеризуется как дефицитный. Рост потребления ЭЭС ЯНАО планируется в основном за счет присоединения энергорайона г. Салехарда (до 60 МВт потребления электрической мощности в период до 2022 года) и ввода промышленного предприятия ООО «НГХК» (110 МВт). Данный рост электропотребления покрывается за счет ввода Новоуренгойской ГТЭС и электростанций энергорайона г. Салехарда.

Таким образом, перспективный баланс электроэнергии (мощности) на 2018 – 2022 годы сохранится дефицитным с небольшим увеличением сальдо-перетоков из ЭЭС ХМАО.

4.5.2. Умеренно-оптимистический вариант развития.

Перспективный баланс электрической энергии и мощности ЭЭС ЯНАО на 2018 – 2022 годы приведен в таблицах 46 и 47.

Таблица 46

Перспективный баланс электрической энергии ЭЭС ЯНАО
на период 2018 – 2022 годов, млн кВт·ч

Наименование показателя

2018 год

2019 год

2020 год

2021 год

2022 год

1

2

3

4

5

6

Электропотребление, млн кВт∙ч

14416

15365

15464

15486

16398

Собственная выработка, млн кВт∙ч

4521

4554

4179

4780

5185

Среднегодовые темпы прироста электропотребления, %

6,20

6,58

0,64

0,14

5,89

Сальдо перетока

(«+» дефицит – получение;

«-» избыток – выдача)

9 896

10 811

11 285

10 707

11 213

Таблица 47

Перспективный баланс электрической мощности ЭЭС ЯНАО
на период 2018 – 2022 годов, МВт

Показатель

2018 год

2019 год

2020 год

2021 год

2022 год

1

2

3

4

5

6

Потребление – всего

1 949

2 066

2 079

2 085

2 201

Установленная мощность электростанций – всего

1072,67

1072,67

1048,67

1173,67

1246,67

В т.ч. Уренгойская ГРЭС

529,7

529,7

529,7

529,7

529,7

Ноябрьская ПГЭ

119,57

119,57

119,57

119,57

119,57

ПЭС Надым

24

24

24

24

24

ПЭС Уренгой

72

72

72

72

72

ГТЭС Ямбургская

112

112

88

88

88

ГТЭС Харвутинская

10

10

10

10

10

ГТЭС Песцовая

15

15

15

15

15

ГТЭС Юрхаровского НГКМ

8

8

8

8

8

ГПЭС Вынгапуровского ГПЗ

9

9

9

9

9

Новоуренгойская ГТЭС

120

120

120

120

120

Муниципальные электростанции

г. Салехарда

53,4

53,4

53,4

53,4

53,4

Муниципальные электростанции

г. Лабытнанги

0

0

0

0

73

ГТЭС Русского м/р

0

0

0

125

125

Сальдо перетока

(«+» дефицит – получение;

«-» избыток – выдача)

876,3

993,3

1 030,3

911,3

954,3

4.6. Перечень планируемых к вводу электросетевых объектов.

4.6.1. Анализ отчетного потокораспределения основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы на территории ЯНАО.

Расчеты электроэнергетических режимов ЭЭС ЯНАО для отчетных режимов зимних и летних нагрузок сети при нормативных возмущениях в электрической сети 110–500 кВ ЭЭС ЯНАО выполнены для нормальной и основных ремонтных схем с использованием программного комплекса «RastrWin».

Электрические нагрузки на ПС 110 кВ и выше ЭЭС ЯНАО приняты в соответствии с летним и зимним контрольными замерами 2016 года.

Расчеты проведены для режимов зимних максимальных нагрузок рабочего дня, зимних минимальных нагрузок рабочего дня, летних максимальных нагрузок рабочего дня, летних минимальных нагрузок выходного дня. При выполнении расчетов и анализа электрических режимов температура воздуха для зимнего периода принята минус 5⁰ С, для летнего периода – плюс 25⁰ С.

Нормативные возмущения определены согласно методическим указаниям по устойчивости энергосистем, утвержденным приказом Минэнерго России от 30.06.2003 № 277[8].

Учитывая, что загрузка автотрансформаторного оборудования в зимний период значительно превышает загрузку в летний период, рекомендуется ремонты автотрансформаторного оборудования выполнять в летний период. В связи с этим при выполнении расчетов электрических режимов сети 110 кВ и выше принято, что в зимний период плановые ремонты трансформаторного оборудования не проводятся.

Результаты анализа отчетного потокораспределения основной электрической сети ЭЭС ЯНАО приведены в настоящем подпункте.

4.6.2. Электрические расчеты режимов основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы на территории ЯНАО на 2018 – 2022 годы.

Расчеты электроэнергетических режимов ЭЭС ЯНАО для отчетных режимов зимних и летних нагрузок сети при нормативных возмущениях в электрической сети 35 – 500 кВ ЭЭС ЯНАО выполнены для нормальной и основных ремонтных схем на 2017 – 2022 годы с использованием программного комплекса «RastrWin».

Расчеты проведены для режимов зимних максимальных нагрузок рабочего дня, зимних минимальных нагрузок рабочего дня, летних максимальных нагрузок рабочего дня, летних минимальных нагрузок выходного дня.

Нормативные возмущения определены согласно методическим указаниям по устойчивости энергосистем, утвержденным приказом Минэнерго России от 30.06.2003 № 277[9].

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.

Учитывая, что загрузка автотрансформаторного оборудования в зимний период значительно превышает загрузку в летний период, рекомендуется ремонты автотрансформаторного оборудования выполнять в летний период. В связи с этим при выполнении расчетов электрических режимов сети 110 кВ и выше принято, что в зимний период плановые ремонты трансформаторного оборудования не проводятся.

4.6.2.1. Базовый вариант развития.

В качестве исходной информации при проведении анализа режимов работы схемы электрической сети 110 кВ и выше ЭЭС ЯНАО на перспективу развития 2018 – 2022 годов были использованы данные о развитии энергосистемы в соответствии с СиПР ЕЭС 2017 – 2023 годов, а также мероприятиями инвестиционных программ ПАО «ФСК ЕЭС», АО «Тюменьэнерго» и крупных потребителей по вводу электросетевого оборудования, по которым выданы технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям. Перечень вышеуказанных мероприятий приведен в таблице 48.

При анализе перспективного развития ЭЭС ЯНАО учтено объединение на параллельную работу ЭЭС ЯНАО с Ванкорским промышленным участком (ВПУ).

Таблица 48

Перечень объектов электросетевого строительства на территории ЭЭС ЯНАО
на период 2017 – 2022 годов

№ п/п

Электросетевой объект

Параметры объекта

Год ввода

Основание для выполнения мероприятия

км

МВА, Мвар

1

2

3

4

5

Электросетевые объекты, включенные в проект СиПР ЕЭС России на 2017 – 2023 годы

1

Строительство ПС 220 кВ Исконная с шлейфовыми заходами ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой

1х4,177

1х4,19

1х125

2017

обеспечение технологического присоединения в Северном энергорайоне (район

ПС 220 кВ Уренгой)

2

Строительство ПС 220 кВ Ермак с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея

1х80,2

1х80,4

2х125

2х40

2х63 (УШР)

2018

обеспечение технологического присоединения потребителей АО «Транснефть – Сибирь» и ОАО «Тюменнефтегаз»

3

Строительство ПС 220 кВ Славянская с ВЛ 220 кВ

Ермак – Славянская № 1, 2

2х143

2х25

2018

Электросетевые объекты, включенные в Технические условия на технологическое присоединение

4

Строительство ВЛ 110 кВ Исконная – Лимбя-Яха

2х10

-

2017

технологическое присоединение в Северном энергорайоне (район

ПС 220 кВ Уренгой)

5

Строительство ПС 110 кВ НПС Уренгойская

-

2х40

2017*

технологическое присоединение

ПАО «Газпром»

Строительство ВЛ 110 кВ «Лимбя-Яха – НПС Уренгойская-1,2 цепь»

2х70

-

2017

6

Строительство

ПС 110 кВ ПСП

-

2х16

2017*

технологическое присоединение

ПАО «Газпром»

Строительство ВЛ 110 кВ Кирпичная – ПС ПСП 1,2 (участок от ПС Пур до

ПС ПСП)

38,76

-

2017

Строительство ВЛ 110 кВ Кирпичная – ПС ПСП 2 ц. (участок от ПС Кирпичная

до ПС Пур)

41

-

2017

Строительство одноцепного участка ВЛ-110 кВ от ПС Таланга до точки врезки

ВЛ-110 кВ Кирпичная –Пурпейская

4,53

-

2017

Реконструкция заходов ВЛ 110 кВ на ПС Кирпичная

-

-

2017

7

Строительство ПС 110 кВ Ачимовская с питающими ВЛ 110 кВ Буран – Ачимовская

2х21

2х25

2017

технологическое присоединение

ОАО «Арктикгаз»

Строительство СП 110 кВ Буран

-

-

2017

Установка АОПО ВЛ 110 кВ Буран – Тябъяха

-

-

2017

8

Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Снежная с заменой трансформаторов 2х25 МВА на 2х40 МВА

-

2х40

2017

технологическое присоединение потребителей филиала «Газпромнефть-Муравленко» АО «Газпромнефть-ННГ»

Установка АОПО на ПС 220 кВ Вынгапур на ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя с организацией каналов УПАСК

-

-

2017

Установка АОПО на ПС 220 кВ Вынгапур на ВЛ 110 кВ Вынгапур – Маяк с организацией каналов УПАСК

-

-

2017

Установка АОПО на ПС 220 кВ Янга-Яха на ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр с организацией каналов УПАСК

-

-

2017

Установка АОСН на

ПС 110 кВ Новогодняя

-

-

2017

9

Установка АПНУ Уренгойской ГРЭС и АПНУ на ПС 220 кВ Уренгой

-

-

2017

технологическое

присоединение

Уренгойской ГРЭС к

электрическим сетям

10

Сооружение ПС 110 кВ Отдельная с отпайками от ВЛ 110 кВ Холмогорская –Вышка-1,2

2х0,5

2х6,3

2017

технологическое присоединение ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз». Без увеличения отбора мощности - перераспределение нагрузки с ПС 110 кВ Вышка

11

Строительство ПС 110 кВ ГДН

-

2х40

2017

технологическое присоединение ДКС на

Еты-Пуровском газовом месторождении ООО «Газпром добыча Ноябрьск»

Строительство СП 110 кВ в районе ПП 110 кВ Северный

-

-

2017

Строительство ВЛ 110 кВ ПП Северный – ГДН - 1,2

2х60

-

2017

12

Строительство ПС 110 кВ ПСП Заполярное с ВЛ 110 кВ Ермак – ПСП Заполярное

2х2

2х16

2019

технологическое присоединение АО «Транснефть – Сибирь» и ОАО «Тюменнефтегаз»

13

Строительство ПС 110 кВ Русская с ВЛ 110 кВ Ермак – Русская

2х70

2х80

2019

14

Сооружение ПС 110 ЦПС-4, ВЛ 110 кВ Песцовая –

Оленья –2, заходов ВЛ 110 кВ Оленья – Песцовая 1,2 ц. на

ПС 110 кВ ЦПС-4

2х10

2х10

2019

технологическое присоединение систем электроснабжение объекта «Обустройство нижнемеловых отложений Песцового НГМК на период ОПЭ» к электрическим сетям

* В соответствии с письмом ООО «Газпром инвест» от 03.03.2017 №17/011-6807 срок ввода ПС 110 кВ НПС Уренгойская и ПС 110 кВ ПСП планируется перенести на 2019 год

4.6.2.2. Умеренно-оптимистический вариант развития.

Для проведения расчетов электроэнергетических режимов и определения схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений, возникающих в результате роста нагрузок в соответствии с умеренно-оптимистическим прогнозом потребления мощности, в качестве исходных мероприятий учтены все мероприятия, предусмотренные базовым вариантом развития ЭЭС ЯНАО.

По информации органов исполнительной власти ЯНАО и предприятий, работающих на территории ЯНАО (в том числе ООО «РН - Пурнефтегаз», АО «РИТЭК», АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ»), в настоящее время в разработке находятся планы по присоединению к ЭЭС ЯНАО следующих объектов:

- Средне-Хулымское месторождение с максимальной мощностью 9 МВт;

- Сандибинское месторождение с максимальной мощностью 3,5 МВт;

- Энергорайон г. Лабытнанги с максимальной мощностью 42 МВт;

- Северо-Комсомольское месторождение с максимальной мощностью 9 МВт в 2022 году, 74 МВт до 2055 года;

- Русское месторождение с максимальной мощностью 120 МВт в 2022 году,180 МВт до 2027 года;

- технологическое присоединение Ново-Уренгойского лицензионного участка АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ» с максимальной мощностью 6 МВт.

Технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям приведенных объектов отсутствуют (не выдавались, заявки на технологическое присоединение в сетевые компании не подавались).

При моделировании электроэнергетических режимов схемы присоединения вышеуказанных объектов в расчетных моделях приняты условно. Учтенные в расчетах данные приведены в таблице 49.

Таблица 49

Перечень принятых меропритяий при моделировании электроэнергетических режимов

№ п/п

Объект

Год ввода

Электросетевой объект

Параметры объекта

км

МВА, Мвар

1

2

3

4

5

6

1

Средне-Хулымское месторождение

2018

сооружение ПС 110 кВ Средне-Хулымская с питающей ВЛ 110 кВ от отпаек на ПС 110 кВ Приозерная

2х20

2х10

2

Сандибинское месторождение

2018

сооружение ПС 110 кВ Сандибинская с отпайками от ВЛ 110 кВ Базовая – Ныда – 1,2

2х15

2х6,3

3

Энергорайон

г. Лабытнанги

2022[10]

строительство ПС 110 кВ Лабытнанги с питающей ЛЭП 110 кВ (в габаритах

220 кВ) Салехард – Лабытнанги

2х60

2х40

4

Северо-Комсомольское месторождение

2022

сооружение ПС 110 кВ Юг с питающими

ВЛ 110 кВ от вновь сооружаемых ячеек 110 кВ в районе СП 110 кВ Барсуковский

2х66

2х40

сооружение ячеек 110 кВ в районе СП 110 кВ Барсуковский

-

-

сооружение ПС 110 кВ Север с питающими ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Юг

2х26

2х40

5

Русское месторождение

2022

перевод ПС 110 кВ Русская с питающими

ВЛ 110 кВ на напряжение 220 кВ

2х125

строительство ВЛ 220 кВ Исконная – Ермак

210

6

Ново-Уренгойский лицензионный участок

2020

строительство новой ПС 110 кВ с подключением к ВЛ 110 кВ Уренгой – Лимбя-Яха-1,2

Мероприятия по электросетевому строительству таблицы 49 носят предварительный характер. Необходимость реализации указанных мероприятий, итоговый вариант и сроки строительства подлежат определению в рамках осуществления процедуры технологического присоединения в соответствии с Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27.12.2004 № 861 с учетом выполненных внестадийных работ, схем развития систем электроснабжения городов и промышленных предприятий и пр. для последующей координации развития распределительных и основных электрических сетей.

4.6.3. Анализ характерных ремонтных, аварийных и послеаварийных режимов работы основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы на территории ЯНАО на 2018 – 2022 годы.

Расчеты электроэнергетических режимов ЭЭС ЯНАО для характерных режимов зимних и летних нагрузок сети при нормативных возмущениях в электрической сети 35 – 500 кВ ЭЭС ЯНАО выполнены для нормальной и основных ремонтных схем на 2017 – 2022 годы с использованием программного комплекса «RastrWin».

4.6.3.1. Базовый вариант развития.

Учитывая, что загрузка автотрансформаторного оборудования в зимний период значительно превышает загрузку в летний период, рекомендуется ремонты автотрансформаторного оборудования выполнять в летний период. В связи с этим при выполнении расчетов электрических режимов сети 110 кВ и выше принято, что в зимний период плановые ремонты трансформаторного оборудования не проводятся.

Выход параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений

При анализе потокораспределения основной электрической сети 110 кВ и выше ЭЭС ЯНАО в периоды зимних и летних максимальных и минимальных нагрузок на 2017 – 2022 годы для базового варианта развития выявлено следующее:

1. В нормальной схеме электрической сети ЭЭС ЯНАО параметры режима находятся в области допустимых значений.

2. При нормативных возмущениях в нормальной схеме существует вероятность выхода параметров режима из области допустимых значений для следующих ЛЭП и оборудования:

- 2 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур;

- 3 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Холмогорская;

- ВЛ 110 кВ Муравленковская – Барсуковская-1(2).

3. При нормативных возмущениях в единичных ремонтных схемах существует вероятность выхода параметров режима из области допустимых значений для следующих контролируемых сечений, ЛЭП и оборудования:

- 1, 2, 3 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур;

- ВЛ 110 кВ Вынгапур – Маяк, ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя, ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр;

- 1Т, 2Т ПС 110/35/6 кВ Барсуковская;

- 1Т, 2Т ПС 110/35/6 кВ Маяк;

- 1Т, 2Т ПС 110/35/6 кВ Стрела;

- 1Т, 2Т ПС 110/35/6 кВ Янтарная;

- 1Т, 2Т ПС 110/35/6 кВ Хорошуновская;

- 1Т, 2Т ПС 110/10/10 кВ Сигнал;

- 1Т, 2Т ПС 110/6 кВ УГП-2В;

- 1Т, 2Т ПС 110 кВ Голубика;

- 1Т, 2Т ПС 110 кВ Опорная.

Ограничение режима электроснабжения потребителей электрической энергии

В ремонтных схемах при нормативных возмущениях возможен ввод графиков аварийных ограничения (далее – ГАО) для ликвидации токовой перегрузки следующих ЛЭП и оборудования:

- ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Комсомольский-1,2 и ВЛ 110 кВ Муравленковская – Барсуковская-1 (2);

- ВЛ 110 кВ Вынгапур – Маяк, ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя, ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр;

- 1Т, 2Т ПС 110 кВ Барсуковска;

- 1Т, 2Т ПС 110 кВ Голубика;

- 1Т, 2Т ПС 110 кВ Опорная.

Ограничение режима электроснабжения потребителей электрической энергии устройствами ПА вероятно в ремонтных схемах при единичных нормативных возмущениях для устранения ликвидации токовой перегрузки следующего оборудования:

- 1, 2, 3 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур (АОПО 1,2,3 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур);

- ВЛ 110 кВ Вынгапур – Маяк, ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя, ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр (АОПО ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя, АОПО ВЛ110 кВ Вынгапур – Маяк на ПС 220 кВ Вынгапур и АОПО ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр на ПС 220 кВ Янга-Яха).

Мероприятия

Состав рекомендуемых мероприятий в сети 110 кВ и выше до 2022 года по предотвращению и ликвидации недопустимых значений параметров электроэнергетического режима в ЭЭС ЯНАО при условии выполнения сроков и объемов мероприятий, приведенных в таблице 48, приведен ниже.

1, 2, 3 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур. Для исключения отключения потребителей после единичного нормативного возмущения в ремонтных схемах целесообразно сооружение транзита 110 кВ между ПП 110 кВ Северный и ПС 110 кВ Губкинская.

ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Комсомольский-1,2 и ВЛ 110 кВ Муравленковская – Барсуковская-1,2. В целях предотвращения ввода ГАО при нормативных возмущениях в единичной ремонтной схеме целесообразно включение в

транзитный режим ВЛ 110 кВ СП Барсуковский – ПП Комсомольски-1,2. Для обеспечения замыкания транзита требуется установка основных быстродействующих защит на ПС 500 кВ Муравленковская ВЛ 110 кВ Муравленковская – СП Барсуковский-1,2 и ПС 500 кВ Тарко-Сале ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – ПП Комсомольский-1,2 и организацией ВЧ-канала связи.

Для исключения ввода ГАО (после замыкания транзита 110 кВ Муравленковская – Барсуковская – ПП Комсомольский – Тарко-Сале), вероятность ввода которых возникает в послеаварийных схемах при отключенных элементах сети, целесообразно рассмотреть установку АОПО ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Комсомольский-1,2 и ВЛ 110 кВ Муравленковская – Барсуковская-1,2 и реализовать каналы УПАСК на ПС 500 кВ Тарко-Сале и ПС 500 кВ Муравленковская соответственно для передачи сигналов УВ с действием на отключение нагрузки в Ноябрьском энергорайоне.

ВЛ 110 кВ Вынгапур – Маяк, ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя, ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр. Для исключения ввода ГАО в схеме, складывающейся после работы АОПО ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя, АОПО ВЛ110 кВ Вынгапур – Маяк, АОПО ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр, при единичных отключениях одной из ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя, ВЛ 110 кВ Вынгапур – Маяк, ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр в ремонтных схемах второй ВЛ 110 кВ и возможности включения отключенных потребителей с учетом планов ООО «Газпромдобыча Ноябрьск» по строительству новой ПС 110 кВ ГДН с ВЛ 110 кВ ПП Северный – ГДН – 1,2 целесообразно реализовать транзит 110 кВ между ПП 110 кВ Северный и ПС 110 кВ Губкинская с использованием планируемого к сооружению участка от ПП 110 кВ Северный до новой ПС 110 кВ ГДН.

1Т, 2Т ПС 110 кВ Барсуковская. Установленная мощность трансформаторов 1Т и 2Т на ПС 110 кВ Барсуковская составляет 2х40 МВА.

Токовая перегрузка 1(2) Т ПС 110 кВ Барсуковская выявлена при аварийном отключении 2(1)Т ПС 110 кВ Барсуковская в нормальной схеме отчетного потокораспределения в период зимних и летних максимальных и минимальных нагрузок. При этом суммарная загрузка 1Т и 2Т ПС 110 кВ Барсуковская в день контрольного замера 2016 года составила 57,7/58,6 МВА (зима/лето). Наибольшая загрузка ПС 110 кВ Барсуковская зафиксирована в период летних максимальных нагрузок в день контрольного замера 2016 года и составила 58,6 МВА.

Для обеспечения нахождения параметров электроэнергетического режима электрической сети 35 кВ Барсуковского месторождения при единичных отключениях электрической сети рекомендуется установка 3Т 110/35/6 кВ 25 МВА на ПС 110 кВ Барсуковская.

1,2 Т 110 кВ ПС 110 кВ Голубика. На ПС 110 кВ Голубика установлены два трансформатора мощностью 2х16 МВА. Фактическая максимальная загрузка ПС 110 кВ Голубика за последние 5 лет составила 18,8 МВА. Токовая перегрузка 1(2) Т ПС 110 кВ Голубика выявлена при аварийном отключении 2(1)Т ПС 110 кВ Голубика в нормальной схеме отчетного потокораспределения в период зимних и летних максимальных и минимальных нагрузок. Ликвидация перегрузки путем перевода нагрузки на смежные центры питания по сетям ниже 110 кВ потребителя невозможна.

Учитывая изложенное, в целях ликвидации превышения ДТН при единичных нормативных возмущениях в нормальной схеме рекомендуется замена трансформаторов 2х16 МВА на ПС 110 кВ Голубика на трансформаторы 2х25 МВА.

ПС 110 кВ Опорная. На ПС 110 кВ Опорная установлены два трансформатора мощностью 2х16 МВА. Все существующие ПС 35 кВ г. Новый Уренгой (ПС Аэропорт, ПС Водозабор-1, ПС Посёлок и ПС Город) запитаны по двухцепной транзитной ВЛ 35 кВ Луч-1,2 (от ПС Варенга-Яха до ПС Опорная). В нормальной схеме электроснабжение осуществляется от ПС 110 кВ Варенга-Яха (2х40 МВА). Указанные ПС 35 кВ осуществляют питание основной части г. Нового Уренгоя, в том числе таких социально значимых объектов, как водозабор и аэропорт. Фактическая суммарная максимальная загрузка ПС 35 кВ за последние 5 лет составляет 22 МВА, по ПС 110 кВ Опорная 12 МВА.

ПС 110 кВ Варенга-Яха присоединена к двухцепной ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха – 1,2. При этом 1Т ПС 110 кВ Опорная присоединён отпайкой от ответвления от ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-5В II цепь с отпайками на ПС 110 кВ Ева-Яха. В случае аварийного отключения ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха – 1 и 2 питание сети 35 кВ будет осуществляться от 1Т ПС 110 кВ Опорная. Суммарная нагрузка на ПС 110 кВ Опорная составит 34 МВА и превысит пропускную способность оставшегося в работе трансформатора на 112,5%. В летний период в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха – 1 (2) и аварийном отключении ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха – 2 (1) нагрузка на ПС 110 кВ Опорная составит 18 МВА, и превысит пропускную способность оставшегося в работе трансформатора на 12%.

Учитывая изложенное, рекомендуется замена трансформаторов 2х16 МВА на ПС 110 кВ Опорная на трансформаторы большей мощности.

4.6.3.2. Умеренно-оптимистический вариант развития.

Выход параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений

При анализе потокораспределения основной электрической сети 110 кВ и выше ЭЭС ЯНАО в периоды зимних и летних максимальных и минимальных нагрузок на 2018 – 2022 годы для умеренно-оптимистического варианта развития выявлены риски, аналогичные базовому варианту, а также следующее:

1. Во всех нормальных режимах перспективного периода 2017 – 2022 годов уровни напряжения в узлах 110 кВ и выше находятся в допустимых пределах при условии выполнения сроков и объемов мероприятий, приведенных в таблице 49.

В нормальных режимах зимнего максимума нагрузки 2020 – 2022 годов выявлено превышение ДДТН 3(4) АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой, которое ликвидируется секционированием сети и загрузкой генерирующего оборудования Уренгойской ГТЭС и 1,2 ТГ Уренгойской ГРЭС.

2. При нормативном возмущении в нормальной схеме существует вероятность выхода параметров режима из области допустимых значений для следующих ЛЭП и оборудования:

- контролируемое сечение «Северный энергорайон»;

- 2 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур;

- 3,4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой;

- 1АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Исконная;

- 3 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Холмогорская;

- ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-2В, ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-5В;

- ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – ПП Северный-1.

Состав рекомендуемых мероприятий в сети 110 кВ и выше до 2022 года по предотвращению и ликвидации недопустимых значений параметров электроэнергетического режима в ЭЭС ЯНАО в нормальной схеме и при единичном отключении в нормальной схеме, при условии выполнения сроков и объемов мероприятий, приведенных в таблицах 48 и 49, приведен ниже.

Контролируемое сечение «Северный энергорайон». Для обеспечения статической устойчивости по контролируемому сечению «Северный энергорайон» рекомендуется строительство ВЛ 220 кВ Арсенал – Исконная, установка на ПС 220 кВ Исконная БСК 2х50 Мвар и на ПС 220 кВ Ермак БСК 1х50 Мвар.

Возможна установка БСК 110 кВ не на ПС 220 кВ Ермак, а на ПС 220 кВ Русская. Выбор места установки определяется в рамках внестадийной работы по схеме внешнего электроснабжения Русского месторождения.

3,4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой. В случае подтверждения планов по вводу новых энергопринимающих устройств в Уренгойском энергорайоне, рассмотренных в рамках умеренно-оптимистического прогноза потребления мощности, рекомендуется сооружение новой ПС 220/110 кВ с установкой одного АТ 220/110 кВ мощностью 125 МВА (при дальнейшем увеличении нагрузок потребуется рассмотрение необходимости установки второго АТ). Учитывая существующее расположение энергопринимающих устройств потребителей сооружение новой ПС 220 кВ с установкой АТ 220/110 кВ рекомендуется выполнить в районе существующей ПС 110 кВ УГП-2В, с подключением по сети 110 кВ. Для чего потребуется реконструкция РУ 110 кВ ПС 110 кВ УГП-2В с переходом со схемы № 5 Н на схему № 12 с установкой дополнительно четырех ячеек 110 кВ: 1 ячейка – АТ 220/110 кВ, 2 ячейки – 1,2Т 110/6/6 кВ, 1 ячейка – обходной выключатель. Окончательные параметры новой ПС 220 кВ, в том числе необходимость и количество ячеек 110 кВ, должно быть опеределено перед началом реализации. Схема подключения подстанции по сети 220 кВ может быть осуществлена шлейфовым заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой протяженностью 2х10 км.

ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-2В, ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-5В. Для ликвидации выявленных перегрузок рекомендуется произвести ликвидацию отпаек на ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-5В и на ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха – 2 с переносом отпаек, питающих потребителей северной части г. Нового Уренгоя на ВЛ 110 кВ Уренгой – УГТЭС-72. При этом в случае сооружения новой ПС 220 кВ с установкой АТ 220/110 кВ в районе существующей ПС 110 кВ УГП-2В необходимость выполнения предлагаемого мероприятия по изменению схемы присоединения отпаек потребует дополнительного обоснования.

1Т, 2Т ПС 110 кВ Барсуковская.

В случае принятия решения со стороны ПАО «НК Роснефть» о реализации намерений ООО «РН-Пурнефтегаз» (письмо ООО «РН-Пурнефтегаз» от 28.02.2017 № МР-02-1563) по привлечению сторонней генерирующей компании на период 2019 – 2030 годов для электроснабжения части своей нагрузки, загрузка ПС 110 кВ Барсуковская снизится до допустимой величины, что исключит необходимость выполнения мероприятия по установке 3Т ПС 110 кВ Барсуковская.

ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – ПП Северный-1. Для ликвидации превышения АДТН при единичном отключении в нормальной схеме рекомендуется выполнить перефиксацию ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Сигнал со 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Тарко-Сале на 1 СШ 110 кВ.

3. Ниже приведено оборудование, для которого существует вероятность выхода параметров режима из области допустимых значений при единичных отключениях в нормальной схеме с учетом реализации мероприятий, рекомендуемых для ликвидации схемно-режимных ситуаций, характеризующимися повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений для базового варианта развития и для умеренно-оптимистического варианта при единичных отключениях нормальной схеме:

- 3 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой;

- 3 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур;

- 3 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Холмогорская.

Для введения режима в область допустимых значений достаточно выполнения схемно-режимных мероприятий в течение допустимой длительности загрузки АТ в послеаварийной схеме.

4. Ниже приведено оборудование, для которого существует вероятность выхода параметров режима из области допустимых значений при единичных отключениях в ремонтной схеме с учетом реализации мероприятий, рекомендуемых для ликвидации схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений для базового варианта развития и для умеренно-оптимистического варианта при единичных отключениях нормальной схемы:

- Контролируемое сечение «Северный энергорайон»;

- Контролируемое сечение «ЯНАО»;

- Контролируемое сечение «Север»;

- ВЛ 220 кВ Уренгой – Пангоды, ВЛ 220 кВ Надым – Пангоды, ВЛ 220 кВ Уренгой – Надым;

- 1,2,3 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур;

- 3,4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой;

- ВЛ 110 кВ Вынгапур – Маяк, ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя, ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр;

- ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха – 2;

- ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-5В;

- 1Т, 2Т на ПС 110/35/6 кВ Барсуковская;

- 1Т, 2Т на ПС 110/35/6 кВ Маяк;

- 1Т, 2Т на ПС 110/35/6 кВ Стрела;

- 1Т, 2Т на ПС 110/35/6 кВ Янтарная;

- 1Т, 2Т ПС 110/35/6 кВ Хорошуновская;

- 1Т и 2Т на ПС 110/10/10 кВ Сигнал;

- 1Т и 2Т на ПС 110 кВ УГП-2В;

- 1Т и 2Т ПС 110 кВ УГП-2.

4.6.4. Перечень электросетевых объектов, рекомендуемых к вводу по итогам расчетов и анализа перспективных электрических режимов.

4.6.4.1. Базовый вариант развития.

В таблице 50 представлены мероприятия, рекомендуемые к выполнению на основании расчета и анализа перспективных электрических режимов в целях устранения выявленных схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений (в дополнение к мероприятиям, представленным в таблице 48).

Таблица 50

Перечень электросетевых объектов, рекомендуемых к вводу в 2017 – 2022 годах

в целях устранения выявленных схемно-режимных ситуаций, характеризующихся

повышенной вероятностью выхода параметров режима из области

допустимых значений

№ п/п

Электросетевой объект

Параметры объекта

Год ввода

Основание для выполнения мероприятия

км

МВА, Мвар

1

2

3

4

5

6

1

Установка 3Т 110/35/10 кВ на ПС 110 кВ Барсуковская

-

25

2018

ликвидация превышений ДТН при единичных нормативных возмущениях в нормальной схеме

2

Реконструкция ПС 110/6 кВ Голубика (замена силовых трансформаторов 2х16 МВА на 2х25 МВА)

-

2х25

2018

исключение перегрузки трансформаторного оборудования

3

Реконструкция ПС 110 кВ Опорная (замена силовых трансформаторов 2х16 МВА на 2х40 МВА)

-

2х40

2018

исключение перегрузки трансформаторного оборудования

Рекомендуемые сроки реализации мероприятий определены на основании расчета и анализа существующих и перспективных электрических режимов и могут быть скорректированы в соответствии с фактическими темпами роста нагрузки с учетом заключенных договоров на технологическое присоединение, а также с учетом нормативных сроков проектирования, строительства и финансирования мероприятий.

4.6.4.2. Умеренно-оптимистический вариант развития.

В таблице 51 представлены дополнительные мероприятия, рекомендуемые к выполнению на основании расчета и анализа перспективных электрических режимов в целях устранения выявленных схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений в рамках рассмотрения умеренно-оптимистического прогноза потребления мощности ЭЭС ЯНАО (в дополнение к мероприятиям, представленным в таблицах 48, 49, 50 и указанным в позиции 4.6.3.1 подпункта 4.6.3 пункта 4.6 настоящей схемы.

Таблица 51

Перечень электросетевых объектов, рекомендуемых к вводу в 2018 – 2022 годах

в рамках умеренно-оптимистического прогноза потребления мощности,

в целях устранения выявленных схемно-режимных ситуаций, характеризующихся

повышенной вероятностью выхода параметров режима из области

допустимых значений

№ п/п

Электросетевой объект

Параметры объекта

Год ввода

Основание для выполнения мероприятия

км

МВА, Мвар

1

2

3

4

5

6

1

Строительство новой ПС 220/110 кВ в районе ПС 110 кВ УГП-2В с шлейфовым заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой[11]

2х10

1х125

(1х125)

2018

(2020)

ликвидация недопустимых токовых нагрузок 3,4 АТ ПС 220 кВ Уренгой в нормальной схеме и при единичных отключениях в нормальной схеме

2

Строительство ВЛ 220 кВ Арсенал – Исконная,

реконструкция РУ 220 кВ ПС 220 кВ Арсенал с переходом со схемы №5Н на схему 13

220 км

-

2019

обеспечение статической устойчивости по контролируемому сечению «Северный энергорайон» при единичном отключении в нормальной схеме

3

Установка БСК 110 кВ на ПС 220 кВ Ермак*

-

50

2020

4

Установка БСК 110 кВ на ПС 220 кВ Исконная

-

2х50

2020

5

Перекоммутация отпаек на ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-5В и ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха – 2 в направлении ПС 110 кВ Опорная, в ВЛ 110 кВ Уренгой – УГТЭС – 2,3**

2х0,1

-

2020

ликвидация токовых перегрузок при единичных отключениях в нормальной схеме. Повышение надежности электроснабжения

г. Нового Уренгоя

6

Строительство ПП 110 кВ Монтажник

-

-

2020

обеспечение планов по развитию города Нового Уренгоя

Строительство участков ВЛ 110 кВ от ПП 110 кВ Новый (ПП 110 кВМонтажник) до места врезки в ВЛ 110 кВ Варенга-Яха – Водозабор-2 № 1, 2 и ВЛ 110 кВ Ева-Яха – Водозабор-2 № 1, 2

2х10,11

2х4,35

2х1,7

-

2020

7

Строительство новой ВЛ 110 кВ от ПП 110 кВ Монтажник до РУ 110 кВ ПС 220 кВ в районе УГП-2В

15

-

2020

* Возможна установка БСК 110 кВ на ПС 220 кВ Русская. Выбор места установки определяется в рамках внестадийной работы по схеме внешнего электроснабжения Русского месторождения.

** В случае сооружения новой ПС 220 кВ с установкой АТ 220/110 кВ в районе существующей ПС 110 кВ УГП-2В, необходимость выполнения предлагаемого мероприятия по изменению схемы присоединения отпаек потребует дополнительного обоснования

Мероприятия таблицы 51 носят предварительный характер. Необходимость реализации указанных мероприятий, итоговый вариант и сроки строительства подлежат определению в рамках осуществления процедуры технологического присоединения в соответствии с Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 года № 861, с учетом выполненных внестадийных работ, схем развития систем электроснабжения городов и промышленных предприятий и пр. для последующей координации развития распределительных и основных электрических сетей.

Рекомендуемые сроки реализации мероприятий определены на основании расчета и анализа существующих и перспективных электрических режимов и могут быть скорректированы в соответствии с фактическими темпами роста нагрузки с учетом заключенных договоров на технологическое присоединение, а также с учетом нормативных сроков проектирования, строительства и финансирования мероприятий.

Мероприятия по развитию городских электрических сетей г. Нового Уренгоя.

В виду планов по развитию г. Нового Уренгоя и увеличения электрических нагрузок потребителей с учетом рекомендаций РД 34.20.185-94 «Инструкция по проектированию городских и поселковых электрических сетей» рекомендуется в части обеспечения связи кольцевой сети 110 кВ по сети внешнего электроснабжения не менее чем с двумя независимыми источниками питания энергосистемы через разные опорные подстанции рекомендуется:

- предусмотреть создание вокруг города кольцевой сети напряжением 110 кВ и выше путем строительства ПП 110 кВ Монтажник с заходами ВЛ 110 кВ Варенга-Яха – Водозабор – 1,2 и ВЛ 110 кВ Ева-Яха – Водозабор – 1,2;

- предусмотреть строительство новой ВЛ 110 кВ от ПП 110 кВ Монтажник до РУ 110 кВ УГП-2В (с учетом рекомендации по строительству ПС 220/110 кВ в районе расположения ПС 110 кВ УГП-2В) (схема 0).

В случае заключения договоров на технологическое присоединение электроустановок потребителей к электрическим сетям в районе ПП 110 кВ Монтажник рекомендуется рассмотреть целесообразность установки на ПП 110 кВ Монтажник трансформаторного оборудования с расширением данного объекта до ПС 110/35/10 кВ Монтажник для образования дополнительного центра питания для нужд потребителей г. Нового Уренгоя.

Предлагаемое месторасположение рекомендуемой к сооружению новой ПС 220/110 кВ в районе ПС 110 кВ УГП-2В дополнительно к вышеуказанным мероприятиям также позволяет реализовать транзит 110 кВ Лимбя-Яха – УГП-2В с отпайками на НПС Уренгойская. Выбор технических параметров для данного мероприятия в рамках настоящей работы не производится ввиду того, что необходимость реализации данных мероприятий не выявлена по итогам анализа результатов расчетов электрических режимов. Рекомендация по реализации мероприятия дана с целью рассмотрения вопроса повышения надежности схемы электроснабжения существующих и перспективных потребителей Уренгойского энергоузла за счет организации дополнительной связи 110 кВ с ПС 220 кВ Исконная.

Рассматриваемые мероприятия по развитию электрических сетей 110 кВ позволяют повысить надежность электроснабжения потребителей г. Нового Уренгоя и обеспечить возможность подключения дополнительных энергопринимающих устройств в районе города Нового Уренгоя.

Технические параметры для вышеуказанных мероприятий, а также сроки реализации строительства следует определить в рамках осуществления процедуры технологического присоединения в соответствии с Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27.12.2004 № 861 (далее – Правила ТП), по результатам выполнения схем развития систем электроснабжения городов и промышленных предприятий для последующей координации развития распределительных и основных электрических сетей.

1

Схема 39. Карта-схема развития электрических сетей города Новый Уренгой

1

4.6.5. Предложения по корректировке сроков ввода электросетевых объектов 220 кВ и выше относительно актуальной схемы и программы перспективного развития ЕЭС России.

4.6.5.1. Базовый вариант развития.

Рекомендации по корректировке сроков ввода электросетевых объектов ЕНЭС, включенных в СиПР ЕЭС России 2017 – 2023 в рамках рассмотрения базового прогноза потребления мощности отсутствуют.

4.6.5.2. Умеренно-оптимистический вариант развития.

В рамках рассмотрения умеренно-оптимистического прогноза потребления мощности рекомендации по корректировке сроков ввода электросетевых объектов ЕНЭС, включенных в СиПР ЕЭС России 2017 – 2023, отсутствуют.

Для обеспечения статической устойчивости по контролируемому сечению «Северный энергорайон» в случае аварийного отключения Блока 1 Уренгойской ГРЭС в режимах зимних максимальных нагрузок 2019 – 2022 годов рекомендуется в 2019 году строительство ВЛ 220 кВ Арсенал – Исконная.

Выполнение данных мероприятий рекомендуется в случае подтверждения приростов потребления мощности и соблюдения рассмотренных планов развития субъектов электроэнергетики в рамках умеренно-оптимистического варианта развития ЭЭС ЯНАО. Выданные рекомендации подлежат корректировке при изменении рассматриваемых в рамках умеренно-оптимистического варианта развития приростов мощности и планов развития субъектов электроэнергетики.

4.6.5.3. Расчеты статической устойчивости энергосистемы на территории ЯНАО.

Расчеты статической устойчивости выполнялись для следующих контролируемых Тюменским РДУ сечений на территории ЯНАО:

- Контролируемое сечение «Крайний Север»;

- Контролируемое сечение «Север»;

- Контролируемое сечение «ЯНАО»;

- Контролируемое сечение «Северный энергорайон»;

- Контролируемое сечение «Уренгойский энергорайон»;

- Контролируемое сечение «Уренгой».

В качестве расчетных схем для определения МДП в рассматриваемых контролируемых сечениях используются режимы зимних/летних максимальных нагрузок 2016 года.

Состав контролируемых сечений приведен в таблице 52.

Таблица 52

Состав контролируемых Тюменским РДУ сечений на территории ЯНАО

Диспетчерское наименование элемента в контролируемом сечении

Энергообъект, на котором осуществляется замер мощности

Направление положительного перетока активной мощности при котором осуществляется контроль

1

2

3

«Крайний Север»

ВЛ 500 кВ Холмогорская – Тарко-Сале

ПС 500 кВ Холмогорская

от шин ПС 500 кВ Холмогорская

ВЛ 500 кВ Муравленковская – Тарко-Сале

ПС 500 кВ Муравленковская

от шин ПС 500 кВ Муравленковская

ВЛ 220 кВ Муравленковская –Тарко-Сале

ПС 500 кВ Муравленковская

от шин ПС 500 кВ Муравленковская

ВЛ 220 кВ Муравленковская – Надым

ПС 500 кВ Муравленковская

от шин ПС 500 кВ Муравленковская

«Север»

ВЛ 500 кВ Холмогорская – Тарко-Сале

ПС 500 кВ Холмогорская

от шин ПС 500 кВ Холмогорская

ВЛ 500 кВ Холмогорская –Муравленковская

ПС 500 кВ Холмогорская

от шин ПС 500 кВ Холмогорская

ВЛ 220 кВ Холмогорская – Пуль-Яха

ПС 500 кВ Холмогорская

от шин ПС 500 кВ Холмогорская

ВЛ 220 кВ Холмогорская – Аврора

ПС 500 кВ Холмогорская

от шин ПС 500 кВ Холмогорская

«ЯНАО»

ВЛ 500 кВ Сургутская

ГРЭС-1 – Холмогорская

Сургутская ГРЭС-1

от шин Сургутской ГРЭС-1

ВЛ 500 кВ Кирилловская – Холмогорская

ПС 500 кВ Кирилловская

от шин ПС 500 кВ Кирилловская

ВЛ 220 кВ Холмогорская – Кирилловская

ПС 500 кВ Кирилловская

от шин ПС 500 кВ Кирилловская

ВЛ 220 кВ Кирилловская – Когалым

ПС 500 кВ Кирилловская

от шин ПС 500 кВ Кирилловская

ВЛ 220 кВ Зима – Вынгапур

ПС 220 кВ Вынгапур

к шинам ПС 220 кВ Вынгапур

ВЛ 220 кВ Северный

Варьеган – Вынгапур

ПС 220 кВ Вынгапур

к шинам ПС 220 кВ Вынгапур

«Северный энергорайон»

На выдачу

ВЛ 220 кВ Уренгойская

ГРЭС – Тарко-Сале

Уренгойская ГРЭС

к шинам Уренгойской ГРЭС

ВЛ 220 кВ Муравленковская – Надым

ПС 500 кВ Муравленковская

от шин ПС 500 кВ Муравленковская

ВЛ 110 кВ Надым –

Лонг-Юган – Сорум

ПС 220 кВ Надым

к шинам ПС 220 кВ Надым

ВЛ 110 кВ Надым – Левохеттинская

ПС 220 кВ Надым

к шинам ПС 220 кВ Надым

На прием

ВЛ 220 кВ Уренгойская

ГРЭС – Тарко-Сале

Уренгойская ГРЭС

к шинам Уренгойской ГРЭС

ВЛ 220 кВ Муравленковская – Надым

ПС 500 кВ Муравленковская

от шин ПС 500 кВ Муравленковская

ВЛ 110 кВ Белоярская – Верхнеказымская

ПС 110 кВ Белоярская

от шин ПС 110 кВ Белоярская

«Уренгойский энергорайон»

ВЛ 220 кВ Уренгойская

ГРЭС – Тарко-Сале

Уренгойская ГРЭС

к шинам Уренгойской ГРЭС

ВЛ 220 кВ
Уренгой – Надым
с отпайкой на ПС Правохеттинская

ПС 220 кВ Уренгой

к шинам ПС 220 кВ Уренгой

ВЛ 220 кВ Уренгой – Пангоды

ПС 220 кВ Уренгой

к шинам ПС 220 кВ Уренгой

«Уренгой»

3АТ на ПС 220 кВ Уренгой

ПС 220 кВ Уренгой

к шинам 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой

4АТ на ПС 220 кВ Уренгой

ПС 220 кВ Уренгой

к шинам 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой

ВЛ 110 кВ Табъяха – Оленья

ПС 220 кВ Оленья

от шин ПС 220 кВ Оленья

По результатам расчетов необходимость выполнения мероприятий для обеспечения максимально-допустимых перетоков в контролируемых сечениях для базового варианта развития не выявлена.

4.6.6. Предложения по корректировке сроков ввода мероприятий, обеспечивающих синхронный ввод объектов разных собственников.

Необходимость корректировки сроков ввода мероприятий, обеспечивающих синхронный ввод объектов разных собственников, не выявлена.

4.6.7. Сводные данные по развитию электрической сети энергосистемы ЯНАО на период 2018 – 2022 годов.

В таблице 53 приведены сводные данные по развитию электрической сети 110 кВ и выше в 2018 – 2022 годах с учетом перечня планируемых к вводу электросетевых объектов, приведенного в таблицах 50 и 51. 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).

Таблица 53

Сводные данные по развитию электрической сети 110 кВ и выше ЭЭС ЯНАО

на период 2018 – 2022 годов

Наименование

Единица измерения

2018 год

2019 год

2020 год

2021 год

2022 год

Всего –

2018 – 2022 годы

1

2

3

4

5

6

7

8

Базовый вариант развития

ВЛ 500 кВ

км

–

–

–

–

–

–

ВЛ 220 кВ

км

455

–

–

–

–

455

ВЛ 110 кВ

км

444,3

164

–

–

608,3

АТ 500/220 кВ

МВА

–

–

–

–

–

–

АТ 220/110 кВ

МВА

375

–

–

–

–

375

Т 110 кВ

МВА

544,6

272

–

–

–

816,6

Умеренно-оптимистический вариант развития

ВЛ 500 кВ

км

–

–

–

–

–

–

ВЛ 220 кВ

км

495

–

–

–

–

495

ВЛ 110 кВ

км

514,3

164

–

–

–

982,3

АТ 500/220 кВ

МВА

–

–

–

–

–

0

АТ 220/110 кВ

МВА

500

–

125

–

–

625

Т 110 кВ

МВА

580,6

272

–

–

–

1092,6

В таблице 54 приведены сводные данные по развитию электрических сетей 35 кВ и ниже на период 2018 – 2022 годов на территории ЭЭС ЯНАО.

Таблица 54

Сводные данные по развитию электрических сетей ниже 110 кВ

на период 2018 – 2022 годов ЭЭС ЯНАО

Наименование

Единица измерения

2018 год

2019 год

2020 год

2021 год

2022 год

Всего –2018 –2022 годы

1

2

3

4

5

6

7

8

Строительство/

реконструкция ЛЭП

км

-

7,9

2,6

–

–

10,5

Строительство/

реконструкция ПС/ТП

шт.

-

3

3

–

–

6

4.7. Предложения и мероприятия по присоединению удаленных пунктов ЯНАО к ЕЭС России.

Основными целями разработки предложений по присоединению удаленных населенных пунктов ЯНАО к ЕЭС России является определение наиболее оптимального варианта электроснабжения по итогам технико-экономического сравнения различных вариантов.

Разработка предложений по присоединению удаленных населенных пунктов ЯНАО выполняется для следующих удаленных населенных пунктов:

1. МО город Лабытнанги.

2. МО Красноселькупский район:

- село Красноселькуп.

3. МО Надымский район:

- село Ныда;

- село Нори;

- село Кутопьюган.

4. МО Приуральский район:

- село Аксарка;

- село Белоярск;

- пгт Харп;

- село Харсаим.

5. МО Тазовский район:

- село Газ-Сале;

- поселок Тазовский.

6. МО Ямальский район:

- село Мыс Каменный;

- село Новый Порт.

В работе выполнен расчет сроков реализации разрабатываемых мероприятий в соответствии со Стандартом организации ОАО «ФСК ЕЭС» СТО 26947007-29.240.121-2012 «Сроки работ по проектированию, строительству и реконструкции подстанций и линий электропередачи 35-1150 кВ» от 01.06.2012, который учитывает следующие этапы реализации:

- разработка, согласование и утверждение задания на проектирование (ЗП) с учетом проведения закупочных процедур, выбора, согласования и утверждения трассы ВЛ и площадки ПС и др.;

- разработка первого этапа проектной документации (ПД) – составление общих технических решений с учетом их рассмотрения и утверждения первого этапа ПД;

- составление полного комплекта материалов ПД в соответствии с ЗП, прохождение экспертизы ПД и её утверждение;

- разработка рабочей документации (РД);

- строительство объекта.

4.7.1. Общая характеристика удаленных населенных пунктов.

4.7.1.1. МО город Лабытнанги.

МО город Лабытнанги расположен на склонах Полярного Урала, на левом берегу Оби, напротив г. Салехарда. Город находится немного севернее Северного полярного круга. Численность населения г. Лабытнанги на 01 января 2016 года составила 26 331 человек.

Общая площадь земель в границах МО составляет 161,2 кв. км, площадь города – 35,5 кв. км. Отличительными чертами климата данной области является избыточная влажность, продолжительные холодные зимы с частыми метелями, короткое, но сравнительно теплое лето, наличие вечной мерзлоты, интенсивная смена сезонов и частые вторжения волн холода. Среднегодовая температура воздуха составляет минус 6,4°С, абсолютный минимум – минус 54°С, абсолютный максимум – плюс 31°С.

МО город Лабытнанги является центром ямальской геологоразведки. Здесь базируется мощное геологоразведочное сейсмическое предприятие «Ямалгеофизика». Около 95% открытых на Ямале месторождений нефти и газа разведано при непосредственном участии предприятие «Ямалгеофизика».

4.7.1.2. МО Красноселькупский район (село Красноселькуп).

МО Красноселькупский район занимает обширные территории в юго-восточной части ЯНАО и имеет общую границу с ХМАО – Югрой на юге и с Красноярским краем на востоке. Село Красноселькуп является административным центром Красноселькупского района. Численность населения села Красноселькуп на 01 января 2016 года составила 3 972 человека (численность населения района в целом составила 6 020 человек).

Общая площадь земель в границах МО Красноселькупскмий район – 106 кв. км. На территории района располагается один из крупнейших в России Верхне-Тазовский заповедник площадью 6,31 кв. км. Село Красноселькуп является одним из самых северных населенных пунктов с континентальным субарктическим климатом с морозной продолжительной зимой и недлинным теплым летом.

4.7.1.3. МО Надымский район (села Ныда, Нори, Кутопьюган).

Село Ныда – одно из крупнейших национальных сел Надымского района. Оно было образовано в конце ХІХ века за линией Полярного круга в северной части Надымского района на побережье Обской губы. Численность населения с. Ныда на 01 января 2016 года составила 1 854 человек.

Село Нори расположено на берегу реки Надым, недалеко от места впадения реки в Обскую губу. Ближайшие населённые пункты – сёла Ныда и Хоровая, а также посёлок Шуга. Численность населения села Нори составляет порядка 400 человек. Около половины населения – представители коренных малочисленных народов Севера – ненцы и коми-зыряне.

Село Кутопьюган является административным центром МО Кутопьюганское, численность населения которого на 01 января 2016 года составила 1189 человек.

Надымский район находится в центральной части ЯНАО. На юге и юго-западе он граничит с ХМАО - Югрой, на западе – с Приуральским районом ЯНАО, на северо-западе – с Ямальским, на северо-востоке – с Тазовским, на востоке – с Пуровским. Северная граница проходит по акваториям Обской и Тазовской губы.

Район расположен в северной части Западно-Сибирской низменности, охватывает бассейн реки Надым и западную часть Тазовского полуострова.

Общая площадь района составляет 110 тыс. кв. км. Территория района покрыта множеством озер и более чем наполовину заболочена. Помимо самой крупной реки Надым на территории района протекают реки Правая Хетта, Левая Хетта и другие. Повсеместно распространена многолетняя мерзлота.

4.7.1.4. МО Приуральский район (села Аксарка, Белоярск, Харсаим, пгт Харп).

Село Аксарка является административным центром Приуральского района и сельского поселения Аксарковское, расположено в 55 км к востоку от г. Салехарда, на правом берегу реки Обь. Численность населения села Аксарка составляет порядка 3100 человек.

Село Белоярск расположено в нижнем течении реки Щучья в 42 км на северо-востоке районного центра. Село Белоярск расположено на расстоянии порядка 100 км от г. Салехарда. Численность населения села Белоярск составляет порядка 1900 человек.

Село Харсаим находится на полпути между г. Салехардом и с. Аксаркой на высоком правом берегу реки Оби. Численность населения села Харсаим составляет порядка 600 человек.

Пгт Харп расположен в отрогах гор Полярного Урала, на реке Собь, находится на 67-й параллели, в 60 км севернее полярного круга, в 30 км от города Лабытнанги. Пгт Харп имеет автомобильное сообщение с городом Лабытнанги, а также имеется железнодорожная станция. Численность населения пгт Харп на 01 января 2016 года составила 6 193 человека.

4.7.1.5. МО Тазовский район (село Газ-Сале, поселок Тазовский).

Село Газ-Сале, расположено в центре восточной части ЯНАО, на юго-западе Тазовского района, на левом берегу реки Таз, в 25 км от районного центра. С северной и восточной стороны территория ограничена рекой Таз, протекающей с юго-востока на северо-запад. Площадь территории составляет 0,03084 кв. км. Численность населения села Газ-Сале составляет порядка 2200 человек. Связь с «большой землей» осуществляется через поселок Тазовский, до которого можно добраться автомобильным транспортом (20 км) или по воде, а также посредством автомобильной дороги Газ-Сале – Новый Уренгой. В поселке базируется филиал авиатранспортной компании «Ямал», осуществляющий грузовые перевозки.

Поселок Тазовский – районный центр Тазовского района ЯНАО, расположен в 200 километрах севернее Полярного круга. Площадь территории составляет 41,33 кв км. Расстояние до окружного центра г. Салехарда, водным путём – 986 км, воздушным – 552 км, до областного центра, г. Тюмени, водным путём – 2755 км, воздушным – 1341 км. По данным на 01 января 2016 года численность населения поселка составляет 7 518 человек. Поселок Тазовский является центром промышленного освоения Заполярья, в котором осуществляют свою деятельность такие предприятия нефтегазового комплекса, как «Газпром добыча Ямбург» и «Лукойл – Западная Сибирь».

4.7.1.6. МО Ямальский район (села Новый Порт, Мыс Каменный).

Село Новый Порт расположено на побережье Обской губы (в бухте Новый Порт). Село является административным центром и единственным населённым пунктом МО Сельское поселение село Новый Порт. Численность населения села Новый Порт на 01 января 2016 года составила 1 745 человек.

Село Мыс Каменный расположено на западе Обской губы полуострова Ямал, вдоль Каменной косы. Село является административным центром Мыс-Каменского сельского поселения. Численность населения села Мыс Каменный составляет порядка 1500 человек. В селе расположен нефтеналивной терминал «Ворота Арктики» ПАО «Газпромнефть».

На схеме 40 приведена карта ЯНАО с географическим расположением рассматриваемых удаленных населенных пунктов.

1

Схема 40. Расположение рассматриваемых удаленных населенных пунктов на карте ЯНАО

1

4.7.2. Разработка предложений по присоединению удаленных населенных пунктов к ЕЭС России.

В рамках разработки предложений по присоединению удаленных населенных пунктов рассмотрены следующие варианты схемы электроснабжения:

1) сетевой вариант, предусматривающий выполнение схемы электроснабжения удаленных населенных пунктов посредством электросетевого строительства новых ЛЭП и ПС от объектов ЭЭС ЯНАО;

2) генерирующий вариант, предусматривающий выполнение схемы электроснабжения от электростанций, расположенных на территории удаленных населенных пунктов и использующих как традиционные виды топлива, так и работающие на возобновляемых источниках энергии.

4.7.2.1. Вариант 1. Сетевой вариант присоединения удаленных населенных пунктов.

При разработке сетевого варианта присоединения удаленных населенных пунктов следует отметить, что во всех населенных пунктах существуют собственные источники автономного электроснабжения. Категория надежности электроснабжения потребителей удаленных населенных пунктов не выше II-й, в связи с чем присоединение возможно путем строительства одноцепных ЛЭП 35 кВ и выше. При этом для некоторых из удаленных населенных пунктов рассматривается подключение посредством строительства двухцепных ЛЭП и двух трансформаторных ПС 35 кВ и выше, в том числе:

- город Лабытнанги (с учетом существующей нагрузки потребителей и возможности подключения к данному центру питания населенных пунктов с. Харп, с. Белоярск, с. Новый Порт, с. Мыс Каменный);

- с. Харп (с учетом существующей нагрузки потребителей и наличия промышленных предприятий, а также незначительной удаленности от г. Лабытнанги).

4.7.2.2. Вариант 2. Генерирующий вариант.

При разработке генерирующего варианта схемы электроснабжения удаленных населенных пунктов рассмотрены мероприятия по строительству новых источников генерации на базе возобновляемых источников энергии (далее – ВИЭ). Учитывая, что территория ЯНАО характеризуется высоким ветропотенциалом и является благоприятной зоной для развития ветроэнергетики, в качестве источников генерации рассматривается использование современных ветряных электростанций (далее – ВЭС).

Учитывая, что режим работы ВЭС не предусматривает полное покрытие потребности потребителей в электрической энергии, то в качестве резервного (дополнительного) источника электроснабжения в рассматриваемых удаленных населенных пунктах предусматривается использование существующих электростанций, работающих на традиционных видах топлива.

Следует отметить, что фактический ветропотенциал площадок расположения предполагаемых ВЭС должен быть определен посредством натурных испытаний. При этом в настоящем разделе рассмотрены два варианта покрытия потребности в электрической энергии потребителей удаленных населенных пунктов с использованием ВЭС и существующих электростанций:

- 25% ВЭС/75% существующие электростанции;

- 75% ВЭС/25% существующие электростанции.

Для обоих вариантов принята единая установленная мощность ВЭС для каждого удаленного населенного пункта, обеспечивающая выработку электрической энергии в объеме 75% отпуска электроэнергии в сеть.

Вариант выработки ветроэлектростанциями 25% от полезного отпуска рассматривает ситуацию неполного использования установленной мощности ВЭС по причине непостоянства погодных условий и приведен с целью выполнения технико-экономического сравнения варианта работы ВЭС с недоиспользованием установленной мощности.

В соответствии с утвержденными инвестиционными программами АО «Ямалкоммунэнерго» в населенных пунктах ЯНАО, не присоединенных к ЕЭС России, планируется строительство следующих электростанций мощностью не менее 5 МВт:

- ГПА–ТЭЦ № 1 пос. Тазовский (12 МВт), 2017 г. – 8х1,5 МВт, топливо – природный газ,

- ГПА–ТЭЦ с. Красноселькуп (10,5 МВт), 2017 г. – 2х1,5 МВт, 2018 г. – 5х1,5 МВт, топливо – природный газ;

- ДЭС с. Яр-Сале (7,2 МВт), 2017 г. – 2х1,8 МВт, 2019 г. – 2х1,8 МВт, топливо – дизельное топливо.

4.7.3. Технико-экономическое сравнение разработанных вариантов схем электроснабжения удаленных населенных пунктов.

Технико-экономическое сравнение вариантов схем электроснабжения удаленных населенных пунктов ЯНАО выполнено в соответствии с:

- методическими рекомендациями по оценке эффективности инвестиционных проектов (Москва, Экономика, 2000 год), утвержденными Министерством экономики РФ, Министерством финансов РФ, Государственным комитетом РФ по строительной, архитектурной и жилищной политике от 21.06.1999 № ВК 477;

- методическими рекомендациями по проектированию развития энергосистем (СО 153-34.20.118-2003), утвержденными приказом Министерства энергетики РФ от 30.06.2003 № 281.

Технико-экономическое сравнение вариантов выполнено с использованием затратного подхода, являющегося эффективным инструментом для предварительного сравнения и ранжирования альтернативных проектов на основе суммарных дисконтированных затрат при выполнении условий энергетической и экономической сопоставимости.

При таком подходе проект, который требует меньших суммарных дисконтированных затрат, является наиболее эффективным для всех субъектов энергосистемы.

В работе рассмотрены три альтернативных варианта электроснабжения удаленных населенных пунктов:

- существующий вариант электроснабжения от автономных источников генерации (Базовый вариант);

- вариант электроснабжения от ЕЭС России с сохранением в резерве автономных источников генерации (Вариант 1);

- вариант электроснабжения от новых ВЭС и существующих автономных источников генерации (Вариант 2).

Рассматриваемые варианты электроснабжения удаленных населенных пунктов обеспечивают покрытие перспективных электрических нагрузок и нормативный уровень надежности.

При сравнении вариантов рассматривался следующий состав затрат по вариантам:

- Базовый вариант:

- суммарные затраты на электроэнергию, включающие в себя затраты на выработку, передачу и сбыт электроэнергии.

- Вариант 1 (Сетевой):

- капитальные вложения в электросетевое строительство для обеспечения присоединения удаленных населенных пунктов к ЕЭС;

- затраты по ремонту и обслуживанию новых элементов электрической сети;

- затраты на покупку электроэнергии из ЕЭС, включающие в себя затраты на покупку электроэнергии населением и прочими потребителями, а также затраты на покупку электроэнергии для компенсации ее потерь в локальной сети по ценам и тарифам у гарантирующего поставщика – АО «Тюменская энергосбытовая компания» (далее – ГП).

- Вариант 2 (Генерирующий):

- капитальные вложения в строительство ВЭС;

- эксплуатационные расходы ВЭС;

- затраты на электроэнергию, отпускаемую от автономных источников генерации.

4.7.4. Выводы по разделу 4.7.

По результатам технико-экономического сравнения вариантов электроснабжения удаленных населенных пунктов ЯНАО можно сделать следующие выводы:

1) наиболее экономичным вариантом для всех населенных пунктов является вариант электроснабжения от новых ВЭС (75% от полезного отпуска электроэнергии) и существующих автономных источников генерации;

2) для всех населенных пунктов, кроме МО города Лабытнанги, с. Аксарка, с. Газ-Сале и пос. Тазовский, вариант электроснабжения от новых ВЭС и существующих автономных источников генерации экономичней существующей схемы электроснабжения и варианта присоединения к ЕЭС даже при доле ВЭС в полезном отпуске электроэнергии, равной 25%;

3) высокие существующие тарифы на электроэнергию в удаленных населенных пунктах – от 6,65 руб. без НДС/кВт·ч до 30,92 руб. без НДС/кВт*ч и низкая себестоимость выработки электроэнергии ВЭС позволяют окупить строительство дорогостоящих ветроэлектростанций;

4) вариант присоединения населенных пунктов к ЕЭС экономичнее существующей схемы электроснабжения для МО города Лабытнанги и с. Ныда. Для комплекса – с. Аксарка и с. Харсаим – эти варианты равноэкономичны. Затраты на покупку электроэнергии от существующих автономных источников в этих населенных пунктах выше, чем покупка электроэнергии из ЕЭС, строительство и эксплуатация необходимых для присоединения к ЕЭС электросетевых объектов.

Вариант присоединения к ЕЭС для остальных населенных пунктов с точки зрения всех субъектов энергосистемы неэффективен, так как требует значительного строительства и, соответственно, капитальных вложений при малых присоединяемых нагрузках.

По результатам технико-экономического сравнения вариантов электроснабжения удаленных населенных пунктов ЯНАО можно считать целесообразным:

1) разработку проектов ВЭС с определением ветропотенциала и величины выработки электроэнергии такими электростанциями, а также с оценкой их коммерческой эффективности[12];

2) разработку проектов по присоединению к ЕЭС МО города Лабытнанги, с. Ныда, и комплекса – с. Аксарка и с. Харсаим – в случае отсутствия коммерческой эффективности ВЭС.

Схема размещения объектов электроэнергетики ЯНАО

Схема размещения объектов электроэнергетики ЯНАО на 2018 – 2022 годы, является неотъемлемой частью программы развития электроэнергетики и разработана с учетом результатов расчетов электроэнергетических режимов.

Схема размещения объектов электроэнергетики ЯНАО представлена в виде карты-схемы, на которую нанесены:

- действующие по состоянию на 01 января 2017 года электрические станции мощностью более 5 МВт;

- действующие по состоянию на 01 января 2017 года электрические сети 110 кВ и выше;

- электрические станции, электрические сети 110 кВ и выше, ввод которых запланирован в период до 2018 года, с выделением соответствующими условными обозначениями;

- электрические станции, электрические сети 110 кВ и выше, ввод которых запланирован в 2018 – 2022 годах, с выделением соответствующими условными обозначениями.

1

Схема размещения объектов электроэнергетики ЯНАО на 2018–2022 годы

Карта-схема электростанций и электрических сетей 35 кВ и выше Ямало-Ненецкого автономного округа.

Базовый вариант развития

Схема размещения объектов электроэнергетики ЯНАО на 2018–2022 годы

Карта-схема электростанций и электрических сетей 35 кВ и выше Ямало-Ненецкого автономного округа.

Умеренно-оптимистический вариант развития

[1] В соответствии с Законом ЯНАО от 06 октября 2006 года № 42-ЗАО «Об административно-территориальном устройстве Ямало-Ненецкого автономного округа» (принят Государственной Думой  ЯНАО                        20 сентября 2006 года) в ред. от 06 декабря 2012 года.

[2] Данные на 01 января 2017 года в органах государственной статистики отсутствуют.

[3]Данные за 2016 год в органах государственной статистики отсутствуют.

[4] Расчеты за 2015, 2016 годы не приведены ввиду отсутствия статистической информации.

[5] За исключением электросетевых объектов 110 кВ крупных промышленных предприятий, работающих изолировано.

[6] В соответствии с информацией, представленой ООО «Газпром добыча Ямбург» (письмо от 27.01.2017 № 2-06/1428), предусматривается дополнительная замена генерирующего оборудования, не предусмотренная проектом СиПР ЕЭС.

[7]В соответствии с информацией, представленой ООО «Газпром добыча Ямбург» (письмо от 27.01.2017 № 2-06/1428), ввод/демонтаж генерирующего оборудования предусматривается в 2022 году.

[8]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 30.06.2003 № 277. Согласно указанному документу продолжительность нормализации послеаварийного режима составляет 20 минут.

[9]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 30.06.2003 № 277. Согласно указанному документу продолжительность нормализации послеаварийного режима составляет 20 минут.

[10] Мероприятие по присоединению энергопринимающих устройств г. Лабытнанги к ЭЭС ЯНАО принято на основании планов органов исполнительной власти ЯНАО. При этом в отдельной работе по инициативе органов исполнительной власти ЯНАО должно быть выполнено определение наиболее целесообразного варианта схемы электроснабжения г. Лабытнанги на основании технико-экономического сравнения различных вариантов схемы электроснабжения, в том числе исходя из планов муниципального образования г. Лабытнанги и генерирующих компаний в части модернизации и/или вывода из работы существующих объектов генерации. В настоящей работе срок реализации мероприятия по присоединению энергопринимающих устройств г. Лабытнанги к ЭЭС ЯНАО принят 2022 год. Актуальный срок реализации может быть скорректирован в соответствии с решением о сроке ввода моста через р. Обь в г. Салехард (сооружение перехода планируется выполнить по вновь сооружаемому мосту).

[11] Окончательные параметры новой ПС 220 кВ, в том числе необходимость и количество ячеек 110 кВ, должны быть опеределены перед началом реализации.

[12] Оценка финансовых последствий для участника, реализующего инвестиционный проект.