Об утверждении схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2016 – 2020 годов



1

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

ГУБЕРНАТОР ЯМАЛО-НЕНЕЦКОГО АВТОНОМНОГО ОКРУГА

Об утверждении схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2016 – 2020 годов

(постановление утратило силу на основании постановления Губернатора автономного округа от 28.04.2016 № 82-ПГ)

В целях исполнения требований правил разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утверждённых постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики», постановляю:

1. Утвердить прилагаемые схему и программу перспективного развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2016 – 2020 годов.

2. Контроль за исполнением настоящего постановления возложить на первого заместителя Губернатора Ямало-Ненецкого автономного округа Ситникова А.В.

Временно исполняющий обязанности

Губернатора Ямало-Ненецкого

автономного округа                                                                                       Д.Н. Кобылкин

1

от 26 июня 2015 г. № 102-ПГ

1

УТВЕРЖДЕНЫ

постановлением Губернатора

Ямало-Ненецкого автонмоного округа

от 26 июня 2015 года № 102-ПГ

СХЕМА И ПРОГРАММА

перспективного развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2016 – 2020 годов

I. Общая характеристика Ямало-Ненецкого автономного округа

1.1. Географические особенности региона.

Ямало-Ненецкий автономный округ (далее – ЯНАО) – субъект Российской Федерации, входит в состав Уральского федерального округа. Административный центр округа – 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 округом, охватывая низовья Оби с притоками, бассейны рек Надыма, Пура и Таза, полуострова 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 округа 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 – 1305 метров, Пай-Ер – 1499 метров. Севернее высота гор достигает 1000 – 1300 метров. Главный водораздельный хребет Полярного Урала извилист, его абсолютные высоты достигают 1200 – 1300 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 5100 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, 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 10оС. Зима холодная, длится около 8 месяцев. Минимальные температуры опускаются до минус 59оС. Лето короткое, умеренно прохладное. Наиболее теплый месяц на юге Ямала – июль, на севере – конец июля, август. В это время температура может подняться до плюс 30оС на всей территории. Самый холодный месяц – январь, самые низкие температуры наблюдаются на юго-востоке округа с удалением от моря и увеличением континентальности климата. Характерной чертой для территории округа 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]:

районы:

- Красноселькупский с административным центром в селе Красноселькуп;

- Надымский с административным центром в городе Надым;

- 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.

Промышленный прогресс последних десятилетий способствовал росту населения ЯНАО. За пятьдесят лет численность населения в регионе достигла к 01 января 2014 года 539 671 человек (0,38% населения Российской Федерации). Основные населенные пункты ЯНАО приведены в таблице 1.

Населенные пункты, численность населения которых свыше 5 тысяч[2]

Таблица 1

Населённый пункт

Количество жителей (человек)

Населённый пункт

Количество жителей (человек)

1

2

3

4

Новый Уренгой

115 753

Тарко-Сале

20 906

Ноябрьск

107 447

Уренгой

11 018

Салехард

46 650

Пангоды

10 761

Надым

46 765

Пурпе

9 618

Муравленко

33 016

Тазовский

7 757

Лабытнанги

26 359

Харп

6 228

Губкинский

26 214

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 потенциал 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.

Структура экономики ЯНАО представлена следующими видами экономической деятельности: промышленность, строительство, транспорт и связь, торговля, сельское и лесное хозяйство.

Схема 1. Оборот организаций по видам экономической деятельности

Промышленность в структуре экономики ЯНАО за 2013 год занимает наибольший удельный вес – 60% (1213,1 млрд. рублей) приходится на промышленное производство, представленное добычей полезных ископаемых, обрабатывающим производством, а также производством электроэнергии, газа и воды.

Строительство занимает 5% от всего оборота организаций (1213,1 млрд. рублей), торговля – 23% (467,1 млрд. рублей), транспорт и связь – 5% (108,4 млрд. рублей). Около 7% приходится на сельское и лесное хозяйство и прочие виды экономической деятельности.

Основными газодобывающими предприятиями в ЯНАО являются дочерние общества ОАО «Газпром», суммарная добыча за 2013 год составила 448,1 млрд. куб. метров или 81,7% всей добычи газа в ЯНАО.

Основные нефтегазодобывающие предприятия – ОАО «Газпром нефть» и ОАО «НК «Роснефть». Предприятием ОАО «Газпром нефть» добыто 13,0 млн. тонн нефти, что составляет 59,8% от добытой нефти в целом по ЯНАО. Компанией ОАО «НК «Роснефть» добыто 6,3 млн. тонн нефти – 29,0% добычи нефти по ЯНАО в целом.

Лидирующие позиции по добыче газового конденсата занимают предприятия ОАО «Газпром», на которые приходится 69,3% добычи  по ЯНАО или 10,8 млн. тонн конденсата.

Динамика и индекс физического объема промышленного производства за последние годы приведены на схеме 2.

Схема 2. Динамика и индекс физического объема промышленного

производства за 2009 – 2013 годы

За период 2010 – 2013 годов на территории ЯНАО наблюдается рост инвестиционной активности. В рассматриваемый период объем средств, инвестированный в реальный сектор экономики составил 504,4 млрд. рублей[3], что в сопоставимых ценах ниже уровня 2012 года на 16,8%. Объем инвестиций в основной капитал крупных и средних предприятий составил 97,8% от общего объема инвестиций или 493,1 млрд. рублей.

В структуре инвестиций в основной капитал  по видам экономической деятельности значительную долю занимают: топливно-энергетический комплекс – 66,1%, транспорт и связь – 19,1%, остальные отрасли – 12,8%.

За 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), 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 (ОАО «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.

II. Анализ существующего состояния электроэнергетики ЯНАО

за прошедший пятилетний период

2.1. Характеристика энергосистемы, осуществляющей электроснабжение потребителей ЯНАО.

Электроэнергетическая система (ЭЭС) ЯНАО входит в состав объединенной энергосистемы (ОЭС) Урала и имеет электрические связи с ЭЭС ХМАО. На части территории ЯНАО получили распространение технологически изолированные территориальные электроэнергетические системы. ЭЭС ЯНАО представлена электрическими сетями класса 500 кВ и ниже. Технологически изолированные территориальные электроэнергетические системы представлены сетью 35 кВ и ниже с объектами генерации.

ЭЭС ЯНАО.

С вводом в 2012 году блока № 1 Уренгойской ГРЭС, установленной мощностью 460 МВт, около 50% потребности ЭЭС ЯНАО в электрической мощности может быть обеспечено собственными генерирующими источниками.

Максимальное потребление ЭЭС ЯНАО в 2014 году было зафиксировано на уровне 1496 МВт. ЭЭС ЯНАО обеспечивает электроснабжение городов Новый Уренгой, Ноябрьск, Губкинский, Муравленко, Тарко-Сале, Надым, части Пуровского и Надымского районов. Потребление электроэнергии на территории ЯНАО за 2014 год составило 11,091 млрд кВт∙ч.

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 ЯНАО в случае увеличения спроса на электрическую энергию и мощность.

Характерные суточные графики нагрузок зимнего/летнего рабочего/выходного дня ЯНАО представлены на схеме 3.

Схема 3. Характерные суточные графики нагрузок зимнего/летнего рабочего/выходного дня ЯНАО

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.

ЭЭС ЯНАО разделена на Ноябрьский и Северный энергорайоны. Ноябрьский энергорайон включает в себя следующие основные объекты:

- Ноябрьская ПГЭ;

- 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.

С вводом в 2012 году блока № 1 Уренгойской ГРЭС Северный энергорайон ЯНАО является избыточным в части баланса потребления и производства энергии и мощности. Северный энергорайон включает в себя следующие основные объекты:

- 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 П.Хеттинская;

- ПС 220 кВ Пангоды;

- ПС 220 кВ Уренгой.

Технологически изолированные территориальные электроэнергетические системы.

Технологически изолированные территориальные электроэнергетические системы ЭЭС ЯНАО охватывают территорию 9 муниципальных образований: 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 технологически изолированным энергорайоном является энергорайон города Салехарда. В энергорайон входит три центра питания ПС 35 кВ и четыре объекта генерации. Управление режимом энергосистемы осуществляет МП «Салехардэнерго». Максимумы нагрузок в энергорайоне города Салехарда составляют около 65 МВт в зимний период.

Технологически изолированный энергорайон города Салехарда включает в себя следующие основные объекты:

- ТЭС-14;

- ДЭС-1;

- ДЭС-2;

- ГТЭС-3;

- ПС 35 кВ Дизельная;

- ПС 35 кВ Турбинная;

- ПС 35 кВ Центральная.

В малонаселенных 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 муниципальных районов, городов окружного значения и окружного бюджета в целом. Проблемы вызывает и эксплуатация дизельных электростанций в труднодоступных районах ЯНАО.

Существующее состояние электроэнергетики технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем ЭЭС ЯНАО накладывает объективные ограничения на уровень развития экономики и качество жизни населения этих территорий. Строительство электростанций  осуществляется в основном в рамках Адресной инвестиционной программы ЯНАО.

2.2. Характеристика основных субъектов электроэнергетики.

Генерирующие компании.

На территории ЯНАО действуют следующие генерирующие компании:

- Филиал «Уренгойская ГРЭС» ОАО «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» ОАО «Передвижная энергетика»;

- ООО «Северная ПЛЭС» (ПЭС «Надым»);

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

На территории действует большое количество предприятий, совмещающих производство и потребление электроэнергии, в частности, крупные потребители электроэнергии и предприятия муниципальных образований (далее – МО).

Электросетевые компании.

Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» – Магистральные электрические сети Западной Сибири (МЭС Западной Сибири) осуществляют свою деятельность на территории ЯНАО, ХМАО и Тюменской области. На обслуживании у Филиала находится 83 ПС и более 13 тыс. км ЛЭП 500-220 кВ, относящихся к Единой национальной электрической сети Российской Федерации (далее – ЕНЭС Российской Федерации). На территории ЯНАО действует Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» – Ямало-Ненецкое предприятие магистральных электрических сетей (далее – ЯНПМЭС).

ОАО «Тюменьэнерго» осуществляет деятельность на территории Тюменского региона (ЯНАО, ХМАО, Тюменская область). На обслуживании ОАО «Тюменьэнерго» находятся сети 220-0,4 кВ. На территории ЯНАО действуют Филиалы Ноябрьских и Северных электрических сетей ОАО «Тюменьэнерго».

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

Системный оператор.

Функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики осуществляют:

- Филиал ОАО «СО ЕЭС» «Региональное диспетчерское управление энергосистемы Тюменской области» (Тюменское РДУ);

- Филиал ОАО «СО ЕЭС» «Объединенное диспетчерское управление энергосистемами Урала» (ОДУ Урала).

Энергосбытовые компании и гарантирующие поставщики электроэнергии.

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

ОАО «Межрегионэнергосбыт» является независимой энергосбытовой компанией. Предприятие создано как дочернее общество ООО «Межрегионгаз» (ОАО «Газпром») и является одним из крупнейших энерготрейдеров Российской Федерации. В соответствии со стратегией ОАО «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 ОАО «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 сорока семи 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 ОАО «Сибнефтепровод».

ОАО «Северная энергетическая компания» (ОАО «СевЭнКо) является гарантирующим поставщиком (зона деятельности город Ноябрьск).

Потребители.

На территории ЯНАО действуют следующие крупные потребители:

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

- ОАО «СибурТюменьГаз»: Филиал «Губкинский газоперерабатывающий завод» (Губкинский ГПЗ); Филиал «Муравленковский газоперерабатывающий завод» (Муравленковский ГПЗ), Филиал «Вынгапуровский газоперерабатывающий завод» (Вынгапуровский ГПЗ);

- ОАО «НК «Роснефть»: ООО «РН-Пурнефтегаз»;

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

- ОАО «АК Транснефть»: ОАО «Сибнефтепровод»;

- ОАО «НОВАТЭК».

2.3. Отчетная динамика потребления электроэнергии в Ямало-Ненецком автономном округе и структура электропотребления по основным группам потребителей за последние 5 лет.

В таблице 2 приведены балансы электрической энергии за отчетный период 2009 – 2014 годов ЭЭС ЯНАО.

Баланс электрической энергии ЭЭС ЯНАО за период 2009 – 2014 годов

Таблица 2

Наименование показателя

2009 год

2010 год

2011 год

2012 год

2013 год

2014 год

1

2

3

4

5

6

7

Электропотребление

(млн кВт∙ч)

10 563,0

10 930,4

10 337,0

10 533,0

11 083,1

11 091,0

Собственная выработка

(млн кВт∙ч)

694,9

1 252,4

1 903,8

2 438,0

4 830,3

4 966,5

Среднегодовые темпы прироста электропотребления (%)

- 0,10

+ 3,47

- 5,40

+ 1,89

+ 5,22

+ 0,1

В таблице 3 приведена динамика электропотребления по ЯНАО с учетом технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем ЭЭС ЯНАО за 2011 – 2012 годы[4], а также структура электропотребления по данным Федеральной службы государственной статистики.

Потребление электрической энергии отдельными группами потребителей

ЯНАО в 2011 – 2012 годах (млн кВт∙ч)

Таблица 3

Наименование

2011 год

2012 год

1

2

3

ЯНАО, всего

13 077,0

13 278,8

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

10 750,8

10 895,8

Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство

13,9

11,8

Строительство

419,8

408,8

Оптовая и розничная торговля

н/д

122,3

Транспорт и связь

757,3

759,3

Другие виды экономической деятельности

375,2

298,3

Городское и сельское население

612,4

626,0

Потери в электросетях

147,6

156,5

На схеме 4 приведена структура потребления электрической энергии по территории ЯНАО в соответствии с таблицей 3.

Схема 4. Структура потребления электрической энергии по основным

группам потребителей в 2011 – 2012 годах

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

2.4. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии.

Сведения о динамике электропотребления (), максимуме потребляемой мощности () крупных потребителей электрической энергии и мощности ЯНАО приведены в таблице 4.

Сведения об электропотреблении крупных потребителей энергосистемы ЯНАО

за период 2009 – 2014 годов

Таблица 4

Потребитель

Показатель

Год

2009

2010

2011

2012

2013

2014

1

2

3

4

5

6

7

8

ООО «Газпром добыча Ямбург»

, млн кВт·ч

337,5

320,8

302,9

309,8

290,9

н/д

, МВт

57,8

56,3

58,6

53,6

53,9

46,0

ООО «Газпром добыча Уренгой»

, млн кВт·ч

261,7

269,4

283,4

267,1

268,5

262,6

, МВт

29,9

30,8

32,4

30,5

38,5

30,0

ООО «Газпром добыча Надым»

, млн кВт·ч

60,8

60,3

59,2

57,4

54,7

52,9

, МВт

6,9

6,9

6,8

6,5

8,4

н/д

ООО «Газпром трансгаз Сургут»

, млн кВт·ч

49,4

52,9

54,1

53,2

50,4

49,8

, МВт

5,6

6,0

6,2

6,1

8,1

5,7

ОАО «Газпром-нефть – Ноябрьскнеф-тегаз»

, млн кВт·ч

4 651,8

4 410,3

4 209,2

4 467,3

4656,6

н/д

, МВт

548,5

523,4

521,6

569,6

548,4

567,0

ООО «Газпром переработка»

, млн кВт·ч

62,8

64,2

67,1

68,5

78,1

73,9

, МВт

9,9

9,9

10,1

11,7

10,9

11,9

ООО «НГХК»

, млн кВт·ч

19,0

27,5

32,2

27,0

29,2

32,1

, МВт

2,2

3,1

3,7

3,1

4,7

6,0

ОАО «Губкинский ГПК»

, млн кВт·ч

616,8

615,9

595,6

391,7

453,8

414,1

, МВт

65,7

70,4

70,3

68,0

51,8

65,0

Вынгапуровский ГПЗ

, млн кВт·ч

119,8

127,3

142,7

152,6

227,4

н/д

, МВт

8,9

13,7

14,5

18,7

20,9

23,0

ООО «РН-Пурнефтегаз»

, млн кВт·ч

1 311,0

1 318,0

1 235,0

1 294,0

1 620,0

1 368

, МВт

158,0

174,0

171,0

159,0

190,0

206,0

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

, млн кВт·ч

34,3

30,2

24,6

25,2

26,1

25,1

, МВт

4,4

3,9

3,1

3,2

3,4

2,9

ОАО «НОВАТЭК» – всего

, млн кВт·ч

103,6

131,2

156,5

167,2

200,0

197,6

, МВт

22,1

24,9

26,9

28,1

34,5

40,6

В т.ч. ОАО «НОВАТЭК-Пуровский ЗПК»

, млн кВт·ч

39,0

42,4

46,0

46,3

57,5

78,0

, МВт

6,9

7,1

7,2

7,7

11,5

12,5

ОАО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВ-НЕФТЕГАЗ»

, млн кВт·ч

27,8

48,8

64,6

67,1

88,4

56,1

, МВт

9,2

11,3

12,3

12,0

14,2

19,0

ОАО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕ-НЕФТЕГАЗ»

, млн кВт·ч

36,8

40,0

45,9

53,8

54,1

63,5

, МВт

6,0

6,5

7,4

8,4

8,8

9,1

2.5. Динамика изменения максимума нагрузки за последние 5 лет и наличие возможности для технологического присоединения новых потребителей крупных узлов нагрузки.

2.5.1. ЭЭС ЯНАО.

Сводные данные по динамике изменения максимума нагрузки ЭЭС ЯНАО приведены в таблице 5 и на схеме 5.

Динамика изменения максимума нагрузки ЭЭС ЯНАО

за период 2009 – 2013 годов (МВт)

Таблица 5

Наименование

Год

2009

2010

2011

2012

2013

2014

1

2

3

4

5

6

7

Максимум потребления

1454

1390

1461

1472

1449

1496

Ноябрьские электрические сети

1210

1150

1194

1174

1139

1179

Северные электрические сети

244

240

267

298

310

317

Схема 5. Динамика изменения максимума потребления ЭЭС ЯНАО

(без технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем ЭЭС ЯНАО) за период 2009 – 2014 годов (МВт)

2.5.2. Технологически изолированные территориальные электроэнергетические системы.

Сводные данные по динамике изменения максимумов потребления электрической мощности МО, расположенных в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах ЭЭС ЯНАО, приведены в таблице 6.

Динамика изменения максимумов потребления электрической

мощности МО, расположенных в технологически изолированных

территориальных электроэнергетических системах ЭЭС ЯНАО,

период 2009 – 2013 годов (МВт)

Таблица 6

Наименование МО

Год

2009

2010

2011

2012

2013

1

2

3

4

5

6

Город Салехард

66,3

65,5

61,0

62,0

67,0

Город Лабытнанги

28,9

27,5

26,3

26,5

26,5

Приуральский район

11,7

11,9

12,5

11,1

12,4

Ямальский район

10,6

10,9

10,9

10,5

11,1

Тазовский район

22,6

22,6

21,9

24,4

21,6

Красноселькупский район

6,4

6,1

5,7

6,2

6,3

Надымский район

(село Кутопьюган, село Нори, село Ныда)

2,2

2,2

2,1

2,2

2,4

Шурышкарский район

9,0

6,8

8,4

8,7

8,8

Пуровский район

(поселок Самбург, село Толька)

1,1

1,1

1,1

1,1

1,1

Итого

158,8

154,6

149,9

152,7

157,2

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

Установленная тепловая мощность генерирующих установок по МО приведена в таблице 7.

Установленная тепловая мощность источников теплоснабжения МО

на 01 января 2014 года

Таблица 7

№

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

18

295,8

газ, нефть, ДТЗ, мазут

3

Город Муравленко

8

351,3

газ, нефть, попутный газ

4

Город Ноябрьск

25

782,8

газ, ДТЗ, попутный газ

5

Город Новый Уренгой

15

1035,3

газ, газовый конденсат, ГШЗ, мазут

6

Город Салехард

37

325,7

газ, ДТЗ

7

Красноселькупский район

10

75,8

нефть, ГШЗ, газовый конденсат, дрова

8

Надымский район

47

863,1

газ, ВЭР, нефть, ДТЗ, газовый конденсат

9

Приуральский район

13

191,0

газ, ДТЗ, мазут, нефть

10

Пуровский район

38

470,7

газ, ГШЗ, нефть

11

Тазовский район

17

134,7

газ, ГШЗ, ДТЗ

12

Шурышкарский район

18

75,2

ДТЗ, уголь,

13

Ямальский район

19

131,6

газ, ГКСКН, ДТ, уголь, дрова

В таблице 8 приведена динамика потребления тепловой энергии за период 2009 – 2013 годов.

Динамика потребления тепловой энергии в ЯНАО (тыс. Гкал)

Таблица 8

Показатель

2009 год

2010 год

2011 год

2012 год

2013 год

1

2

3

4

5

6

Произведено тепловой энергии

8341,4

8307,8

7144,4

7355,1

7681,4

Получено тепловой энергии со стороны

495,1

180,7

133,6

107,6

136,1

Отпуск потребителям, всего

7014,1

7014,1

6018,9

6181,3

6547,4

Населению

4394,4

4073,2

3702,1

3685,0

3891,7

Бюджетным организациям

834,8

849,1

742,2

798,3

860,0

Предприятиям на производственные нужды

555,1

490,4

422,5

449,8

282,0

Прочим организациям

1521,2

1601,5

1152,1

1248,1

1513,8

На схеме 6 приведена структура отпуска тепловой энергии отдельным группам потребителей в соответствии таблицей 8.

Схема 6. Структура отпуска тепловой энергии по отдельным группам потребителей по ЯНАО за 2009 – 2013 годы

На схеме 7 представлены данные о выработке и полезному отпуску тепловой энергии в МО ЯНАО.

Схема 7. Выработка и полезный отпуск тепловой энергии (Гкал)

2.7. Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в ЯНАО.

Основные крупные потребители тепловой энергии на территории ЯНАО приведены в таблице 9.

Перечень крупных потребителей тепловой энергии на территории ЯНАО

Таблица 9

№ п/п

Потребители тепловой энергии

1

2

1.

ГБУЗ ЯНАО «Ноябрьская центральная городская больница»

2.

ОАО «Газпромнефть-ННГ»

3.

ОАО «ДЭХ»

4.

ОАО «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» ОАО «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 2015 года составляет 804,6 МВт. Кроме того, на территории ЯНАО размещено большое количество автономных источников электроснабжения, обеспечивающих электроэнергией промышленные предприятия и территориально изолированные энергосистемы МО. Сводные данные по установленной мощности и типам генерирующих установок приведены в таблице 10.

Установленная мощность электростанций ЯНАО по состоянию

на 01 января 2015 года

Таблица 10

Суммарная установленная мощность электростанций ЯНАО

МВт

1

2

ЭЭС ЯНАО

804,6

Парогазовые установки (ПГУ)

579,6

Газотурбинные установки (ГТУ)

201,0

Паросиловые установки (ПСУ)

24,0

Изолированная часть

818,8

В т.ч. автономные источники промышленных предприятий

524,9

В т.ч. ГТУ

368,8

Дизельные электростанции (ДЭС)

80,5

Газопоршневые генерирующие установки (ГПГУ)

75,6

Автономные источники территориально изолированных МО

293,9

В т.ч. ДЭС

104,5

ГТУ

159,9

ГПГУ

29,5

На схеме 8 приведена структура установленной мощности электростанций ЯНАО по типам генерирующих установок для обеих зон энергосистемы ЯНАО.

Схема 8. Структура установленной электрической мощности на территории ЯНАО по типам генерирующих установок:

а) всего по территории ЯНАО;

б) по ЭЭС ЯНАО (без технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем ЭЭС ЯНАО)

В 2013 году был осуществлен вывод из эксплуатации блоков № 1-2 Т2-12-2Б на ПЭС Надым-04 (ООО «Северная ПЛЭС»), общей установленной мощностью 24 МВт. В 2014 году был введен в эксплуатацию ГТУ № 4 на ГТЭС Юрхаровского НГКМ (ОАО «НОВАТЭК»), установленной мощностью 2,5 МВт.

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

Данные по составу генерирующего оборудования приведены в таблице 11.

Состав существующих электростанций по состоянию на 01 января 2015 года

Таблица 11

№

Наименование электростанции

Сведения о блоках/агрегатах

Тип выработки

Год ввода в эксплуатацию

Установлен-ная мощность (МВт)

1

2

3

4

5

6

ЭЭС ЯНАО (без технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем ЭЭС ЯНАО)

1.

Уренгойская ГРЭС (ОАО «ИНТЕР

РАО – Электро-генерация»)

всего по электростанции

484,0

1Г-ПТ

ПГУ

2012

165,0

1Г-1ГТ

ПГУ

2012

147,5

1Г-2ГТ

ПГУ

2012

147,5

ПРТЭЦ № 1

ПСУ

1992

12,0

ПРТЭЦ № 2

ПСУ

1990

12,0

2.

Ноябрьская

ПГЭ (ООО «НПГЭ»)

всего по электростанции

119,6

ГТ1

ПГУ

2010

40,6

ПТ1

ПГУ

2010

19,0

ГТ2

ПГУ

2010

41,1

ПТ2

ПГУ

2010

18,9

3.

ПЭС Уренгой

(ОАО «Передвижная энергетика»)

всего по электростанции

72,0

№ 1

ГТУ

1981

12,0

№ 2

ГТУ

1981

12,0

№ 3

ГТУ

1982

12,0

№ 4

ГТУ

1982

12,0

№ 5

ГТУ

1984

12,0

№ 6

ГТУ

1984

12,0

4.

ПЭС Надым

(ООО «Северная ПЛЭС»)

всего по электростанции

24,0

5Г-1

ГТУ

1978

12,0

5Г-2

ГТУ

1978

12,0

5.

Ямбургская ГТЭС

(ООО «Газпром добыча Ямбург»)

всего по электростанции

72,0

№ 1

ГТУ

1993

12,0

№ 2

ГТУ

1993

12,0

№ 3

ГТУ

1993

12,0

№ 4

ГТУ

1993

12,0

№ 5

ГТУ

1994

12,0

№ 6

ГТУ

1994

12,0

6.

Харвутинская ГТЭС (ООО «Газпром добыча Ямбург»)

всего по электростанции

10,0

№ 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

8,0

КГТЭС-1500

№ 1

ГТУ

н/д

1,5

КГТЭС-1500

№ 2

ГТУ

н/д

1,5

ГТЭС-2,5 № 3

ГТУ

н/д

2,5

ГТЭС-2,5 № 4

ГТУ

н/д

2,5

8.

ГТЭС Песцовая (ООО «Газпром- добыча Уренгой»)

всего по электростанции

15,0

Итого

804,6

В т.ч. ПГУ

579,6

ГТУ

201,0

ПСУ

24,0

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

24,0

ООО «Газпром добыча Надым»

всего по предприятию

101,0

3.

ГТЭС-25

м/р Бованенковское

10 блоков

ГТУ

2008, 2012

25,0

4.

ГТЭС-36

м/р Бованенковское

6 блоков

ГТУ

2010

36,0

5.

ГТЭС-10

м/р Харасавэйское

4 блока

ГТУ

2008

10,0

6.

ПАЭС-10

м/р Юбилейное

4 блока

ГТУ

1999

10,0

7.

ГТЭС-5

м/р Юбилейное

2 блока

ГТУ

2004

5,0

8.

ПАЭС-10

м/р Ямсовейское

4 блока

ГТУ

1997

10,0

9.

ПАЭС-5

м/р Ямсовейское

2 блока

ГТУ

2003

5,0

ООО «Газпром трансгаз Югорск»

всего по предприятию

193,2

10.

Ямбургское ЛПУ

итого Pуст

30,2

БЭС-630

ДЭС

1986

0,6

9хКАС-500

ДЭС

1988 – 2001

4,5

8хКАС-630

ДЭС

1990 – 2002

5,0

2хПАЭС-2500

ГТУ

1990

5,0

6хПАЭС-2500М

ГТУ

1990

15,0

11.

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

10,0

12.

Новоуренгойское ЛПУ МГ

итого Pуст

33,7

Пуровская ГКС

4хVolvo-250

ДЭС

1984

1,0

3хБЭС-630

ДЭС

1985 – 2003

1,9

Wola-200/0,2

ДЭС

1985

0,2

3хРастон

ТВ-5000

ГТУ

1985

8,1

13.

Правохеттинское ЛПУ

3хБЭС-630

ДЭС

1985 – 1986

1,9

ЭД-200

ДЭС

1998

0,2

4хКАС-500

ДЭС

1987 – 1995

2,0

2хПАЭС-2500

ГТУ

1997

5,0

3хПАЭС-2500М

ГТУ

1983 – 1985

7,5

2хРастон

ТВ-5000

ГТУ

1984

5,4

ЭД-500

ДЭС

1995

0,5

14.

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

15.

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

2,0

16.

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

5,0

3хПАЭС-2500М

ГТУ

1983 – 2005

7,5

2хРастон

ТВ-5000

ГТУ

1986 – 1987

5,4

17.

Ново-Уренгойское ЛПУ

итого Pуст

13,0

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

18.

Пангодинское

ЛПУ ЯНАО

итого Pуст

14,7

4хАС-804р1

ДЭС

1983 – 1987

2,5

Звезда-630НК

ДЭС

2005

0,6

3хКАС-500

ДЭС

1993 – 2005

1,5

4хУрал-2500

ГТУ

2007

10,0

19.

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

5,0

4хПАЭС-2500М

ГТУ

1976 – 1982

10,0

20.

Лонг Юганское ЛПУ

итого Pуст

14,2

5хБЭС-630

ДЭС

1985 – 2002

3,2

2хКАС-500

ДЭС

1985 – 2000

1,0

ПАЭС-2500

ГТУ

1990

2,5

3хПАЭС-2500М

ГТУ

1978 – 2004

7,5

ООО «Газпром трансгаз Сургут»

всего по предприятию

22,0

21.

ЭСК п. Уренгой

ЭСК «Wartsila»

ДЭС

н/д

22,0

ООО «РН-Пурнефтегаз»

всего по предприятию

52,4

22.

Тарасовская газопоршневая электростанция (ТГПЭС)

6хГПГУ

ГПГУ

2010

52,4

ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» –

ТПП «Ямалнефтегаз»

всего по предприятию

69,0

23.

ЭСН ГКС Находкинского м/р

6хГПЭА

ГПГУ

2012

10,5

24.

ГПЭС Находкинского м/р

4хГПЭА

ГПГУ

2004

5,5

25.

ГТЭС-24 Пякяхинское м/р

4хГТУ

ГТУ

2009

24,0

26.

ГТЭС-8 Пуровская группа м/р

10хГТУ

ГТУ

2001

14,0

27.

ПАЭС-2500

6хПАЭС-2500

ГТУ

1992

15,0

ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»

всего по предприятию

19,5

28.

ЭСН Чатылкинского м/р

Waukesha

ГТУ

2008

5,0

6хCummins

ДЭС

2008

6,0

29.

ЭСН Холмистого м/р

Waukesha

ГТУ

2008

4,5

6хCummins

ДЭС

2008

4,0

ОАО «НОВАТЭК»

всего по предприятию

8,6

30.

Таркосаленеф-тегаз

OPRA

ГТУ

2010

3,6

ПАЭС-2500

ГТУ

2007

5,0

Вынгапуровский

ГПЗ – Филиал ОАО «СибурТюменьГаз»

всего по предприятию

7,2

31.

ГПЭС ВГПЗ

Petra-2500 (4х1,8)

ГПГУ

2012

7,2

Итого по автономным источникам электроснабжения крупных потребителей электроэнергии

521,4

В т.ч. ГТУ

364,3

ДЭС

80,5

ГПГУ

75,6

Автономные источники электроснабжения территориально изолированных МО

Город Салехард

всего по МО

85,30

1.

ГТЭС-3

№ 1

ГТУ

2001

12,00

№ 2

ГТУ

2001

12,00

№ 3

ГТУ

2004

15,40

2.

ДЭС-1

№ 1

ДЭС

1994

6,50

№ 2

ДЭС

1994

6,50

№ 3

ДЭС

1997

6,40

3.

ДЭС-2

№ 1

ДЭС

1999

6,40

№ 2

ДЭС

2000

6,10

4.

ТЭС-14

№ 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

73,00

5.

ПЭС Лабытнанги

ГТГ-1

ГТУ

1996

12,00

ГТГ-2

ГТУ

1996

12,00

ГТГ-3

ГТУ

2007

14,00

ГТГ-4

ГТУ

2010

12,00

ГТГ-5

ГТУ

1974

4,00

ГТГ-6

ГТУ

1979

4,00

ГТГ-7

ГТУ

1976

2,50

ГТГ-8

ГТУ

1976

2,50

ГТГ-9

ГТУ

1978

2,50

ГТГ-10

ГТУ

1978

2,50

ГТГ-11

ГТУ

1983

2,50

ГТГ-12

ГТУ

1983

2,50

Шурышкарский район

всего по МО

21,91

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

1,10

8R22

ДЭС

1994

1,10

4-26 ДГ

ДЭС

2000

1,20

4-26 ДГ

ДЭС

2000

1,20

4-26 ДГ

ДЭС

2009

1,20

4-26 ДГ

ДЭС

2010

1,20

7.

Село Восяхово

итого Pуст

0,80

ЯМЗ -238

ДЭС

2001

0,10

ЯМЗ -238

ДЭС

2001

0,10

ЯМЗ -238

ДЭС

2012

0,10

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

2,00

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

0,10

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

1,50

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

0,03

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

0,04

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

0,10

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

0,04

АД-16

ДЭС

2005

0,02

АД-11

ДЭС

2012

0,01

АД-16 сп.

ДЭС

2002

0,02

Ямальский район

всего по МО

28,83

23.

Село Салемал

итого Pуст

1,60

Cummins QSX15G8 № 1

ДЭС

2011

0,40

Cummins QSX15G8 № 2

ДЭС

2011

0,40

Cummins QSX15G8 № 3

ДЭС

2011

0,40

Cummins QSX15G8 № 4

ДЭС

2011

0,40

24.

Село Панаевск

итого Pуст

1,58

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

8,96

MTU 12v4000

ДЭС

2006

1,12

MTU 12v4000

ДЭС

2006

1,12

MTU 12v4000

ДЭС

2007

1,12

MTU 12v4000

ДЭС

2007

1,12

MTU 12v4000

ДЭС

2007

1,12

MTU 12v4000

ДЭС

2007

1,12

MTU 12v4000

ДЭС

2010

1,12

MTU 12v4000

ДЭС

2010

1,12

26.

Поселок

Сюнай-Сале

итого Pуст

1,15

АД-200С-Т400

ДЭС

2005

0,20

АД-200С-Т400

ДЭС

2004

0,20

АД-250С-Т400

ДЭС

2010

0,25

АД-250С-Т400

ДЭС

2012

0,25

АД-250С-Т400

ДЭС

2012

0,25

27.

Село Новый Порт

итого Pуст

2,23

ДГ-72 (3)

ДЭС

2009

0,80

ДГ-72 (4)

ДЭС

1997

0,80

ДГА-315 (1)

ДЭС

2005

0,32

ДГА-315 (2)

ДЭС

2005

0,32

28.

Село

Мыс Каменный

итого Pуст

9,39

ЦЭС-Геологи

АИ-20 ПАЭС-2500 № 2

ГТУ

2005

2,50

АИ-20 ПАЭС-2500 № 3

ГТУ

2009

2,50

АИ-20 ПАЭС-2500 № 4

ГТУ

2006

2,50

ДЭС Аэропорт

Г – 73 № 1

ДЭС

1982

0,63

Г – 73 № 2

ДЭС

1984

0,63

ДГА – 315 № 1

ДЭС

1989

0,32

ДГА – 315 № 2

ДЭС

1991

0,32

29.

Село Сеяха

итого Pуст

3,92

Шкода

825 6-27,5 A4S

ДЭС

2009

0,66

Шкода

825 6-27,5 A4S

ДЭС

2006

0,66

Шкода

608 6-27,5 A2S

ДЭС

2003

0,49

Шкода

608 6-27,5 A2S

ДЭС

2001

0,49

Шкода

608 6-27,5 A2S

ДЭС

2004

0,49

Шкода

608 6-27,5 A2S

ДЭС

2010

0,49

Шкода

825 6-27,5 A4S

ДЭС

2002

0,66

Тазовский район

всего по МО

40,80

30.

Поселок Тазовский

итого Pуст

17,50

ПАЭС-2500

№ 1

ГТУ

1996

2,50

ПАЭС-2500

№ 2

ГТУ

1996

2,50

ПАЭС-2500

№ 3

ГТУ

1993

2,50

ПАЭС-2500

№ 4

ГТУ

2002

2,50

ПАЭС-2500

№ 5

ГТУ

1989

2,50

ПАЭС-2500

№ 6

ГТУ

1993

2,50

ПАЭС-2500

№ 7

ГТУ

2003

2,50

31.

Село Газ-Сале

итого Pуст

17,50

ПАЭС-2500

№ 1

ГТУ

1976

2,50

ПАЭС-2500

№ 2

ГТУ

1987

2,50

ПАЭС-2500

№ 3

ГТУ

1987

2,50

ПАЭС-2500

№ 4

ГТУ

1985

2,50

ПАЭС-2500

№ 5

ГТУ

1985

2,50

ПАЭС-2500

№ 6

ГТУ

1987

2,50

ПАЭС-2500

№ 7

ГТУ

1991

2,50

32.

Село Антипаюта

итого Pуст

5,00

ПАЭС-2500

№ 1

ГТУ

1987

2,50

ПАЭС-2500

№ 2

ГТУ

2002

2,50

33.

Село Находка

итого Pуст

0,80

ДЭС

ДЭС

2006

0,30

ДЭС

ДЭС

2006

0,30

ДЭС

ДЭС

н/д

0,10

ДЭС

ДЭС

н/д

0,10

Красноселькупский район

всего по МО

5,59

34.

Село Толька

итого Pуст

1,88

ДГ-72 № 1

ДЭС

1979

0,38

ДГ-72 № 2

ДЭС

1983

0,38

ДГ-72 № 3

ДЭС

1985

0,38

ДГ-72 № 4

ДЭС

1987

0,38

ДГ-72 № 5

ДЭС

1988

0,38

35.

Село Красноселькуп

итого Pуст

3,00

ДГ-72 № 1

ДЭС

1979

0,38

ДГ-72 № 2

ДЭС

1998

0,38

ДГ-72 № 3

ДЭС

1980

0,38

ДГ-72 № 4

ДЭС

2000

0,38

ДГ-72 № 5

ДЭС

1986

0,38

ДГ-72 № 6

ДЭС

1987

0,38

ДГ-72 № 7

ДЭС

1991

0,38

ДГ-72 № 8

ДЭС

1991

0,38

36.

Село Ратта

итого Pуст

0,72

АД200-Т400-РМ

ДЭС

2006

0,20

АД200-Т400-1РМ2

ДЭС

2009

0,20

АД315-Т400-1РМ2

ДЭС

2006

0,32

Приуральский район

всего по МО

30,93

37.

Село Аксарка

итого Pуст

10,50

ЭГД-7-1

ДЭС

2004

1,50

ЭГД-7-2

ДЭС

2004

1,50

ЭГД-7-3

ДЭС

2004

1,50

ЭГД-7-4

ДЭС

2004

1,50

ГПА-1

ГПГУ

2011

1,50

ГПА-2

ГПГУ

2011

1,50

ГПА-3

ГПГУ

2011

1,50

38.

Поселок Товопогол

итого Pуст

0,12

ДГ-60

ГПГУ

2002

0,06

ДГ-30

ДЭС

2006

0,03

ДГ-30

ДЭС

2008

0,03

39.

Поселок

Зеленый Яр

итого Pуст

0,56

ДГ-100 № 1

ДЭС

2002

0,10

ДГ-200 № 2

ДЭС

2007

0,20

ДГ-100 № 3

ДЭС

2002

0,10

ДГ-100 № 4

ДЭС

2002

0,10

ДГ-60 № 5

ДЭС

2004

0,06

40.

Село Харсаим

итого Pуст

2,97

ДГ-100 № 1

ДЭС

2000

0,10

ДГ-100 № 2

ДЭС

2000

0,10

ДГ-100 № 3

ДЭС

1991

0,10

ДГ-100 № 4

ДЭС

1991

0,10

ДГ-420 № 5

ДЭС

2010

0,42

ДГ-200 № 6

ДЭС

2007

0,20

ДГ-200 № 7

ДЭС

2007

0,20

ДГ-500 № 8

ДЭС

2012

0,50

ДГ-1250 № 9

ДЭС

2008

1,25

41.

Поселок Вылпосл

итого Pуст

0,05

ДГ-30 № 1

ДЭС

2009

0,03

ДГ-16 № 2

ДЭС

1995

0,02

42.

Деревня Лаборовая

итого Pуст

0,40

ДГ-100 № 1

ДЭС

2001

0,10

ДГ-100 № 2

ДЭС

2001

0,10

ДГ-200 № 3

ДЭС

2003

0,20

43.

Село Катравож

итого Pуст

1,60

ДГ-400 № 1

ДЭС

2010

0,40

ДГ-400 № 2

ДЭС

2010

0,40

ДГ-400 № 3

ДЭС

2010

0,40

ДГ-400 № 4

ДЭС

2011

0,40

44.

Село Белоярск

итого Pуст

3,38

ДГ-1000 № 1

ДЭС

1995

1,13

ДГ-1000 № 2

ДЭС

1995

1,13

ДГ-1000 № 3

ДЭС

2006

1,13

45.

Поселок Щучье

итого Pуст

0,40

ДГ-100 № 1

ДЭС

2010

0,10

ДГ-100 № 2

ДЭС

2009

0,10

ДГ-100 № 3

ДЭС

2003

0,10

ДГ-100 № 4

ДЭС

2011

0,10

46.

П.г.т. 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

Пуровский район

всего по МО

4,32

47.

Село Самбург

итого Pуст

4,32

14-26ДГ

ДЭС

2003

1,10

14-26ДГ

ДЭС

2003

1,10

14-26ДГ

ДЭС

2003

1,10

Ausonia № 1

ДЭС

2009

0,51

Ausonia № 2

ДЭС

2009

0,51

Надымский район

всего по МО

3,25

48.

Село Ныда

итого Pуст

1,58

ДЭС № 1

ДГ № 1

ДЭС

2002

0,32

ДГ № 2

ДЭС

1998

0,32

ДГ № 3

ДЭС

2002

0,32

ДГ № 4

ДЭС

2001

0,32

ДГ № 5

ДЭС

2004

0,32

ДГ № 6

ДЭС

2008

0,32

ДГ № 7

ДЭС

2008

0,32

ДГ № 8

ДЭС

2008

0,32

ДЭС № 2

ДГ № 1

ДЭС

2011

0,32

ДГ № 2

ДЭС

1999

0,32

ДГ № 3

ДЭС

1999

0,32

49.

Село Кутопьюган

итого Pуст

0,96

ДГ № 2

ДЭС

2008

0,44

ДГ № 3

ДЭС

2005

0,32

ДГ № 4

ДЭС

2005

0,20

ДГ № 6

ДЭС

2007

0,20

50.

Село Нори

итого Pуст

0,72

ДГ № 1

ДЭС

2005

0,20

ДГ № 2

ДЭС

2007

0,20

ДГ № 3

ДЭС

2011

0,32

Итого автономные источники электроснабжения территориально изолированных муниципальных образований

293,9

В т.ч. ДЭС

104,5

ГТУ

159,9

ГПГУ

29,5

Итого по ЯНАО

1641,9

В т.ч. ПГУ

579,6

ГТУ

748,2

ПСУ

24,0

ГПГУ

105,1

ДЭС

185,0

2.10. Структура установленной мощности по типам электростанций и видам собственности.

Большая часть генерирующих установок на территории ЯНАО находится в частной собственности генерирующих компаний и крупных потребителей электроэнергии. Суммарная величина установленной мощности электростанций в частной собственности составляет 1378,6 МВт. Самой крупной генерирующей компанией на территории ЯНАО по установленной мощности является ОАО «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 типам электростанций и видам собственности приведена в таблице 12, на схеме 8.

Структура установленной мощности по типам электростанций и видам собственности

Таблица 12

Тип электро-станции

Наименование

Тип генерирующих установок

Установлен-ная мощность (МВт)

1

2

3

4

Генери-рующие

компании

ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация»

ПГУ, ПСУ

484,0

ООО «НПГЭ»

ПГУ

119,6

ОАО «Передвижная энергетика»

ГТУ

145,0

ООО «Северная ПЛЭС»

ГТУ

24,0

Электро-станции промыш-ленных предпри-ятий

ООО «Газпром добыча Ямбург»

ГТУ

128,5

ООО «Газпром добыча Надым»

ГТУ, ДЭС

101,0

ООО «Газпром трансгаз Югорск»

ДЭС ГТУ

193,2

ООО «Газпром трансгаз Сургут»

ДЭС

22,0

ООО «Газпром добыча Уренгой»

ГТУ

15,0

ООО «РН-Пурнефтегаз»

ГПГУ

52,4

ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» –

ТПП «Ямалнефтегаз»

ГПГУ, ГТУ

69,0

ОАО «Газпромнефть- Ноябрьскнефтегаз»

ГТУ, ДЭС

19,5

ОАО «НОВАТЭК»

ГТУ

16,6

Филиал ОАО «СибурТюменьГаз» – Вынгапуровский ГПЗ

ГПГУ

7,2

Электро-станции муници-пальных

предпри-ятий

Город Салехард

ГТУ, ДЭС, ГПГУ

85,3

Шурышкарский район

ДЭС

21,9

Ямальский район

ГТУ, ДЭС

28,8

Красноселькупский район

ДЭС

5,6

Тазовский район

ГТУ, ДЭС

40,8

Приуральский район

ДЭС ГПГУ

30,9

Пуровский район

ДЭС

4,32

Надымский район

ДЭС

3,25

Схема 8. Структура установленной мощности генерирующих

установок ЯНАО по собственникам

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 отчетного пятилетнего периода покрытие потребностей за счет собственных источников возросло с 6% в 2009 году до 49% в 2013 году. С вводом с 2012 году блока № 1 Уренгойской ГРЭМ Северный энергорайон энергосистемы ЯНАО стал избыточным.

Балансы электрической мощности и электроэнергии ЭСС ЯНАО за отчетный период приведены в таблицах 13 и 14 соответственно.

Балансы электрической мощности за период 2009 – 2014 годов (МВт)

Таблица 13

Наименование показателя

2009 год

2010 год

2011 год

2012 год

2013 год

2014 год

1

2

3

4

5

6

7

Покрытие – всего

88,0

234,0

238,2

643,7

712,4

529,1

В том числе

Уренгойская ГРЭС

24,0

24,0

24,2

418

505,5

274,2

Ноябрьская ПГЭ

–

124,0

123,5

130,1

131,3

133,8

ПЭС Надым

33,0

23,0

22,5

22,5

22,5

22,5

ПЭС Уренгой

29,0

31,0

40,0

39,3

13,2

54,9

Ямбургская ГТЭС

2,0

32,0

28,0

33,9

34,9

35,7

ГТЭС Юрхаровского НГКМ

–

–

–

–

–

3

ГТЭС Песцовая

–

–

–

–

2

2

ГТЭС Харвутинская

–

–

–

–

3

3

Потребление – всего

1454

1390

1461

1472

1449

1496

Сальдо перетоков (дефицит)

1366

1156

1223

828,3

736,6

966,9

Схема 10. Динамика изменения покрытия максимума потребления

мощности ЭЭС ЯНАО, МВт

Балансы электрической энергии за период 2009 – 2013 годов (млн кВт∙ч)

Таблица 14

Наименование показателя

2009 год

2010

год

2011

год

2012

год

2013

год

2014

год

1

2

3

4

5

6

7

Электропотребление

10 563,0

10 930,4

10 337,0

10 533,0

11 083,1

11 091,0

Собственная выработка

694,9

1 252,4

1 903,8

2 438,0

4 830,3

4 966,5

Сальдо перетоков электрической энергии[5]

9 868,1

9 678,0

8 433,2

8 095,0

6 543,4

6 124,5

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

В таблице 15 приведены показатели энерго- и электроэффективности экономики ЯНАО за отчетные 2009 – 2012 годы на основании данных органов государственной статистики.

Основные показатели энерго- и электроэффективности

за 2009 – 2012 годы[6]

Таблица 15

Наименование показателя

2009 год

2010 год

2011 год

2012 год

1

2

3

4

5

ВРП (млрд. руб.)

649,6

782,2

966,1

1192,2

Электропотребление (млрд кВт∙ч)

12 806

12 963

13 077

13 279

Объем потребленных ТЭР (т у.т.)

16 317 091

15 694 402

19 028 680

19 331 293

Численность населения (чел.)

543651

522904

524925

536558

Электроемкость ВРП (кВт∙ч/руб.)

19,7

16,6

13,5

11,1

Энергоемкость ВРП (т у.т./млн руб.)

25,1

20,1

19,7

16,2

Потребление ЭЭ на душу населения

(тыс. кВт∙ч/чел.)

23,6

24,8

24,9

24,7

Потребление электроэнергии на душу населения на территории ЯНАО превышает среднероссийское в 3,3 раза (в 2012 году электропотребление на душу населения в среднем по Российской Федерации составило 7,4 тыс. кВт∙ч/чел.), что может быть объяснено значительной долей промышленности в структуре потребления электроэнергии.

Снижение электроемкости и энергоемкости ВРП ЯНАО в период 2009 – 2012 годов объясняются в первую очередь инфляцией.

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

Основными эксплуатирующими организациями являются Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» ─ МЭС Западной Сибири (ЯНПМЭС), ОАО «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 16 с учетом номинального напряжения и эксплуатирующей организации.

Сводные данные по существующим ПС 110 кВ и выше ЭЭС ЯНАО

Таблица 16

Наименование показателя

Коли-чество ПС (шт.)

Коли-чество Т/АТ (шт.)

Мощность ПС

(МВА)

1

2

3

4

Всего

162

336

12 236

По номинальному напряжению

500 кВ

3

15

4 007

220 кВ

12

27

2 857

110 кВ

146

297

5 632

По эксплуатирующим организациям

МЭС Западной Сибири

14

40

6 614

ОАО «Тюменьэнерго»

106

215

4 366

Промышленные предприятия

42

82

1 266

На схеме 11 приведена структура установленной мощности Т/АТ 110 кВ и выше по номинальному напряжению и эксплуатирующим организациям.

Схема 11. 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 17.

Сводные данные о количестве и протяженности ЛЭП 110 кВ

и выше ЭЭС ЯНАО

Таблица 17

Наименование показателя

Количество ЛЭП (шт.)

Длина (км)

1

2

3

Всего

120

9 460

По номинальному напряжению

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

5

842

220 кВ

17

1 847

110 кВ

98

6 771

По эксплуатирующим организациям

МЭС Западной Сибири

22

2 663

ОАО «Тюменьэнерго»

83

5 748

Промышленные предприятия

15

1 023

На схеме 12 приведена структура ЛЭП 110 кВ и выше по протяженности по номинальному напряжению и эксплуатирующим организациям.

Схема 12. Структура ЛЭП 110 кВ и выше по протяженности

по номинальному напряжению (а) и эксплуатирующим

организациям (б)

В таблицах 18 – 19 приведен перечень ПС и ЛЭП 110 кВ и выше ЭЭС ЯНАО, а также сведения о количестве и мощности Т/АТ ПС, длине и марке провода ЛЭП и данные об эксплуатирующей организации.

В 2013 году введено следующее электросетевое оборудование:

- ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея 1 цепь длиной 213,7 км;

- ПС 220 кВ Мангазея, с установленной мощностью автотрансформаторов 2х125 МВА;

- ПС 220 кВ Арсенал с установленной мощностью автотрансформаторов 2х125 МВА;

- ВЛ 220 кВ Арсенал – Тарко-Сале-1 длиной 72 км;

- ПС 110 кВ Лимбей с ВЛ 110 кВ (ОАО «НОВАТЭК-Пуровский ЗПК»);

- ПС 110 кВ Тайяха с ВЛ 110 кВ (ОАО «НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз»);

- ПС 110 кВ Вымпел (ОАО «Запсибтрансгаз»).

В 2013 году произведена реконструкция ВЛ 500 (220) кВ Муравленковская - Надым на головных участках со стороны ПС Муравленковская и ПС Надым общей протяженностью 8,37 км с заменой провода.

Кроме того, в 2014 году введено следующее электросетевое оборудование:

- ВЛ 220 кВ Арсенал – Тарко-Сале-2 длиной 72 км;

- ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС- Мангазея 2 цепь длиной 213,7 км;

- УШР на ПС 220 кВ Арсенал, мощностью 25 Мвар;

- ВЛ 110 кВ Уренгой – Лимбя-Яха с ПП 110 кВ Лимбя-Яха.

Сведения о составе ПС 110 кВ и выше ЭЭС ЯНАО по состоянию

на 01 января 2015 года

Таблица 18

№

п/п

Наименование ПС

Uном

(кВ)

Количество

Т/АТ

(шт.)

Мощность Т/АТ

(МВА)

Суммарная мощность ПС (МВА)

1

2

3

4

5

6

Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» – МЭС Западной Сибири

1

ПС 500 кВ Холмогорская

500

3

501

1503

220

3

125

375

2

ПС 500 кВ Муравленковская

500

1

501

501

220

2

63

126

1

125

125

3

ПС 500 кВ Т

арко-Сале

500

2

501

1002

220

3

125

375

Итого ПС 500 кВ

15

4007

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

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

Итого ПС 220 кВ

27

2857

Итого Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Западной Сибири

42

6 864

ОАО «Тюменьэнерго»

1

ПС 110 кВ КНС-1

110

2

25

50

2

ПС 110 кВ Разряд

110

2

40

80

3

ПС 110 кВ Вышка

110

2

40

80

4

ПС 110 кВ НПС Холмогоры

110

2

40

80

5

ПС 110 кВ Карамовская

110

2

25

50

6

ПС 110 кВ Суторминская

110

2

16

32

7

ПС 110 кВ Крайняя

110

2

25

50

8

ПС 110 кВ КНС-9

110

2

25

50

9

ПС 110 кВ Летняя

110

2

25

50

10

ПС 110 кВ З. Ноябрьская

110

2

25

50

11

ПС 110 кВ Итурская

110

2

25

50

12

ПС 110 кВ Городская

110

2

25

50

13

ПС 110 кВ Владимирская

110

2

25

50

14

ПС 110 кВ Хрустальная

110

2

25

50

15

ПС 110 кВ Комплект

110

2

25

50

16

ПС 110 кВ Кедр

110

1

6,3

6,3

1

10

10

17

ПС 110 кВ Ханупа

110

2

25

50

18

ПС 110 кВ Ударная

110

2

40

80

19

ПС 110 кВ Трудовая

110

2

40

80

20

ПС 110 кВ Стрела

110

2

25

50

21

ПС 110 кВ Геращенко

110

2

25

50

22

ПС 110 кВ Пяку-Пур

110

2

16

32

23

ПС 110 кВ Сугмутская

110

2

40

80

24

ПС 110 кВ Н. Пурпейская

110

2

40

80

25

ПС 110 кВ Жемчужина

110

2

25

50

26

ПС 110 кВ Курская

110

2

40

80

27

ПС 110 кВ Орловская

110

2

40

80

28

ПС 110 кВ Барсуковская

110

2

40

80

29

ПС 110 кВ Комсомольская

110

2

25

50

30

ПС 110 кВ УКПГ

110

2

6,3

12,6

31

ПС 110 кВ Мара-Яха

110

2

25

50

32

ПС 110 кВ Майская

110

2

25

50

33

ПС 110 кВ Ю. Харампурская

110

2

25

50

34

ПС 110 кВ Харампурская

110

2

25

50

35

ПС 110 кВ Тарасовская

110

2

25

50

36

ПС 110 кВ Светлая

110

2

16

32

37

ПС 110 кВ Сигнал

110

2

25

50

38

ПС 110 кВ Фортуна

110

2

25

50

39

ПС 110 кВ Победа

110

2

25

50

40

ПС 110 кВ Градиент

110

2

6,3

12,6

41

ПС 110 кВ Пурпейская

110

2

6,3

12,6

42

ПС 110 кВ Таланга

110

2

10

20

43

ПС 110 кВ Геолог

110

2

25

50

44

ПС 110 кВ Карьер

110

1

16

16

45

ПС 110 кВ Кирпичная

110

2

10

20

46

ПС 110 кВ Кристалл

110

2

10

20

47

ПС 110 кВ Губкинская

110

2

6,3

12,6

48

ПС 110 кВ Вынгаяхинская

110

2

25

50

49

ПС 110 кВ Новогодняя

110

2

25

50

50

ПС 110 кВ Еты-Пур

110

2

16

32

51

ПС 110 кВ Маяк

110

2

25

50

52

ПС 110 кВ Белоярская

110

2

16

32

53

ПС 110 кВ Амня

110

2

2,5

5

54

ПС 110 кВ Полноват

110

2

2,5

5

55

ПС 110 кВ Верхнеказымская

110

2

25

50

56

ПС 110 кВ Сорум

110

2

16

32

57

ПС 110 кВ Сосновская

110

2

25

50

58

ПС 110 кВ Приозерная

110

2

25

50

59

ПС 110 кВ Лонг-Юган

110

2

16

32

60

ПС 110 кВ Л. Хеттинская

110

2

25

50

61

ПС 110 кВ Морошка

110

2

25

50

62

ПС 110 кВ Старый Надым

110

2

6,3

12,6

63

ПС 110 кВ Береговая

110

2

40

80

64

ПС 110 кВ Голубика

110

2

16

32

65

ПС 110 кВ Хасырейская

110

2

25

50

66

ПС 110 кВ Ныда

110

2

16

32

67

ПС 110 кВ УГП-15

110

2

10

20

68

ПС 110 кВ Ямбург

110

2

25

50

69

ПС 110 кВ ЯГП-1

110

2

25

50

70

ПС 110 кВ ЯГП-1В

110

2

25

50

71

ПС 110 кВ ЯГП-5

110

2

10

20

72

ПС 110 кВ ЯГП-6

110

2

16

32

73

ПС 110 кВ ЯГП-7

110

2

10

20

74

ПС 110 кВ ЯГП-2

110

2

10

20

75

ПС 110 кВ ЯГП-3

110

2

10

20

76

ПС 110 кВ ЯГП-4

110

2

10

20

77

ПС 110 кВ Взлетная

110

2

2,5

5

78

ПС 110 кВ УГП-12

110

1

6,3

6,3

1

10

10

79

ПС 110 кВ УГП-13

110

2

10

20

80

ПС 110 кВ Янтарная

110

2

40

80

81

ПС 110 кВ Погружная

110

2

25

50

82

ПС 110 кВ Песчаная

110

2

6,3

12,6

83

ПС 110 кВ Холод

110

2

1Т: 10

2Т: 16

26

84

ПС 110 кВ Сварочная

110

1

6,3

6,3

85

ПС 110 кВ Звезда

110

2

16

32

86

ПС 110 кВ УГП-1А

110

2

16

32

87

ПС 110 кВ Фарафонтьевская

110

2

25

50

88

ПС 110 кВ Новоуренгойская

110

2

40

80

89

ПС 110 кВ

Варенга-Яха

110

2

40

80

90

ПС 110 кВ Водозабор

110

2

16

32

91

ПС 110 кВ Опорная

110

2

16

32

92

ПС 110 кВ Ева-Яха

110

2

25

50

93

ПС 110 кВ Ямал

110

2

25

50

94

ПС 110 кВ УГП-2В

110

2

25

50

95

ПС 110 кВ УГП-2

110

2

10

20

96

ПС 110 кВ УГП-3

110

2

6,3

12,6

97

ПС 110 кВ УГП-4

110

1

10

10

1

6,3

6,3

98

ПС 110 кВ УГП-5

110

2

6,3

12,6

99

ПС 110 кВ УГП-5В

110

2

16

32

100

ПС 110 кВ Буран

110

2

6,3

12,6

101

ПС 110 кВ УГП-7

110

2

6,3

12,6

102

ПС 110 кВ УГП-8

110

2

6,3

12,6

103

ПС 110 кВ Ужгородская

110

2

25

50

104

ПС 110 кВ УГП-9

110

2

6,3

12,6

105

ПС 110 кВ УГП-10

110

2

6,3

12,6

106

ПС 110 кВ Табъяха

110

2

2,5

5

107

ПС 110 кВ УГТЭС-72

110

1

25

25

2

32

64

Итого ОАО «Тюменьэнерго»

215

4 366

Электросетевые объекты промышленных предприятий

1

ПС 110 кВ ГКС Холмогорская

110

2

1Т: 16

2Т: 10

26

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

КС-0

110

2

6,3

12,6

Итого ПС Промышленных предприятий

82

1 266

Итого ПС 110 кВ

296

5 632

Итого

336

12 246

1

Сведения о составе ЛЭП 110 кВ и выше ЭЭС ЯНАО по состоянию на 01 января 2015 года

Таблица 19

№

п/п

Наименование ЛЭП

Участки ЛЭП

Число цепей (шт.)

Длина цепи

(км)

Длина (км)

Марка провода

Эксплуатирующая организация

1

2

3

4

5

6

7

8

1.

ВЛ 500 кВ Холмогорская – Муравленковская

1

104,4

104,4

3хАС-300

МЭС Западной Сибири

2.

ВЛ 500 кВ Холмогорская – Тарко-Сале

1

187,5

187,5

3хАС-300

МЭС Западной Сибири

3.

ВЛ 500 кВ Муравленковская – Тарко-Сале

1

107,7

107,7

3хАС-300

МЭС Западной Сибири

Итого в одноцепном исчислении 500 кВ

400

1.

ВЛ 220 кВ Холмогорская – Аврора

1

95,1

95,1

АС-240, АС-300

МЭС Западной Сибири

2.

ВЛ 220 кВ Холмогорская – Вынгапур

1

132,0

132,0

АС-300

МЭС Западной Сибири

3.

ВЛ 220 кВ Холмогорская – Пуль-Яха

1

94,3

94,3

АС-240

МЭС Западной Сибири

4.

ВЛ 220 кВ Холмогорская – Янга-Яха

1

62,3

62,3

АС-300

МЭС Западной Сибири

5.

ВЛ 220 кВ Муравленковская – Аврора

1

38,8

38,8

АС-240

МЭС Западной Сибири

6.

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

1

185,3

185,3

АС-400, 3хАС-300

МЭС Западной Сибири

7.

ВЛ 220 кВ Муравленковская – Пуль-Яха

1

51,8

51,8

АС-240

МЭС Западной Сибири

8.

ВЛ 220 кВ Муравленковская – Тарко-Сале

1

102,9

102,9

АС-240

МЭС Западной Сибири

9.

ВЛ 220 кВ Пангоды – Надым

отп. П. Хеттинская – Надым

1

29,9

29,9

АС-240

МЭС Западной Сибири

Пангоды –

отп. П. Хеттинская

1

58,0

58,0

АС-240

МЭС Западной Сибири

отп. П. Хеттинская –

П. Хеттинская

1

7,0

7,0

АС-240

МЭС Западной Сибири

10.

ВЛ 220 кВ Тарко-Сале – ГГПЗ-1,2

2

2,1

4,2

АС-240

МЭС Западной Сибири

11.

ВЛ 220 кВ Уренгой – Надым

отп. П. Хеттинская – Надым

1

29,9

29,9

АС-240

МЭС Западной Сибири

Уренгой –

отп. П. Хеттинская

1

176,0

176,0

АС-240

МЭС Западной Сибири

отп. П. Хеттинская –

П. Хеттинская

1

7,0

7,0

АС-240

МЭС Западной Сибири

12.

ВЛ 220 кВ Уренгой – Оленья-1,2

2

114,7

229,4

АС-240, АС-400

МЭС Западной Сибири

13.

ВЛ 220 кВ Уренгой – Пангоды

1

111,0

111,0

АС-240

МЭС Западной Сибири

14.

ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея-1

1

213,7

213,7

АС-240, АС-500

МЭС Западной Сибири

15.

ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой-1

1

80,9

80,9

АС-400

МЭС Западной Сибири

16.

ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой-2,3

2

73,7

147,4

АС-400

МЭС Западной Сибири

17.

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

1

256,8

256,8

АС-400, 3хАС-330

МЭС Западной Сибири

18.

ВЛ 220 кВ Янга-Яха – Вынгапур

1

76,6

76,6

АС-300

МЭС Западной Сибири

19.

ВЛ 220 кВ Тарко-Сале – Арсенал(I цепь)

1

72,7

72,7

АС-240

МЭС Западной Сибири

Итого в одноцепном исчислении 220 кВ

2 263

1.

ВЛ 110 кВ Базовая – ПГП-9-1,2

Базовая – ПГП-2

2

12,1

24,2

АС-120, АС-95

промышленные предприятия

ПГП-2 – ПГП-3

2

7,5

15,0

АС-120

промышленные предприятия

ПГП-3 – ПГП-1

2

8,1

16,2

АС-120, АС-95

промышленные предприятия

ПГП-1 – ПГП-4

2

7,6

15,2

АС-120, АС-95

промышленные предприятия

ПГП-4 – ПГП-5

2

15,7

31,4

АС-120, АС-95

промышленные предприятия

ПГП-5 – ПГП-6

2

8,6

17,2

АС-95

промышленные предприятия

ПГП-6 – ПГП-7

2

8,2

16,4

АС-120

промышленные предприятия

ПГП-7 – ПГП-8

2

5,8

11,6

АС-120

промышленные предприятия

ПГП-8 – Ныда

2

25,5

51,0

АС-120, АС-95

промышленные предприятия

Ныда – ПГП-9

2

24,7

49,4

АС-120

промышленные предприятия

2.

ВЛ 110 кВ Белоярская – Амня

1

27,9

27,9

АС-95

промышленные предприятия

3.

ВЛ 110 кВ Белоярская – Октябрьская

с отп. на Перегребное

Белоярская –

отп. Бобровская

1

37,7

37,7

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Бобровская – Бобровская

1

34,7

34,7

АС-95

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Бобровская –

отп. Перегребное

1

68,9

68,9

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Перегребное – Октябрьская

1

61,1

61,1

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Перегребное – Перегребное

1

19,1

19,1

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

4.

ВЛ 110 кВ Белоярская – Полноват-1,2

2

54,2

108,4

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

5.

ВЛ 110 кВ Белоярская – Шеркалы

Белоярская –

отп. Бобровская

1

34,7

34,7

АС-95

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Бобровская – Бобровская

1

37,7

37,7

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Бобровская –

отп. Перегребное

1

68,9

68,9

АС-95

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Перегребное – Перегребное

1

19,1

19,1

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Перегребное – Шеркалы

1

54,0

54,0

АС-95,

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

6.

ВЛ 110 кВ Буран – Табъяха

Буран – УГП-7

1

7,9

7,9

АС-120, АС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

УГП-7 – УГП-8

1

8,6

8,6

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

УГП-8 – Ужгородская

1

11,0

11,0

АС-120, АС-95

ОАО «Тюменьэнерго»

Ужгородская – УГП-9

1

5,4

5,4

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

УГП-9 – УГП-10

1

8,7

8,7

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

УГП-10 – Табъяха

1

31,0

31,0

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

7.

ВЛ 110 кВ Буран –

УГП-10

Буран – УГП-7

1

8,4

8,4

АС-120, АС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

УГП-7 – УГП-8

1

7,9

7,9

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

УГП-8 – Ужгородская

1

11,2

11,2

АС-120, АС-95

ОАО «Тюменьэнерго»

Ужгородская – УГП-9

1

4,5

4,5

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

УГП-9 – УГП-10

1

8,5

8,5

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

8.

ВЛ 110 кВ В. Казым – Белоярская

1

88,6

88,6

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

9.

ВЛ 110 кВ Вынгапур – Маяк

1

51,7

51,7

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

10.

ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя

1

51,6

51,6

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

11.

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

2

11,2

22,4

АС-120

промышленные предприятия

12.

ВЛ 110 кВ Вынгапур – Песчаная-1,2

Вынгапур –

отп. Погружная

2

15,1

30,1

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Погружная – Песчаная

2

5,3

10,7

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

13.

ВЛ 110 кВ Вынгапур – Янтарная-1,2

2

0,2

0,3

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

14.

ВЛ 110 кВ Вынгапур – Ярайнерская-1,2

Вынгапур –

отп. Хорошуновская

2

0,7

1,3

АС-120

промышленные предприятия

отп. Хорошуновская – Ярайнерская

2

51,6

103,2

АС-120

промышленные предприятия

отп. Хорошуновская – Хорошуновская

2

15,4

30,8

АС-120

промышленные предприятия

15.

ВЛ 110 кВ Геращенко – Пяку-Пур-1,2

2

30,6

61,3

АС-120, АС-95

ОАО «Тюменьэнерго»

16.

ВЛ 110 кВ КГТЭС – Белоярская

2

23,4

46,8

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

17.

ВЛ 110 кВ Кедр – Губкинская

Губкинская –

отп. Ханымей

1

37,3

37,3

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Ханымей – Кедр

1

0,2

0,2

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

18.

ВЛ 110 кВ Кирпичная – Градиент

Кирпичная –

отп. Айваседопур

1

1,9

1,9

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Айваседопур –

отп. Таланга

1

18,2

18,2

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Таланга – Таланга

1

4,5

4,5

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Таланга – Градиент

1

45,9

45,9

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

19.

ВЛ 110 кВ Кирпичная – Кристалл-1

Кирпичная – отп. Геолог

1

7,7

7,7

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Геолог – Геолог

1

2,0

2,0

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Геолог – Кристалл

(отп. Карьер)

1

21,9

21,9

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Карьер – Карьер

1

17,3

17,3

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

20.

ВЛ 110 кВ Кирпичная – Кристалл-2

Кирпичная – отп. Геолог

1

7,7

7,7

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Геолог – Геолог

1

2,0

2,0

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Геолог – Кристалл

1

21,9

21,9

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

21.

ВЛ 110 кВ Кирпичная – Пуровский ЗПК

1

20,2

20,2

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

22.

ВЛ 110 кВ Кирпичная – Пур

Кирпичная – отп. Пуровский ЗПК

1

22,1

22,1

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Пуровский ЗПК – Пур

1

19,2

19,2

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Пуровский ЗПК – Пуровский ЗПК

1

0,3

0,3

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

23.

ВЛ 110 кВ Кирпичная – Пурпейская

1

57,5

57,5

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

24.

ВЛ 110 кВ Кирпичная – Таланга

Кирпичная –

отп. Айваседопур

1

0,8

0,8

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Айваседопур – Таланга

1

24,0

24,0

АС-120, АС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

25.

ВЛ 110 кВ Левохеттинская –

Лонг-Юган

уч. Л.Хеттинская –

отп. Приозерная

1

119,7

119,7

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Приозерная – Приозерная

1

69,9

69,9

АС-95

ОАО «Тюменьэнерго»

26.

ВЛ 110 кВ Муравленковская – Геращенко

1

7,9

7,9

АС-120, АС-95

ОАО «Тюменьэнерго»

27.

ВЛ 110 кВ Муравленковская – Орловская-1,2

Муравленковская –

отп. Курская

2

0,1

0,1

АС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Курская – Курская

2

0,7

1,4

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Курская – Орловская

2

10,4

20,9

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

28.

ВЛ 110 кВ Муравленковская –

СП Барсуковский-1,2

Муравленковская –

Н. Пурпейская

2

43,9

87,8

АС-240, АС-185, АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

Н. Пурпейская – Барсуковская

2

19,3

38,6

АС-95,

АС-185

ОАО «Тюменьэнерго»

Барсуковская –

СП Барсуковский

2

0,5

1,0

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

29.

ВЛ 110 кВ Муравленковская – Звездная

Муравленковская –

отп. Жемчужина

1

34,1

34,1

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Жемчужина – Жемчужина

1

0,3

0,3

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Жемчужина –

отп. Сугмутская

1

41,1

41,1

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Сугмутская – Сугмутская

1

0,1

0,1

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Сугмутская – Звездная

1

22,1

22,1

АС-120

промышленные предприятия

30.

ВЛ 110 кВ Муравленковская – Стрела

1

28,4

28,4

АС-95,

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

31.

ВЛ 110 кВ Муравленковская – Сугмутская

Муравленковская –

отп. Жемчужина

1

34,1

34,1

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Жемчужина – Жемчужина

1

0,4

0,4

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Жемчужина – Сугмутская

1

41,1

41,1

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

32.

ВЛ 110 кВ Надым – Береговая

Надым – КС-0

1

0,3

0,3

АС-120

промышленные предприятия

КС-0 – отп. Ст. Надым

1

49,1

49,1

АС-120, АС-95

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Ст. Надым –

Ст. Надым

1

6,1

6,1

АС-95

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Ст. Надым – Береговая

1

2,1

2,1

АС-95

ОАО «Тюменьэнерго»

33.

ВЛ 110 кВ Надым – Бугульник

Надым – Голубика

1

47,4

47,4

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

Голубика – Морошка

1

1,1

1,1

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

34.

ВЛ 110 кВ Надым – Левохеттинская

1

97,4

97,4

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

35.

ВЛ 110 кВ Надым –

Лонг-Юган – Сорум

Надым – отп. Приозерная

(габ. 220 кВ)

1

152,8

152,8

АС-240

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Приозерная –

Лонг-Юган

1

32,2

32,2

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Приозерная – Приозерная

1

35,1

35,1

АС-95

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Приозерная – Оп. 234

1

45,4

45,4

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

Оп. 234 – Сорум

1

41,7

41,7

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

Сорум – Сосновская-1

1

34,7

34,7

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

36.

ВЛ 110 кВ Надым – Морошка

Надым – отп. КС-0

1

0,3

0,3

АС-120

промышленные предприятия

отп. КС-0 – отп. Голубика

1

40,0

40,0

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Голубика – Голубика

1

0,4

0,4

АС-95

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Голубика – Морошка

1

1,1

1,1

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

Морошка –

отп. Ст. Надым

1

8,0

8,0

АС-95

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Ст.Надым – Береговая

1

2,1

2,1

АС-95

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Ст.Надым – Ст. Надым

1

6,1

6,1

АС-95

ОАО «Тюменьэнерго»

37.

ВЛ 110 кВ Новогодняя – Губкинская-1,2

Новогодняя –

отп. Вынгаяхинская

2

52,3

104,6

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Вынгаяхинская – Вынгаяхинская

2

8,8

17,6

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Вынгаяхинская – Губкинская

2

6,1

12,3

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

38.

ВЛ 110 кВ Новогодняя – Еты-Пур-1,2

Новогодняя –

отп. Снежная

2

58,5

117,0

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Снежная – Снежная

2

44,7

89,4

АС-120

промышленные предприятия

отп. Снежная – Еты-Пур

2

2,4

4,8

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

39.

ВЛ 110 кВ Новогодняя – Маяк

1

3,3

3,3

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

40.

ВЛ 110 кВ НПГЭ – Владимирская

НПГЭ –

отп. Адмиральская – Адмиральская

1

0,6

0,6

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Адмиральская – Владимирская

1

7,1

7,1

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

41.

ВЛ 110 кВ НПГЭ – Городская

НПГЭ – отп. Ноябрьская

1

4,2

4,2

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Ноябрьская – Городская

1

6,4

6,4

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Ноябрьская – Ноябрьская

1

7,2

7,2

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

42.

ВЛ 110 кВ НПГЭ – Летняя

НПГЭ – отп. Адмиральская – Адмиральская

1

0,6

0,6

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Адмиральская – Летняя

1

8,0

8,0

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

43.

ВЛ 110 кВ НПГЭ –

Янга-Яха

НПГЭ – отп. З. Ноябрьская

1

7,4

7,4

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. З. Ноябрьская – З. Ноябрьская

1

35,8

35,8

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. З. Ноябрьская –

Янга-Яха

1

7,4

7,4

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

З. Ноябрьская – Итурская

1

13,5

13,5

АС-120

промышленные предприятия

44.

ВЛ 110 кВ Оленья – Песцовая

1

47,0

47,0

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

45.

ВЛ 110 кВ Оленья –

УГП-13-1,2

Оленья – отп. УГП-12

2

7,3

14,6

АС-95

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. УГП-12 – УГП-12

2

2,9

5,8

АС-95

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. УГП-12 – УГП-13

2

10,2

20,4

АС-95

ОАО «Тюменьэнерго»

46.

ВЛ 110 кВ Оленья – Ямбург-1,2

Оленья – отп. УГП-15

2

46,0

92,0

АС-240

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. УГП-15 – УГП-15

2

22,3

44,6

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

УГП-15 – Ямбург

2

61,0

122,0

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

УГП-15 – Юрхарово

2

45,0

90,0

АС-120

промышленные предприятия

47.

ВЛ 110 кВ Пангоды – Базовая-1,2

Пангоды – отп. ГКС

2

2,3

4,6

2хАС-95

промышленные предприятия

отп. ГКС – ГКС

2

0,3

0,6

2хАС-95

промышленные предприятия

отп. ГКС – Базовая

2

8,4

16,8

2хАС-95

промышленные предприятия

48.

ВЛ 110 кВ Пангоды – Хасырейская-1,2

2

27,0

54,0

АС-95

ОАО «Тюменьэнерго»

49.

ВЛ 110 кВ ПП Комсомольский – Ямальская-1,2

2

1,4

2,8

АС-120

промышленные предприятия

50.

ВЛ 110 кВ ПП Северный – Светлая

ПП Северный –

отп. Тарасовская

1

3,0

3,0

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Тарасовская – Светлая

1

29,5

29,5

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Тарасовская – Тарасовская

1

0,7

0,7

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

51.

ВЛ 110 кВ ПП Северный – Харампурская-1,2

ПП Северный – отп. Мара-Яха

2

2,5

5,0

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Мара-Яха – Мара-Яха

2

13,7

27,5

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Мара-Яха – отп. Майская

2

31,4

62,8

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Майская – Майская

2

5,2

10,5

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Майская –

отп. Ю.Харампурская

2

74,3

148,6

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Ю.Харампурская –

Ю. Харампурская

2

32,2

64,4

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Ю.Харампурская – Харампурская

2

14,5

29,1

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

52.

ВЛ 110 кВ Пуль-Яха – Геращенко

Пуль-Яха – отп. Ханупа

1

12,6

12,6

АС-95

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Ханупа – Ханупа

1

5,1

5,1

АС-95

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Ханупа – Геращенко

1

25,6

25,6

АС-95

ОАО «Тюменьэнерго»

53.

ВЛ 110 кВ Пуль-Яха – Звездная

Пуль-Яха – отп. Ударная

1

0,3

0,3

АС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Ударная – отп. Ударная

1

0,8

0,8

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Ударная – отп. Трудовая

1

9,7

9,7

АС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Трудовая – Трудовая

1

0,4

0,4

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Трудовая – Нуриевская

1

74,3

74,3

АС-120, АС-150

промышленные предприятия

Нуриевская – Звездная

1

6,1

6,1

АС-120

промышленные предприятия

54.

ВЛ 110 кВ Пуль-Яха – Крайняя

Пуль-Яха – отп. КНС-9

1

7,4

7,4

АЖ-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. КНС-9 – КНС-9

1

2,6

2,6

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. КНС-9 – Крайняя

1

25,4

25,4

АЖ-120

ОАО «Тюменьэнерго»

55.

ВЛ 110 кВ Пуль-Яха – Нуриевская

Пуль-Яха – отп. Ударная

1

0,3

0,3

АС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Ударная –

отп. Ударная

1

0,8

0,8

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Ударная –

отп. Трудовая

1

9,7

9,7

АС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Трудовая – Трудовая

1

0,4

0,4

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Трудовая – Нуриевская

1

74,3

74,3

АС-120, АС-150

промышленные предприятия

56.

ВЛ 110 кВ Пуль-Яха – Стрела

Пуль-Яха – отп. Ханупа

1

12,6

12,6

АС-95

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Ханупа – Ханупа

1

5,1

5,1

АС-95

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Ханупа – Стрела

1

5,5

5,5

АС-95

ОАО «Тюменьэнерго»

57.

ВЛ 110 кВ Сорум – В.Казым

Сорум – В.Казым

1

123,1

123,1

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

Сорум – Сосновская-2

1

34,7

34,7

АС-95

ОАО «Тюменьэнерго»

58.

ВЛ 110 кВ СП Барсуковский –

ПП Комсомольский-1,2

2

31,7

63,4

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

59.

ВЛ 110 кВ Табъяха – Оленья

1

27,1

27,1

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

60.

ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Градиент

Тарко-Сале – отп. Победа

1

16,4

16,4

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Победа – Победа

1

0,2

0,2

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Победа – Градиент

1

10,6

10,6

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

61.

ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – НПС Пур-Пе-1,2

2

16,7

33,4

АС-120

промышленные предприятия

62.

ВЛ 110 кВ

Тарко-Сале – ПП Комсомольский-1,2

Тарко-Сале – отп. УКПГ

2

15,3

30,5

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. УКПГ – УКПГ

2

0,4

0,7

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. УКПГ –

отп. Комсомольская

2

3,6

7,1

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Комсомольская – Комсомольская

2

1,4

2,7

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Комсомольская –

ПП Комсомольский

2

37,0

74,0

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

63.

ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – ПП Северный

Тарко-Сале –

отп. Фортуна

1

3,0

3,0

АС-240

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Фортуна – Фортуна

1

0,8

0,8

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Фортуна – Сигнал

1

1,4

1,4

АС-120, АС-240

ОАО «Тюменьэнерго»

Сигнал – отп. Тарасовская

1

56,6

56,6

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Тарасовская – Тарасовская

1

0,7

0,7

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Тарасовская –

ПП Северный

1

3,0

3,0

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

64.

ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – ПП Северный

(габ. 220 кВ)-1,2

2

71,5

142,9

АС-120, АС-240

ОАО «Тюменьэнерго»

65.

ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Пурпейская

Тарко-Сале – отп. Победа

1

16,7

16,7

АС-120, АС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Победа – Победа

1

0,2

0,2

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Победа – отп. Пур-Пе

1

12,0

12,0

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Пур-Пе – Пур-Пе

1

0,3

0,3

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Пур-Пе – Пурпейская

1

18,5

18,5

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

66.

ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Светлая

Тарко-Сале – отп. Пур-Пе

1

15,3

15,3

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Пур-Пе – Пур-Пе

1

0,4

0,4

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Пур-Пе – Светлая

1

17,8

17,8

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

67.

ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Сигнал

Тарко-Сале – отп. Фортуна

1

3,0

3,0

АС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Фортуна – Фортуна – Сигнал

1

0,8

0,8

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

68.

ВЛ 110 кВ УГП-2В – Буран

УГП-2В – отп. УГП-2 – УГП-2

1

0,3

0,3

АС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. УГП-2 – отп. УГП-3

1

9,9

9,9

АС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. УГП-3 – УГП-3

1

0,3

0,3

АС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. УГП-3 – отп. УГП-4

1

8,3

8,3

АС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. УГП-4 – УГП-4

1

3,3

3,3

АС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. УГП-4 – отп. УГП-5

1

6,0

6,0

АС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. УГП-5 – УГП-5

1

0,6

0,6

АС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. УГП-5 – Буран

1

10,1

10,1

АС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

69.

ВЛ 110 кВ УГП-5В – Буран

1

10,6

10,6

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

70.

ВЛ 110 кВ Урегой – Варенга-Яха-1

Уренгой –

отп. Новоуренгойская

1

4,0

4,0

2хАС-185

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Новоуренгойская – Новоуренгойская

1

0,7

0,7

2хАС-185

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Новоуренгойская – Варенга-Яха

1

3,4

3,4

2хАС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

71.

ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха-2

Уренгой – отп. Опорная –

отп. Ямал

1

0,8

0,8

2хАС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Опорная –

отп. Новоуренгойская

1

4,0

4,0

2хАС-185

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Новоуренгойская – Новоуренгойская

1

0,7

0,7

2хАС-185

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Ямал – Ева-Яха

1

6,4

6,4

2хАС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Ямал – Опорная

1

0,7

0,7

2хАС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Ямал – Ямал

1

1,1

1,1

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Новоуренгойская – Варенга-Яха

1

3,4

3,4

2хАС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

72.

ВЛ 110 кВ

Уренгой –

ПП – Лимбя-Яха-1,2

Уренгой –

отп. Фарафонтьевская

2

20,3

40,6

АС-120, АС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Фарафонтьевская – Фарафонтьевская

2

7,5

15,0

АС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Фарафонтьевская –

отп. Строительная

2

13,2

26,4

АС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Строительная – Строительная

2

1,1

2,2

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Строительная –

отп. Головная

2

32,8

65,6

АС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Головная –

отп. Промплощадка

2

0,1

0,2

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Головная – Головная

2

0,1

0,2

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Промплощадка – Промплощадка

2

3,8

7,6

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Головная – отп. Глубокая

2

10,4

20,8

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Глубокая – Глубокая

2

3,6

7,2

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Глубокая – отп. Тихая

2

4,4

8,8

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Тихая – Тихая

2

2,3

4,6

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Тихая – Юность

2

10,9

21,8

АС-95

ОАО «Тюменьэнерго»

73.

ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-1А-1

Уренгой – отп. Холод

1

2,1

2,1

2хАС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Холод – Холод

1

1,8

1,8

2хАЖ-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Холод – Сварочная

1

2,5

2,5

2хАЖ-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Холод – отп. Звезда

1

5,5

5,5

2хАЖ-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Звезда – Звезда

1

0,5

0,5

2хАЖ-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Звезда – УГП-1А

1

11,0

11,0

2хАЖ-120

ОАО «Тюменьэнерго»

74.

ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-1А-2

Уренгой – отп. Холод

1

2,1

2,1

2хАС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Холод – Холод

1

1,8

1,8

2хАЖ-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Холод – отп. Звезда

1

5,5

5,5

2хАЖ-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Звезда – Звезда

1

0,5

0,5

2хАЖ-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Звезда – УГП-1А

1

11,0

11,0

2хАЖ-120

ОАО «Тюменьэнерго»

75.

ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-2В

Уренгой – отп. Буровик

1

2,8

2,8

АС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Буровик – УГП-2В

1

6,1

6,1

АС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

76.

ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-5В

Уренгой – отп. Опорная

1

0,3

0,3

АС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Опорная – Буровик

1

2,6

2,6

АС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Опорная – отп. Ямал

1

0,8

0,8

2хАС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Ямал – Ева-Яха

1

6,4

6,4

2хАС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Ямал – Ямал

1

1,1

1,1

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Ямал – Опорная

1

0,7

0,7

2хАС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

Буровик – отп. УГП-2

1

8,6

8,6

АС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. УГП-2 – УГП-2

1

1,4

1,4

АС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. УГП-2 – отп. УГП-3

1

8,6

8,6

АС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. УГП-3 – УГП-3

1

0,3

0,3

АС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. УГП-3 – отп. УГП-4

1

8,3

8,3

АС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. УГП-4 – УГП-4

1

3,3

3,3

АС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. УГП-4 – отп. УГП-5 – УГП-5В

1

6,0

6,0

АС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. УГП-5 – УГП-5

1

0,6

0,6

АС-150

ОАО «Тюменьэнерго»

77.

ВЛ 110 кВ Уренгой – УГТЭС-72

3

1,9

5,7

АС-95

ОАО «Тюменьэнерго»

78.

ВЛ 110 кВ Холмогорская – НПГЭ-1

Холмогорская –

отп. Ноябрьская

1

37,6

37,6

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Ноябрьская – Ноябрьская

1

4,9

4,9

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Ноябрьская – НПГЭ

1

12,4

12,4

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

79.

ВЛ 110 кВ Холмогорская – Пуль-Яха

Холмогорская –

отп. Карамовская

1

14,2

14,2

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Карамовская – Карамовская

1

0,2

0,2

АС-95

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Карамовская –

отп. Сутормин

1

41,1

41,1

АС-120, АС-95

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Сутормин – Сутормин

1

3,8

3,8

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Сутормин – отп. КНС-9

1

17,1

17,1

АЖ-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. КНС-9 – КНС-9

1

2,6

2,6

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. КНС-9 – Пуль-Яха

1

7,4

7,4

АЖ-120

ОАО «Тюменьэнерго»

80.

ВЛ 110 кВ Холмогорская – Вышка-1,2

2

38,5

77,1

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

81.

ВЛ 110 кВ Холмогорская – Крайняя

Холмогорская –

отп. НПС Холмогоры

1

2,0

2,0

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. НПС Холмогоры –

НПС Холмогоры

1

1,2

1,2

АС-95

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. НПС Холмогоры –

отп. Карамовская

1

12,2

12,2

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Карамовская – Карамовская

1

0,2

0,2

АС-95

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Карамовская –

отп. Сутормин

1

41,1

41,1

АС-120, АС-95

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Сутормин – Сутормин

1

3,9

3,9

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. Сутормин – Крайняя

1

20,4

20,4

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

82.

ВЛ 110 кВ Холмогорская – НПГЭ-2

1

50,4

50,4

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

83.

ВЛ 110 кВ Холмогорская – НПС Холмогоры

1

3,6

3,6

АС-95

ОАО «Тюменьэнерго»

84.

ВЛ 110 кВ Холмогорская – Разряд-1,2

Холмогорская –

отп. ГКС Холмогорская

2

1,9

3,8

АС-95

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. ГКС Холмогорская –

ГКС Холмогорская

2

2,3

4,5

АС-95

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. ГКС Холмогорская –

отп. КНС-1

2

16,0

32,0

АС-95

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. КНС-1 – КНС-1

2

1,7

3,5

АС-95

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. КНС-1 – Разряд

2

11,4

22,7

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

85.

ВЛ 110 кВ ЯГП-1В – ЯГТЭС

ЯГП-1В – отп. ЯГП-2В

1

5,1

5,1

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. ЯГП-2В – ЯГП-2В

1

18,7

18,7

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. ЯГП-2В – ЯГТЭС

1

46,9

46,9

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

86.

ВЛ 110 кВ ЯГП-6 – ЯГТЭС

ЯГП-6 – отп. ЯГП-6

1

3,1

3,1

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. ЯГП-6 – отп. ЯГП-5

1

11,3

11,3

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. ЯГП-6 – ЯГП-7

1

16,3

16,3

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. ЯГП-5 – ЯГП-5

1

2,0

2,0

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. ЯГП-5 – отп. ЯГП-2

1

24,1

24,1

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. ЯГП-2 – ЯГП-2

1

2,4

2,4

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. ЯГП-2 – отп. ЯГП-3В

1

6,4

6,4

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. ЯГП-3В – ЯГП-3В

1

8,4

8,4

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. ЯГП-3В – отп. ЯГП-3

1

8,2

8,2

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. ЯГП-3 – ЯГП-3

1

4,2

4,2

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. ЯГП-3 – ЯГП-4

1

9,8

9,8

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. ЯГП-2 – ЯГТЭС

1

19,2

19,2

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

87.

ВЛ 110 кВ ЯГТЭС – Взлетная-1,2

2

12,6

25,2

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

88.

ВЛ 110 кВ Ямбург – ЯГП-1

1

0,8

0,8

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

89.

ВЛ 110 кВ Ямбург – ЯГП-1В

Ямбург – отп. ЯГП-1 – ЯГП-1

1

0,8

0,8

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. ЯГП-1 – отп. ЯГП-2В

1

12,3

12,3

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. ЯГП-2В – ЯГП-2В

1

18,7

18,7

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. ЯГП-2В – ЯГП-1В

1

5,3

5,3

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

90.

ВЛ 110 кВ Ямбург –

ЯГП-6

Ямбург – отп. ЯГП-5

1

15,3

15,3

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. ЯГП-5 – ЯГП-5

1

2,0

2,0

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. ЯГП-5 – отп. ЯГП-7

1

11,3

11,3

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. ЯГП-7 – ЯГП-7

1

16,3

16,3

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. ЯГП-7 – ЯГП-6

1

3,1

3,1

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

91.

ВЛ 110 кВ Ямбург – ЯГП-9

1

100,0

100,0

АС-120

промышленные предприятия

92.

ВЛ 110 кВ Ямбург – ЯГТЭС

Ямбург – отп. ЯГП-2

1

14,2

14,2

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. ЯГП-2 – ЯГП-2

1

2,4

2,4

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. ЯГП-2 – отп. ЯГП-3В

1

6,4

6,4

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. ЯГП-3В – ЯГП-3В

1

8,4

8,4

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. ЯГП-3В – отп. ЯГП-3

1

8,2

8,2

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. ЯГП-3 – ЯГП-3

1

4,2

4,2

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. ЯГП-3 – ЯГП-4

1

9,8

9,8

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. ЯГП-2 – ЯГТЭС

1

19,2

19,2

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

93.

ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Владимирская

Янга-Яха – отп. З. Ноябрьская

1

7,4

7,4

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

отп. З. Ноябрьская –

З. Ноябрьская

1

35,8

35,8

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

З. Ноябрьская – Итурская

1

13,5

13,5

АС-120

промышленные предприятия

отп. З. Ноябрьская – Владимирская

1

7,4

7,4

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

94.

ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Городская

1

4,5

4,5

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

95.

ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр

1

67,0

67,0

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

96.

ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Комплект-1,2

2

12,8

25,7

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

97.

ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Летняя

1

9,9

9,9

АС-120

ОАО «Тюменьэнерго»

98.

ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Спорышевская-1,2

Янга-Яха – отп. Хрустальная

2

6,4

12,9

АС-120

промышленные предприятия

отп. Хрустальная – Хрустальная

2

11,7

23,3

АС-120

промышленные предприятия

отп. Хрустальная – Спорышевская

2

7,4

14,7

АС-120

промышленные предприятия

Итого в одноцепном исчислении 110 кВ

6 771

Итого в одноцепном исчислении по всем классам напряжения

9 170

Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» – МЭС Западной Сибири

2 399

ОАО «Тюменьэнерго»

5 748

Электросетевые объекты промышленных предприятий

1 023

1

Характеристика основных средств компенсации реактивной мощности (СКРМ) приведена в таблице 20.

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

на 01 января 2015 года

Таблица 20

№ 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 110 кВ Звёздная

УРС-110

БК-110-25000-У1

110

25

11.

РТУ-25000/110 ХЛ1

110

25

12.

ПС 110 кВ Новогодняя

УРС-110

42 TILP 25/121

110

25

13.

42 TILP 25/121

110

25

14.

РТДУ-25000/110 ХЛ1

110

25

2.14. Основные внешние электрические связи схемы электроснабжения ЯНАО.

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

- ВЛ 500 кВ СГРЭС‑1 – Холмогорская;

- ВЛ 500 кВ Кирилловская – Холмогорская;

- ВЛ 220 кВ Холмогорская – Когалым;

- ВЛ 220 кВ Вынгапур – Зима;

- ВЛ 220 кВ Вынгапур – Северный Варьеган;

- ВЛ 220 кВ Кирилловская – Холмогорская;

- ВЛ 110 кВ Лонг-Юган – Сорум.

2.15. Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных на территории ЯНАО в 2013 году.

В 2013 году на производство электроэнергии электростанциями, работающими на котельно-печном топливе, было израсходовано 2 294 033 т у.т., в том числе: дизельное топливо – 37 405 т у.т., газ горючий природный – 2 214 325 т у.т., нефть (включая газовый конденсат) – 4 069 т у.т., уголь каменный – 179 т у.т., газ сухой отбензиненный – 11 821 т у.т., газ нефтяной попутный – 26 234 т у.т.

Для производства электроэнергии дизельными электростанциями, работающими от двигателей внутреннего сгорания, всего израсходовано 165 802 т у.т., в том числе: дизельное топливо – 137 392 т у.т., газ горючий природный – 28 386 т у.т., прочие виды нефтепродуктов – 22 т у.т.

Для производства тепловой энергии электростанциями, работающими на котельно-печном топливе, всего израсходовано 17 944 т у.т., в том числе: газ горючий природный – 17 935 т у.т., дизельное топливо – 9 т у.т.

Для производства тепловой энергии котельными всего израсходовано 1 800 631 т у.т., в том числе: уголь – 23 367 т у.т., древесина топливная – 222 т у.т., нефть (включая газовый конденсат) – 105 986 т у.т., газ нефтеперерабатывающих предприятий – 19 873 т у.т., газ сжиженный – 91 т у.т., бензины – 28 т у.т., дизельное топливо – 62 849 т у.т., газотурбинное топливо – 39 т у.т., газ горючий природный – 1 469 907 т у.т., газ сухой – 1 301 т у.т., газ сухой отбензиненный – 24 928 т у.т.

В таблице 21 приведены сводные данные по потреблению топлива в 2013 году на производство электрической и тепловой энергии.

Данные о потреблении топлива в 2013 году на производство

электрической и тепловой энергии на территории ЯНАО

Таблица 21

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

Газ горючий природный

2 242 711

91.2

1 487 842

81.8

3 730 553

87.2

Нефть (включая газовый конденсат)

4 069

0.2

105 986

5.8

110 055

2.6

Дизельное топливо

174 797

7.1

62 858

3.5

237 655

5.6

Уголь

179

<0.1

23 367

1.3

23 546

0.6

Газ нефтеперерабатываю-щих предприятий

0

0.0

19 873

1.1

19 873

0.5

Газ сухой

0

0.0

1 130

0.1

1 130

<0.1

Газ сжиженный

0

0.0

91

<0.1

91

<0.1

Газ сухой отбензиненный

11 821

0.5

24 928

1.4

36 749

0.9

Газ нефтяной попутный

26 234

1.1

92 211

5.1

118 445

2.8

Прочие виды нефтепродуктов

22

<0.1

0

0.0

22

<0.1

Бензин

2

<0.1

28

<0.1

30

<0.1

Топливо газотурбинное

0

0.0

39

<0.1

39

<0.1

Древесина топливная

0

0.0

222

<0.1

222

<0.1

Всего

2 459835

100

1818575

100.0

4 278410

100.0

Структура потребления топлива для производства электрической и тепловой энергии на территории ЯНАО в 2012 году представлены на схемах 13 – 14.

Схема 13. Структура потребления топлива для производства электрической энергии в 2013 году

Схема 14. Структура потребления топлива для производства тепловой

энергии в 2013 году

2.16. Единый топливно-энергетический баланс ЯНАО.

Единый топливно-энергетический баланс ЯНАО (ЕТЭБ ЯНАО) за 2009 –2012 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 прочих твердых топлив на территории ЯНАО незначительно и не оказывает влияния на ЕТЭБ, в связи с чем соответствующий раздел также исключен из рассмотрения.

ЕТЭБ ЯНАО за 2009 – 2012 годы приведен в таблицах 22 – 25. ЕТЭБ ЯНАО получен путем консолидации однопродуктовых балансов вышеуказанных ресурсов.

1

ЕТЭБ ЯНАО за 2009 год (т у.т.)

Таблица 22

Строка топливно-энергетического баланса

Номер

строк балан-са

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

53 723 670

2 332 724

552 962 227

312 949

1 192 819

610 524 389

Ввоз

2

23 587

0

948 914

0

1 262 202

0

2 234 704

Вывоз

3

0

-52 555 910

-2 047 386

-543 912 631

0

0

-598 515 928

Изменение запасов

4

5 588

1 123

72 510

-429 703

0

0

-350 483

Потребление первичной энергии

5

29 175

1 168 883

1 306 762

9 281 421

1 575 151

1 192 819

14 554 211

Статистическое расхождение

6

6 696

0

-4 180

1 202 623

611 295

165 204

1 981 637

Статистическое расхождение, %

7

23

0

0

14

39

14

14

Производство электрической энергии

8

0

-7 234

-135 312

-1 066 691

-1 708

0

-1 210 945

Производство тепловой энергии

9

-21 791

-141 591

-76 205

-1 735 702

-43

0

-1 975 332

Теплоэлектростанции

9.1

0

0

0

-21 640

0

0

-21 640

Котельные

9.2

-21 791

-141 591

-76 205

-1 714 062

-43

0

-1 953 692

Электрокотельные и теплоутилизационные установки

9.3

0

0

0

0

0

0

0

Преобразование топлива

10

0

-1 017302

-100 025

-39 020

-136 523

-50 136

-1 343 006

Переработка нефти

10.1

0

-1 017302

-100 025

-17 038

-7 584

-34 686

-1 176 635

Переработка газа

10.2

0

0

0

-21 982

-128 939

-15 450

-166 371

Обогащение угля

10.3

0

0

0

0

0

0

0

Собственные нужды

11

0

0

0

0

-1 708

0

-1 708

Потери при передаче

12

0

0

0

0

-21 986

0

-21 986

Конечное потребление энергии

13

689

2 756

999 548

5 237 386

801 888

977 479

8 019 746

Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство

14

0

0

122

0

56

0

178

Промышленность

15

0

0

388 882

5 205 282

547 394

229 701

6 371 259

Добыча полезных                    ископаемых

15.1

0

2 743

4 674

390 428

443 925

80 962

922 731

Подготовка полезных ископаемых

15.2

0

0

37 167

4 797 186

83 865

136 697

5 054 915

Обрабатывающие производства

15.3

0

13

124

158

452

421

1 169

Распределение газа и воды

15

0

0

0

17 510

19 153

11 621

48 283

Строительство

16

0

0

0

0

13 594

0

13 594

Транспорт и связь

17

0

0

610 544

2 285

11 582

0

624 411

Торговля

18

0

0

0

0

364

0

364

Сфера услуг

19

0

0

0

0

21 089

119 378

140 467

Население

20

689

0

0

29 819

91 661

628 401

750 570

Прочие виды экономической деятельности

21

0

0

0

0

116 203

0

116 203

ЕТЭБ ЯНАО за 2010 год (т у.т.)

Таблица 23

Строка топливно-энергетического баланса

Номер строк балан-са

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

51 392 484

2 562 223

624 134 784

393 969

1 188 017

679 671 477

Ввоз

2

28 777

0

853 307

0

1 200 518

0

2 082 602

Вывоз

3

0

-50 094 843

-2 177 541

-611 549 487

0

0

-663 821 871

Изменение запасов

4

-3 787

-52 072

-13 559

-16 369

0

0

-85 787

Потребление первичной энергии

5

24 990

1 245 569

1 222 785

8 733 722

1 594 487

1 188 017

14 009 570

Статистическое расхождение

6

1 494

0

25 091

709 633

126 826

201 113

1 064 155

Статистическое расхождение, %

7

6

0

2

6

8

17

8

Производство электрической энергии

8

0

-10 057

-122 307

-1 189 118

-1 622

0

-1 323 104

Производство тепловой энергии

9

-22 745

-138 671

-57 095

-1 789 269

-856

0

-2 008 636

Теплоэлектростанции

9.1

0

0

0

-18 657

0

0

-18 657

Котельные

9.2

-22 745

-138 671

-57 095

-1 770 612

-363

0

-1 989 486

Электрокотельные и теплоутилизационные установки

9.3

0

0

0

0

-493

0

-493

Преобразование топлива

10

0

-1 096 095

-85 689

-65 200

-135 002

-46 227

-1 428 213

Переработка нефти

10.1

0

-1 096 095

-85 689

-17 745

-7 892

-27 899

-1 235 320

Переработка газа

10.2

0

0

0

-47 455

-127 110

-18 328

-192 893

Обогащение угля

10.3

0

0

0

0

0

0

0

Собственные нужды

11

0

0

0

0

-1 622

0

-1 622

Потери при передаче

12

0

0

0

0

-18 814

0

-18 814

Конечное потребление энергии

13

751

746

932 759

4 980 503

1 309 745

940 677

8 165 181

Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство

14

0

0

0

0

52

0

52

Промышленность

15

0

0

406 986

4 823 693

1 160 804

236 802

6 628 285

Добыча полезных                    ископаемых

15.1

0

730

3 368

126 015

1 029 544

75 163

1 234 820

Подготовка полезных ископаемых

15.2

0

0

0

4 671 761

81 801

149 009

4 902 570

Обрабатывающие производства

15.3

0

16

131

359

28 322

291

29 119

Распределение газа и воды

15

0

0

0

25 558

21 137

12 339

59 035

Строительство

16

0

0

0

0

17 340

0

17 340

Транспорт и связь

17

0

0

525 773

3 579

12 021

0

541 373

Торговля

18

0

0

0

0

371

0

371

Сфера услуг

19

0

0

0

0

5 911

121 415

127 326

Население

20

751

0

0

153 231

108 793

582 460

845 236

Прочие виды экономической деятельности

21

0

0

0

0

4 503

0

4 503

ЕТЭБ ЯНАО за 2011 год (т у.т.)

Таблица 24

Строка топливно-энергетического баланса

Номер строк балан-

са

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 070784

-65 431

-71 979

-138 729

-36 607

-1 383 530

Переработка нефти

10.1

0

-1 070784

-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

ЕТЭБ ЯНАО за 2012 год (т у.т.)

Таблица 25

Строка топливно-энергетического баланса

Номер строк балан-

са

Уголь

Сырая нефть

Нефтепродукты

Природный газ

Электрическая энергия

Тепловая энергия

Всего

1

2

3

4

5

6

7

8

9

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 044758

-82 964

-303 281

-113 869

-33 419

-1 578 292

Переработка нефти

10.1

0

-1 044758

-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

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. Последний 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. 97– 98% производимых в округе энергетических ресурсов вывозится за его пределы. На природный газ приходится 91 – 92% производимых первичных энергоресурсов. 

На схемах 15 – 16 приведена структура потребляемых первичных и вторичных ресурсов. В структуре потребления первичных энергоресурсов превалирует потребление природного газа. В структуре потребления вторичных ресурсов наибольшую долю занимает электроэнергия – 39%.

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.

Схема 15. Структура потребления первичных энергоресурсов в ЯНАО

в период 2009 – 2012 годов (т у.т.)

Схема 16. Структура потребления вторичных энергоресурсов в ЯНАО

в период 2009 – 2012 годов (т у.т.)

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

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.

Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории ЯНАО

3.1. ЭЭС ЯНАО.

Схема электроснабжения ЯНАО делится на энергорайоны по следующим сечениям:

- «СРТО»: ВЛ 500 кВ СГРЭС‑1 – Холмогорская, ВЛ 500 кВ СГРЭС‑2 – Кирилловская, ВЛ 500 кВ Трачуковская – Кирилловская, ВЛ 220 кВ СГРЭС‑1 – Имилор, ВЛ 220 кВ СГРЭС‑1 – В. Моховая, ВЛ 220 кВ Вынгапур – Зима, ВЛ 220 кВ Вынгапур – Северный Варьеган;

- «ЯНАО»: ВЛ 500 кВ СГРЭС‑1 – Холмогорская, ВЛ 500 кВ Кирилловская – Холмогорская, ВЛ-220 кВ Кирилловская – Холмогорская, ВЛ 220 кВ Кирилловская – Когалым, ВЛ 220 кВ Вынгапур – Зима, ВЛ 220 кВ Вынгапур – Северный Варьеган;

- «СЕВЕР»: ВЛ 500 кВ Холмогорская – Тарко-Сале, ВЛ 500 кВ Холмогорская – Муравленковская, ВЛ 220 кВ Холмогорская – Аврора, ВЛ 220 кВ Холмогорская – Пуль-Яха;

- «КРАЙНИЙ СЕВЕР»: ВЛ 500 кВ Холмогорская – Тарко-Сале, ВЛ 500 кВ Муравленковская – Тарко-Сале, ВЛ 220 кВ Муравленковская – Тарко-Сале, ВЛ 220 кВ Муравленковская – Надым.

При анализе электрических режимов за 2013 год отмечено следующее.

В нормальной схеме сети токовая загрузка оборудования и уровни напряжения находятся в допустимых пределах.

По результатам анализа текущего состояния ЭЭС ЯНАО на зимний и летний максимумы нагрузки потребителей 2014 года (по данным контрольных замеров 2014 года) выявлено следующее:

превышение длительно допустимой токовой нагрузки автотрансформаторов 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская при нормативных возмущениях в ремонтных схемах электрической сети;

возможность выделения района ПС 220 кВ Надым, ПС 220 кВ Пангоды, ПС 220 кВ Уренгой, Уренгойской ГРЭС при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Муравленковская – Надым в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Тарко-Сале на изолированную работу с последующим повышением частоты в выделившемся районе, возможной потерей генерирующей мощности и отключением потребителей Северного энергорайона действием устройств АЧР;

превышение длительно допустимой токовой нагрузки ЛЭП транзита 110 кВ Янга-Яха – Кедр – Губкинский при нормативных возмущениях в ремонтных схемах электрической сети в районе ПС 220 кВ Вынгапур, а также снижение уровня напряжения на транзите 110 кВ от ПС 220 кВ Янга-Яха до ПС 220 кВ Вынгапур вплоть до нарушения статической устойчивости нагрузки;

превышение длительно допустимой токовой нагрузки ВЛ 110 кВ Оленья – Табьяха при нормативных возмущениях в ремонтных схемах электрической сети в районе ПС 220 кВ Уренгой.

3.2. Технологически изолированные территориальные электроэнергетические системы ЭЭС ЯНАО.

Существующая система электроснабжения города Салехарда является автономной (изолированной от ЕЭС Российской Федерации). Электроснабжение потребителей города обеспечивается от автономных источников – 4-х муниципальных электростанций (ДЭС-1, ДЭС-2, ГТЭС-3 и ТЭС-14). Центрами питания города являются ПС 35 кВ Дизельная, Центральная и Турбинная, загрузка которых в настоящее время значительно возросла в связи с постоянным ростом нагрузок и подключением новых объектов капитального строительства.

В значительной степени на качество и надежность электроснабжения города Салехарда влияет состояние и износ электрических сетей. В настоящее время протяженность ЛЭП 6 кВ составляет 146 км, протяженность ЛЭП 0,4 кВ – 237 км. Часть ЛЭП 0,4 кВ – 79,8 км (из 237 км) не принадлежат МП «Салехардэнерго» и являются бесхозными.

Несмотря на то, что МП «Салехардэнерго» проводит большую работу по своевременному развитию инженерных сетей, рост электропотребления опережает темпы модернизации сетей и финансирования этих работ.

Большие объемы нового строительства неизбежно приводят к частым повреждениям воздушных и кабельных линий строительными организациями и, соответственно, к недоотпуску электрической энергии потребителям. Эти повреждения значительно снижают уровень технического состояния и надежность обеспечения потребителей электрической энергией. Многочисленные кабельные муфты и контактные соединения, возникающие после восстановительных работ, приводят к увеличению потерь и недопустимо низкому уровню напряжения у потребителей.

В центральной и северной части города, в особенности в районах с сохранившейся старой застройкой, срок эксплуатации ВЛ 6 кВ и 0,4 кВ составляет около 30 лет и более.

В этих районах значительное количество аварий и отключений в воздушных линиях электропередачи вызвано их ветхостью. Подтверждением этому являются технологические нарушения в одних и тех же местах электрических сетей 6 и 0,4 кВ. Суммарное время, затраченное на ликвидацию аварийных отключений, связанных с ветхостью воздушных линий 0,4 кВ, по имеющимся данным за 2009 год, составило – 294,2 часа. Суммарное время, затраченное на ликвидацию аварийных отключений, связанных с состоянием воздушных линий 6 кВ, по имеющимся данным за 2009 год, составило – 52,15 часа, за 2010 год – 32,50 часа. Недоотпуск электрической энергии за время этих отключений составил в 2009 год – 12 012 кВт·ч, а за 2010 год – 23 157 кВт·ч. МП «Салехардэнерго» постоянно проводит мониторинг состояния линий электропередачи. Результаты обследования свидетельствуют о многочисленных фактах обрывов проводов из-за их износа и несоответствия сечения действующим нагрузкам.

Основные направления развития электроэнергетики ЯНАО

4.1. Цели и задачи развития электроэнергетики ЯНАО.

В рамках Программы социально-экономического развития Ямало-Ненецкого автономного округа на 2012 – 2016 годы (далее – Программа СЭР ЯНАО 2012 – 2016) (утверждена Законом ЯНАО от 24 декабря 2012 года № 148-ЗАО) 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.

Для достижения данной цели Программой СЭР ЯНАО 2012 – 2016 предусмотрено решение следующих задач:

- развитие инфраструктуры и отраслей социальной сферы;

- развитие экономического потенциала ЯНАО;

- сохранение и развитие человеческого потенциала и традиций;

- охрана окружающей среды и оздоровление экологии ЯНАО;

- становление ЯНАО 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 2016 – 2020 годов.

Прогноз электропотребления и мощности по территории ЯНАО на период 2016 – 2020 годов приведен в таблице 26.

Прогноз электропотребления и мощности по территории ЯНАО

на период 2016 – 2020 годов

Таблица 26

Показатель

2016 год

2017 год

2018 год

2019 год

2020 год

1

2

3

4

5

6

Электропотребление (млн кВт·ч)

11 395

11 648

11 945

11 950

11 996

Максимум нагрузки (МВт)

1 570

1 600

1 620

1 615

1 620

Прогноз электропотребления, приведенный в таблице 26, соответствует прогнозу электропотребления проекта Схемы и программы развития ЕЭС Российской Федерации на 2015 – 2021 годы (далее – проект СиПР ЕЭС Российской Федерации на 2015 – 2021 годы).

Данные о прогнозном потреблении электроэнергии (мощности) крупных потребителей на период до 2020 года приведены в таблице 27.

С целью определения мероприятий по развитию электроэнергетики ЯНАО в случае превышения темпов роста электрической нагрузки, соответствующих проекту СиПР ЕЭС Российской Федерации на 2015 – 2021 годы, а также для учета неподтвержденных заявок на технологическое присоединение крупных потребителей в работе рассмотрен альтернативный прогноз потребления электроэнергии (мощности)[7].

Сопоставление прогнозов максимума нагрузки ЭЭС ЯНАО на период до 2020 года приведено на схеме 17.

Схема 17. Сопоставление прогнозов максимума нагрузки ЭЭС ЯНАО

(без технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем ЭЭС ЯНАО) (МВт)

1

Прогноз потребления электроэнергии крупными потребителями на территории ЯНАО на период до 2020 года (млн кВт·ч)

Таблица 27

Наименование

Показатель

2015

год*

2016 год*

2017

год

2018

год

2019

год

2020

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

66,05

70,19

79,09

86,27

92,11

86,00

максимальное потребление мощности

МВт

8

8

10

10

11

10

ООО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»

потребление эл/энергии

млн кВт ч

2 021,00

1 973,00

1 904,34

1 950,66

1 953,32

1 951,13

максимальное потребление мощности

МВт

246

239

229

251

223

223

Филиал «Газпромнефть-Муравленко»

ОАО «Газпромнефть-ННГ»

потребление эл/энергии

млн кВт ч

2 478,00

2 335,00

2 645,00

2 605,00

2 548,00

2 509,00

максимальное потребление мощности

МВт

298

281

308

303

297

292

ООО «Газпром добыча Надым»

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

280,59

291,42

305,18

312,89

313,45

313,45

максимальное потребление мощности

МВт

36

37

35

36

36

36

ООО «Газпром добыча Ямбург» (ЯНГКМ+ЗНГКМ)

(с учетом выработки собственной генерацией)

потребление эл/энергии

млн кВт ч

308,82

313,19

345,00

422,00

425,00

425,00

максимальное потребление мощности

МВт

47

48

50

123

124

124

ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ»

(с учетом выработки собственной генерацией)

потребление эл/энергии

млн кВт ч

108,40

113,96

99,70

99,70

99,70

99,70

максимальное потребление мощности

МВт

17

16

13

13

13

13

ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»

потребление эл/энергии

млн кВт ч

79,98

93,09

108,97

119,62

131,58

144,74

максимальное потребление мощности

МВт

11

12

18

20

22

24

ООО «НОВАТЭК-ПУРОВСКИЙ ЗПК»

потребление эл/энергии

млн кВт ч

134,44

131,24

144,00

144,00

144,00

144,00

максимальное потребление мощности

МВт

22

23

24

24

24

24

ООО «Новоуренгойский газохимический комплекс»

потребление эл/энергии

млн кВт ч

108,98

374,18

524,18

724,66

724,66

724,66

максимальное потребление мощности

МВт

18

60

71

101

101

101

ООО «РН-Пурнефтегаз»

потребление эл/энергии

млн кВт ч

1 360,11

1 392,44

1 480,00

1 476,00

1 471,00

1 471,00

максимальное потребление мощности

МВт

179

178

200

200

200

200

ЗАО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ»

потребление эл/энергии

млн кВт ч

1,81

1,54

11,74

43,00

43,00

43,00

максимальное потребление мощности

МВт

1

1

6

6

6

6

Губкинский ГПЗ – филиал ОАО «СибурТюменьГаз»

потребление эл/энергии

млн кВт ч

365,97

371,70

347,21

346,04

346,04

346,04

максимальное потребление мощности

МВт

44

43

40

40

40

40

Муравленковский

ГПЗ – филиал ОАО «СибурТюменьГаз»

потребление эл/энергии

млн кВт ч

378,75

378,75

440,31

440,31

440,31

440,31

максимальное потребление мощности

МВт

46

46

50

50

50

50

Вынгапуровский ГПЗ  – филиал ОАО «СибурТюменьГаз»

потребление эл/энергии

млн кВт ч

174,82

174,82

176,14

176,14

176,14

175,57

максимальное потребление мощности

МВт

22

22

22

22

22

22

ООО «Газпром трансгаз Югорск»

потребление эл/энергии

млн кВт ч

179,35

183,29

220,88

225,30

227,55

227,55

максимальное потребление мощности

МВт

31

32

30

30

30

30

ООО «Газпром трансгаз Сургут»

потребление эл/энергии

млн кВт ч

50,11

50,11

50,81

50,81

50,81

50,81

максимальное потребление мощности

МВт

7

7

8

8

8

8

ООО «Газпром переработка»

потребление эл/энергии

млн кВт ч

84,86

106,98

178,94

269,16

269,16

269,16

максимальное потребление мощности

МВт

11

21

24

35

35

35

ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»

потребление эл/энергии

млн кВт ч

21,81

18,48

26,45

26,45

26,45

26,52

максимальное потребление мощности

МВт

3

3

3

3

3

3

ОАО «Тюменнефтегаз»

потребление эл/энергии

млн кВт ч

307,09

349,65

417,16

максимальное потребление мощности

МВт

39

44

53

Примечание.

* На 2015 – 2016 годы приведены уточненные данные, полученные от субъектов в феврале 2015 года.

1

В таблице 28 приведен прогноз потребления тепловой энергии на территории ЯНАО на период 2016 – 2020 годов с указанием прогноза по МО.

Прогноз потребления тепловой энергии на территории ЯНАО

на период 2016 – 2020 годов

Таблица 28

№

п/п

Прогноз потребления тепловой энергии (тыс. Гкал)

Год

2016

2017

2018

2019

2020

1

2

3

4

5

6

7

Всего по ЯНАО

7872

8140

8354

8547

8813

В том числе

1.

Город Новый Уренгой

1928,3

2028,8

2099,7

2169,2

2264,9

2.

Город Ноябрьск

1592,9

1643,0

1684,3

1725,6

1774,9

3.

Город Надым

1090,3

1113,5

1129,0

1138,4

1155,9

4.

Город Салехард

809,1

832,7

856,2

879,8

903,3

5.

Город Губкинский

472,6

476,0

478,8

481,2

484,8

6.

Город Лабытнанги

479,1

492,7

506,2

518,3

532,1

7.

П.г.т. Пангоды

242,8

256,0

269,3

282,5

295,8

8.

Поселок Тазовский

144,3

165,8

175,1

179,0

196,1

9.

Поселок Пурпе

108,6

111,5

115,2

115,5

120,5

10.

Село Красноселькуп

76,6

73,7

70,9

71,6

68,0

11.

Село Яр-Сале

78,3

78,3

78,3

78,3

81,9

12.

П.г.т. Харп

77,6

82,2

87,1

90,9

95,9

13.

Село Сеяха

74,5

74,5

74,5

74,5

79,8

14.

Село Толька

58,7

61,6

64,1

65,2

67,3

15.

Поселок Ханымей

42,2

42,2

44,8

46,0

46,9

16.

Сельское поселение Мужевское

47,8

48,8

50,1

50,8

52,2

17.

Сельское поселение Аскарковское

46,7

47,9

48,5

49,9

51,0

18.

Сельское поселение Пуровское

42,5

44,2

45,9

46,9

48,6

19.

Поселок Лонгъюган

29,8

29,8

29,8

30,0

30,0

20.

Село Газ-Сале

44,4

45,8

46,9

48,0

50,0

21.

Сельское поселение Приозерный

32,9

32,9

33,8

33,8

34,1

22.

Село Мыс Каменный

34,1

34,1

34,1

34,1

34,1

23.

Поселок Ягельный

22,3

22,3

22,3

22,5

22,6

24.

Село Новый Порт

23,5

23,2

23,2

22,9

22,8

25.

Село Гыда

22,9

22,6

22,6

22,6

22,5

26.

Сельское поселение Белоярское

23,1

23,1

23,1

23,5

24,1

27.

Село Антипаюта

22,6

23,3

23,6

24,0

24,7

28.

Сельское поселение Горковское

20,4

21,7

22,9

23,9

25,4

29.

Поселок Правохеттинский

41,1

40,3

39,6

39,6

38,7

30.

Село Самбург

20,5

20,9

22,0

22,7

23,2

31.

Село Панаевск

19,2

19,2

19,2

19,2

19,4

32.

Село Салемал

16,1

16,1

16,1

16,1

16,5

33.

Сельское поселение Ныда

13,8

14,5

15,6

17,1

17,8

34.

Сельское поселение Овгортское

9,6

10,2

10,8

11,1

11,7

35.

Село Катравож

8,2

8,2

8,5

8,8

9,0

36.

П.г.т. Заполярный

11,4

11,4

11,4

11,4

11,6

37.

Село Ратта

7,9

7,9

7,9

7,9

7,9

38.

Деревня Харампур

5,5

5,8

6,2

6,2

6,6

39.

Село Находка

5,7

5,7

6,1

6,1

6,3

40.

Сельское поселение Шурышкарское

5,0

5,3

5,3

5,6

5,9

41.

Село Халясавей

4,7

5,6

7,3

7,6

8,5

42.

Село Кутопьюган

8,5

9,9

11,3

12,0

13,5

43.

Сельское поселение Лопхаринское

2,6

2,6

3,0

3,0

3,1

44.

Село Питляр

2,2

2,2

2,2

2,5

2,6

45.

Сельское поселение Азовское

1,7

1,7

1,9

2,0

2,0

46.

Город Муравленко

н/д

н/д

н/д

н/д

н/д

47.

Город Тарко-Сале

н/д

н/д

н/д

н/д

н/д

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

В соответствии с проектом СиПР ЕЭС Российской Федерации на 2015 – 2021 годы демонтаж, реконструкция, модернизация и перемаркировка генерирующего оборудования, функционирующего в ЭЭС ЯНАО, в период 2016 – 2020 годов не предусмотрены (в соответствии с вариантом с высокой степенью вероятности).

В соответствии с проектом СиПР ЕЭС Российской Федерации на 2015 – 2021 годы в 2015 году планируется ввод в эксплуатацию модуля 2х20 МВт ГТУ на Ямбургской ГТЭС, собственником которой является ООО «Газпром добыча Ямбург», а также ввод в эксплуатацию ТЭС «Полярная» общей установленной мощностью 24,5 МВт (1 – 2 пусковой комплекс в составе ГТУ мощностью 24,5 МВт в 2015 году).

По сведениям ООО «Новоуренгойский газохимический комплекс» (ОАО «Газпром») в 2016 году планируется ввод в эксплуатацию и включение на параллельную работу с ЕЭС Российской Федерации ГТЭС НГХК, установленной мощностью 120 МВт.

Перечень мероприятий по изменению установленной мощности электростанций в ЭЭС ЯНАО приведен в таблице 29.

Мероприятия по изменению установленной мощности электростанций

в ЭЭС ЯНАО

Таблица 29

№ п/п

Наименование мероприятия

Изменение установленной мощности (МВт)

Срок реализации

1

2

3

4

1.

Ввод ТЭС Полярная

24,5

2015[8]

2.

Ввод модуля 2х20 МВт на Ямбургской ГТЭС-72

40

2015

3.

Ввод ГТЭС ООО «НГХК»

120

2016

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 18.

Схема 18. 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 тысяч 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 19 приведена карта суммарной солнечной радиации в день на территории Российской Федерации.

Схема 19. Карта потока солнечной радиации, приходящегося на м2

за один день на территории Российской Федерации

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 1700 часов в год. Карта продолжительности сияния приведена на схеме 20.

Схема 20. 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 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 1000 голов, свиней – не более 2200 голов и птицы – не более 1900, 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 мерзлотой 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 -10С 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.

В разделе представлены перспективные балансы электроэнергии и мощности ЭЭС ЯНАО на период 2016 – 2020 годов, учитывающие перспективный прогноз электроэнергии (мощности) энергосистемы ЯНАО на период 2014 – 2020 годов, соответствующий СиПР ЕЭС Российской Федерации на 2015 – 2021 годы.

Перспективный прогноз электроэнергии (мощности) приведен в таблице 30 (31).

Перспективный баланс электроэнергии ЭЭС ЯНАО

на период 2016 – 2020 годов (млн кВт·ч)

Таблица 30

Показатель

2016 год

2017 год

2018 год

2019 год

2020 год

1

2

3

4

5

6

Потребление –  всего

11 395

11 648

11 945

11 950

11 996

Выработка электростанций – всего

5 867

5 807

6 007

6 131

6 270

Уренгойская ГРЭС

3 068

3 100

3 131

3 250

3386

Ноябрьская ПГЭ

718

718

718

718

718

ПЭС Надым

180

180

180

180

180

ПЭС Уренгой

121

121

121

121

121

ГТЭС Ямбургская

310

313

315

318

318

ГТЭС Харвутинская

21

21

21

21

21

ГТЭС Песцовая

35

43

44

46

49

ГТЭС Юрхаровского НГКМ

41

41

41

41

41

ГТЭС ООО «Новоуренгойский ГХК»

930

930

1 050

1 050

1050

ТЭС Полярная

180

180

180

180

180

Муниципальные электростанции

г. Салехарда

263

160

206

206

206

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

5 528

5 841

5 938

5 819

5 726

Перспективный баланс мощности ЭЭС ЯНАО

на период 2016 – 2020 годов, МВт

Таблица 31

Показатель

2016 год

2017 год

2018 год

2019 год

2020 год

1

2

3

4

5

6

Потребление мощности – всего

1570

1600

1620

1615

1620

Покрытие (установленная мощность) – всего

1040,4

1040,4

1040,4

1040,4

1040,4

Уренгойская ГРЭС

484

484

484

484

484

Ноябрьская ПГЭ

119,6

119,6

119,6

119,6

119,6

ПЭС Надым

24

24

24

24

24

ПЭС Уренгой

72

72

72

72

72

ГТЭС Ямбургская

112

112

112

112

112

ГТЭС Харвутинская

10

10

10

10

10

ГТЭС Песцовая

15

15

15

15

15

ГТЭС Юрхаровского НГКМ

8

8

8

8

8

ГТЭС ООО «НГХК»

120

120

120

120

120

ТЭС Полярная

24,5

24,5

24,5

24,5

24,5

Муниципальные электростанции

г. Салехарда

51,3

51,3

51,3

51,3

51,3

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

529,6

559,6

579,6

574,6

579,6

Перспективный баланс электроэнергии (мощности) ЭЭС ЯНАО на период 2016 – 2020 годов характеризуется как дефицитный. Рост потребления ЭЭС ЯНАО планируется в основном за счет присоединения энергорайона г. Салехарда (до 85 МВт потребления электрической мощности в период до 2020 года) и ввода промышленного предприятия ООО «НГХК» (100,5 МВт). Данный рост электропотребления покрывается за счет ввода ГТЭС ООО «НГХК» и электростанций энергорайона г. Салехарда.

Таким образом, перспективный баланс электроэнергии (мощности) на период 2016 – 2020 годов сохранится дефицитным с небольшим увеличением сальдо перетоков из ЭЭС ХМАО.

4.6. Перечень планируемых к вводу электросетевых объектов.

На основании проведенных расчетов электрических режимов предложены мероприятия по электросетевому строительству/реконструкции, а также изменению режима работы объектов электрической сети 110 кВ и выше.

В качестве исходных данных для проведения анализа перспектив развития электрических сетей 110 кВ и выше ЭЭС ЯНАО на период 2016 – 2020 годов были использованы данные о развитии энергосистемы в соответствии с проектом СиПР ЕЭС Российской Федерации на 2015 – 2021 годы, а также мероприятия инвестиционных программ ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «Тюменьэнерго», находящиеся в стадии реализации.

В таблице 32 приведен перечень мероприятий по развитию ЭЭС ЯНАО в 2015 году, который учитывался в качестве исходных данных при разработке СиПР ЯНАО на период 2016 – 2020 годов.

Перечень мероприятий по развитию энергосистемы ЯНАО в 2015 году

Таблица 32

№

п/п

Наименование

Параметры

Год ввода

Основание для выполнения мероприятия

1

2

3

4

5

1.

Установка

АТ № 4 220/110 кВ на ПС 500 кВ Муравленковская

125 МВА

2015

ликвидация перегрузок трансформаторов 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская при нормативных возмущениях в нормальной схеме

2.

Ввод ПС 220 кВ НГХК с питающей ВЛ 220 кВ Уренгой – НГХК I и II цепь

4х63 МВА,

2х35 км

2015

обеспечение технологического присоединения ООО «НГХК»

3.

Строительство ПС 220 кВ Салехард (Обдорск)

с ВЛ 220 кВ Надым – Салехард (Обдорск)

2х125 МВА, 2х359 км

2015

присоединение технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем ЯНАО (г. Салехард)

к ЕЭС Российской Федерации

4.

Строительство ПС 110 кВ Северное Сияние с питающими ВЛ 110 кВ

2х40 МВА

16 км

2015

присоединение технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем ЯНАО (г. Салехард)

к ЕЭС Российской Федерации

5.

Строительство ПС 110 кВ Полярник с ВЛ 110 кВ

2х40 МВА

15 км

2015

присоединение технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем ЯНАО (г. Салехард)

к ЕЭС Российской Федерации

6.

Строительство заходов

ВЛ 110 кВ Кирпичная-Кристалл 1,2 на ПС 220 кВ Арсенал с расширением

ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Геолог

56,03 км

2015

технологическое присоединение новых потребителй Ноябрьского энергорайона

7.

Установка основных быстродействующих защит и оборудования ВЧ-обработки на ПС 500 кВ Тарко-Сале (для вновь образуемой

ВЛ-110 «Тарко-Сале – Сигнал» (ВЛ-110

«Тарко-Сале – ПП Северный-4 (с отпайкой на ПС 110 кВ Тарасовская)

-

2015

выполнение требований релейной защиты и автоматики при включении в транзитный режим ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Сигнал, ВЛ 110 кВ Сигнал – Северный-4(с отпайкой

на ПС 110 кВ Тарасовская)

При проведении расчетов перспективных электрических режимов в качестве исходных данных учитывались мероприятия по развитию электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы ЯНАО за период 2016 – 2020 годов, предусмотренные проектом СиПР ЕЭС Российской Федерации на 2015 – 2021 годы (таблица 33).

Перечень мероприятий по развитию ЭЭС ЯНАО в период 2016 – 2020 годов

Таблица 33

№

Наименование

Параметры

Год ввода

Основание для выполнения мероприятия

1

2

3

4

5

1.

Строительство ПС 220 кВ Исконная с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой

2х125 МВА, 2х4 км

2018

обеспечение технологического присоединения потребителей в Северном энергорайоне (район ПС 220 кВ Уренгой) 

2.

Строительство ВЛ 110 кВ Исконная – ПП Лимбя-Яха

2х10 км

2018

3.

Строительство ПС 220 кВ Ермак с заходом одной цепи

ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея

2х125 МВА, 2х80,3 км

УШР 2х63 Мвар

2016

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

4.

Строительство ПС 220 кВ Славянская с ВЛ 220 кВ Ермак – Славянская № 1,2

2х25 МВА, 2х135 км

2016

При проведении расчетов перспективных электрических режимов в качестве исходной информации учитывалась информация о мероприятиях по развитию электрической сети 110 кВ и выше в рамках технологического присоединения новых потребителей (таблица 34).

Мероприятия по развитию электрической сети 110 кВ и выше в рамках технологического присоединения новых потребителей

Таблица 34

№ п/п

Наименование

Параметры

Год ввода

Основное назначение

1

2

3

4

5

1

Ввод ПС 110 кВ НПС Уренгойская с ВЛ 110 кВ ПП Лимбя-Яха –

НПС Уренгойская

2х40 МВА

2х70 км

2017

присоединение потребителей

ЗАО «Ямалгазинвест»

2

Ввод ПС 110 кВ ПСП с ВЛ 110 кВ Кирпичная – ПСП и ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ ПСП до места врезки в ВЛ 110 кВ Кирпичная – Пур

2х25 МВА

2017

присоединение потребителей

ЗАО «Ямалгазинвест»

3

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

ВЛ 110 кВ Кирпичная – Пурпейская

6 км

2016

присоединение потребителей

ЗАО «Ямалгазинвест» и ООО «НОВАТЭК – Таркосаленефтегаз»

4

Ввод ПС 110 кВ КНС-4 с питающими ВЛ 110 кВ до места врезки в ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – ПП Комсомольский-1,2**

-

2015

присоединение потребителей

ООО «РН-Пурнефтегаз»*

5

Ввод ПС 110 кВ «КНС-1» с питающими ВЛ 110 кВ от

ПС 220 кВ Вынгапур

-

2015

присоединение потребителей

ОАО «Газпромнефть – Ноябрьскнефтегаз»*

6

Ввод ПС 110 кВ Ачимовская с питающими ВЛ 110 кВ от

ПС 110 кВ Буран

-

2017

присоединение потребителей

ОАО «Арктикгаз»*

7

Замена трансформаторов 2х25 МВА на 2х40 МВА на ПС 110 кВ Вынгаяхинская

2х40 МВА

2015

технологическое присоединение новых потребителй Ноябрьского энергорайона

8

Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Кристалл – замена трансформатора 1Т мощностью 10 МВА на трансформатор мощностью 16 МВА

16 МВА

2015

технологическое присоединение новых потребителй Ноябрьского энергорайона

Примечания.

* Мероприятия реализуются ООО «РН-Пурнефтегаз», ООО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» и ОАО «Арктикгаз».

** В случае отказа ООО «РН-Пурнефтегаз» от планов по строительству ПС 110 кВ КНС-4 рекомендуется рассмотреть возможность установки 3Т на ПС 110 кВ Барсуковская или установку собственных генерирующих мощностей ООО «РН-Пурнефтегаз». Итоговые мероприятия рекомендуется определить в рамках отдельного технико-экономического обоснования.

При анализе перспектив развития электроэнергетики ЯНАО учтено объединение на параллельную работу ЭЭС ЯНАО с Ванкорским промышленным участком (ВПУ) и расширением существующей Ванкорской ГТЭС до 350 МВт в 2018 году.

4.6.1. Мероприятия, реализация которых необходима для исключения схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений в Уренгойском энергорайоне и г. Новый Уренгой

В период зимнего максимума 2014 года в случае аварийного отключения одного из двух АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Уренгой из нормальной схемы переток в контролируемом КС «Уренгой» превысил МДП (80 МВт), но не превысил АДП (140 МВт). Критерием определения МДП в КС «Уренгой» в схеме с отключенным одним АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Уренгой является недопущение превышения АДТН ВЛ 110 кВ Табъяха – Буран после аварийного отключения второго АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Уренгой (расчетный перегруз в указанной послеаварийной схеме составил 24%). Для исключения превышения МДП в указанной выше послеаварийной схеме требуется ввод ГАО в объеме 20 МВт.

Для увеличения МДП в КС «Уренгой» в схеме с отключенным одним АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Уренгой  и исключения необходимости ввода ГАО необходимо и достаточно установки АОПО ВЛ 110 кВ Оленья – Табъяха.

Замена трансформаторов тока на ПС 110 кВ УГП-5В ВЛ 110 кВ УГП-5В – Буран.

При нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети в зимний период 2018 года, связанных  с отключением 1 СШ-110 кВ ПС 220 кВ Уренгой, будет наблюдаться недопустимая токовая загрузка ВЛ 110 кВ УГП-5В – Буран, обусловленная низким значением длительно допустимого тока трансформатора тока ВЛ 110 кВ УГП-5В - Буран на ПС 110 кВ УГП-5В (200 А). Для ликвидации перегрузки ВЛ 110 кВ УГП-5В – Буран потребуется ввод ГАО в объеме до 7 МВт.

Рекомендуется произвести замену указанного трансформатора тока в 2018 году с увеличением номинального тока до 400 А.

4.6.2. Дополнительные рекомендации по организации противоаварийной автоматики.

Установка устройства автоматического ограничения перегрузки оборудования (АОПО) на транзите 110 кВ Янга-Яха – Кедр – Губкинская.

В период зимнего максимума 2014 года в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя (Вынгапур – Маяк) (в связи с труднопроходимой болотистой местностью) требовался ввод ГАО в объеме до 20 МВт по условию непревышения АДТН ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр на величину 50,6% в случае  аварийного отключения ВЛ 110 кВ Вынгапур – Маяк (Вынгапур – Новогодняя). Для исключения ввода ГАО в ремонтной схеме достаточно установки АОПО ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр с действием на отключение нагрузки потребителей.

Установка устройства автоматического предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ) на Уренгойской ГРЭС и ПС 220 кВ Уренгой.

При нормативных возмущениях, связанных:

- с отключением трехфазного КЗ на ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой № 1 действием УРОВ не обеспечивается динамической устойчивости Уренгойской ГРЭС;

- с отключением трехфазного КЗ на ВЛ 220 кВ Уренгой-Пангоды в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Уренгой-Надым.

С целью обеспечения динамической устойчивости Уренгойской ГРЭС, рекомендуется установка устройств АПНУ на Уренгойской ГРЭС и ПС 220 кВ Уренгой.

Выбор управляющих воздействий, а также уставки срабатывания предложенных устройств противоаварийной автоматики раздела 4.6.2 необходимо произвести в рамках проведения отдельных проектных изысканий.

4.6.3. Перечень планируемых к вводу электросетевых объектов.

В дополнение к мероприятиям, предусмотренным проектом СиПР ЕЭС Российской Федерации на 2015 – 2021 годы (таблицы 32 – 33), а также в рамках технологического присоединения потребителей (таблица 34), составлен перечень мероприятий по развитию электрической сети 110 кВ и выше, рекомендованных к реализации в период 2016 – 2020 годов (таблица 35).

Дополнительный перечень мероприятий к таблицам 32 – 34 по развитию

электрической сети 110 кВ и выше, рекомендованных к вводу в период

2016 – 2020 годов

Таблица 35

№ п/п

Наименование мероприятия

Технические характеристики проекта

Год ввода объекта1

Основание для выполнения мероприятия

1

2

3

4

5

1.

Замена трансформаторов тока на ПС УГП-5В по

ВЛ 110 кВ УГП-5В – Буран

-

2018

предотвращение необходимости ввода ГАО

2.

Установка АПНУ на Уренгойской ГРЭС и

ПС 220 кВ Уренгой

-

2016

обеспечение динамической устойчивости Уренгойской ГРЭС

3.

Установка АОПО ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр на ПС 220 кВ Янга-Яха

-

2016

исключение необходимости ввода ГАО

4.

Замыкание в транзит

ВЛ 110 кВ СП Барсуковский – ПП Комсомольский-1, 2 с включением СВ на

ПП Комсомольский в нормальной схеме электрической сети. 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 связи2

-

2016

снижение объемов ГАО в послеаварийных режимах в ремонтных схемах сети

5.

Установка АОПО

на ВЛ 110 кВ Оленья – Табъяха с действием на отключение нагрузки

-

2016

исключение необходимости ввода ГАО

Примечания.

Сроки предложенных мероприятий могут быть скорректированы в соответствии с фактическими темпами роста нагрузки с учетом заключенных договоров на технологическое присоединение, а так же с учетом нормативных сроков проектирования, строительства и финансирования мероприятий по развитию электроэнергетики на территории ЯНАО.

Инвестиционной программой ОАО «Тюменьэнерго» также предусмотрена реконструкция ВЛ 110 кВ Муравленковская – СП Барсуковский-1,2 с заменой провода на марку АС-150.

В дополнение к мероприятиям по развитию электроэнергетики на территории ЯНАО в период 2016 – 2020 годов в условиях прогноза электроэнергии (мощности), соответствующего проекту СиПР ЕЭС Российской Федерации на 2015 – 2021 годы, составлен перечень мероприятий, рекомендованных в случае роста нагрузок в энергосистеме ЯНАО в соответствии с альтернативным прогнозом электропотребления (мощности) (таблица 36).

Перечень мероприятий по развитию электроэнергетики на территории

ЯНАО в период 2016 – 2020 годов в условиях альтернативного прогноза

потребления электроэнергии (мощности)

Таблица 36

№ п/п

Наименование мероприятия

Технические характеристики проекта

Год ввода объекта

Основание для выполнения мероприятия

1

2

3

4

5

1.

АОПО 3,4 АТ ПС 220 кВ Уренгой

-

2018

ликвидация недопустимых токовых перегрузок в послеаварийных режимах

2.

АОПО Исконная – Лимбя-яха-1,2 на ПП Лимбя-яха

-

2018

ликвидация недопустимых токовых перегрузок в послеаварийных режимах

Примечание.

Место установки устройства АОПО необходимо выбрать с учетом технико-экономического сравнения вариантов. При этом необходимо учитывать обеспечение надежного контроля защищаемого элемента электрической сети и, возможно, реализацию ВЧ-канала для передачи управляющих воздействий.

В ходе анализа перспектив развития электроэнергетики на территории ЯНАО на период 2016 – 2020 годов в условиях альтернативного прогноза потребления электроэнергии (мощности) отмечается следующее:

- мероприятия по развитию электроэнергетики на территории ЯНАО, предусмотренные в рамках прогноза потребления электроэнергии (мощности), соответствующего проекту СиПР ЕЭС Российской Федерации на 2015 – 2021 годы, в целом обеспечивают возможность перспективного роста нагрузки, соответствующего альтернативному прогнозу с учетом строительства ВЛ 220 кВ Исконная – Ермак в 2020 году;

- отмечается усугубление ситуации в Уренгойском энергорайоне в случае подтверждения темпов роста нагрузки, соответствующего альтернативному прогнозу, что потребует сокращения сроков реализации мероприятий по капитальному строительству электросетевых объектов 110 кВ и выше данного энергорайона без изменения объемов вводимого основного электротехнического оборудования и ЛЭП.

4.7. Сводные данные по развитию электрической сети энергосистемы ЯНАО на период 2016 – 2020 годов.

В таблице 37 приведены сводные данные по развитию электрической сети 110 кВ и выше, на основании перечня планируемых к вводу электросетевых объектов. В данной таблице для каждого года приведены суммарные величины протяженности вводимых ЛЭП 110 кВ и выше, а также суммарная установленная мощность вновь вводимых трансформаторов (автотрансформаторов). Знак «-» означает отсутствие в данном году вводов трансформаторных мощностей или ЛЭП 110 кВ и выше.

Сводные данные по развитию электрической сети 110 кВ и выше

энергосистемы ЯНАО на период 2016 – 2020 годов

Таблица 37

Наименование

Единица измерения

2016 год

2017

год

2018

год

2019

год

2020

год

Всего (2016 – 2020 годы)

1

2

3

4

5

6

7

8

ВЛ 220 кВ

км

430,6

-

187,2

-

-

617,8

ВЛ 110 кВ

км

-

160,0

20,0

-

-

180,0

АТ 500/220 кВ

МВА

-

-

-

-

-

-

АТ 220/110 кВ

МВА

300,0

-

250,0

-

-

550,0

В таблице 38 приведены сводные данные по развитию электрических сетей ниже 110 кВ на период 2016 – 2020 годов ЭЭС ЯНАО.

Сводные данные по развитию электрических сетей ниже 110 кВ

на период 2016 – 2020 годов ЭЭС ЯНАО

Таблица 38

Наименование

Единица измерения

2016

год

2017 год

2018 год

2019 год

2020 год

Всего (2016 – 2020 годы)

1

2

3

4

5

6

7

8

Строительство/

реконструкция ЛЭП

км

3,6

6,4

-

7,9

2,6

20,5

Строительство/

реконструкция ПС/ТП

шт.

5

1

-

3

3

12

4.8. Потребность электростанций генерирующих компаний в топливе.

В таблице 39 приведены данные о перспективном потреблении топлива генерирующими компаниями, действующими на территории ЯНАО.

1

Данные о перспективном потреблении топлива на электростанциях генерирующих компаний

на территории ЯНАО

Таблица 39

Наименование генерирующей компании

Наименование электростанции

Вид топлива

Потребление (т у.т.)

2016 год

2017 год

2018 год

2019 год

2020 год

1

2

3

4

5

6

7

8

ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация»

Уренгойская ГРЭС

природный газ

790 824

798 482

815 445

844 709

878 387

ООО «Интертехэлектро –

Новая генерация»

Ноябрьская ПГЭ

природный газ

197 152

197 152

197 152

197 152

197 152

ООО «Северная ПЛЭС»

ПЭС Надым

природный газ

76 950

76 950

76 950

76 950

76 950

ОАО «Передвижная энергетика»

ПЭС Уренгой

природный газ

43 180

43 180

43 180

43 180

43 180

1

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

4.9.1. МО город Салехард.

Согласно схеме развития систем тепло-, электро-, водо-, газоснабжения и водоотведения МО город Салехард на период до 2020 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-3 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.

4.9.2. МО город Новый Уренгой.

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

- техническое перевооружение котельной № 3 (строительство котельной № 3-2 мощностью 69,78 Гкал/ч, техническое перевооружение котельной № 3-1);

- техническое перевооружение котельной № 4 с увеличением мощности блока № 4/2 до 80 Гкал/ч (93,04 МВт);

- модернизация и техническое перевооружение котельной № 1;

- реконструкция и техническое перевооружение котельной № 2;

- реконструкция и техническое перевооружение котельной № 15.

4.9.3. МО город Ноябрьск.

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

- строительство газовой автоматизированной котельной в мкр. «10», установленной мощностью до 35 МВт, с возможностью последующего расширения до 125 МВт;

- строительство газовой автономной котельной в Западном районе в мкр. «IГ», с установленной мощностью 50 МВт, с возможностью последующего расширения до 550 МВт;

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

- строительство блочно-модульной котельной на водозаборе, с установленной мощностью до 2 МВт;

- строительство автономного источника теплоснабжения объектов ОАО «Комбинат общественного питания» – блочно-модульной котельной установки (БМКУ) мощностью 2 МВт;

- строительство автономного источника теплоснабжения объектов МУП «СХК «Ноябрьский» и жилого поселка «Северная Нива» – блочно-модульной котельной установки (БМКУ) мощностью 4,5 МВт;

- строительство блочно-модульной котельной, промзона, панель № XI, мощностью 7,2 МВт (6,2 Гкал/ч);

- подключение БМК-6, БМК-7, БМК-8 как резервных источников 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;

- обустройство системы оборотного водоснабжения в котельной КВГМ-100;

- перевод резервуаров хранения аварийного запаса нефти для котельных КВГМ-100 и ДЕ-16/14 на дизельное топливо с предварительными техосвидетельствованием и ревизионно-восстановительными работами;

- реконструкция оборудования поселковой котельной УТДС (замена котлов и оборудования, отработавших нормативный срок службы);

- замена котлов и оборудования, отработавших нормативный срок службы котельных п. НГДУ ХН, п. СУ-17, п. НГД, п. СУ-952 в соответствии с требованиями по технической безопасности и правилам эксплуатации;

- установка приборов (узлов) учета расходов газа, отпуска тепловой энергии на котельных и ЦТП;

- проектирование и замена ГРУ ДЕ-16 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;

- реконструкция котельной № 1: перевод парового котла ДЕ-16 на водогрейный режим с заменой атмосферных деаэраторов на вакуумные, мкр. Вынгапуровский;

- капитальный ремонт здания котельной станции Ноябрьск-1;

- режимная наладка системы аварийной подачи топлива на котельной станции Ноябрьск-1;

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

4.9.4. МО город Губкинский.

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

- строительство 5 автономных блочно-модульных котельных общей установленной мощностью 23,3 Гкал/ч;

- реконструкция городской котельной (установленная тепловая мощность 36 Гкал/ч);

- реконструкция общеузловой котельной (установленная тепловая мощность 112 Гкал/ч).

4.9.5. МО город Муравленко.

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

- реконструкция котельного оборудования, системы газопотребления и АСУ ТП котельных: Центральной, №№ 3, 4, 5, КОС, ВОС;

- реконструкция 10 Центральных Тепловых Пунктов (ЦТП);

- строительство новых ЦТП в микрорайонах № 5, 8, Студгородка и реализация проектов реконструкции сетей ТВС соответствующих микрорайонов;

- строительство тепловых сетей на период с 2015 по 2025 годы;

- установка общедомовых приборов учета тепловой энергии.

4.9.6. МО город Лабытнанги.

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

- реконструкция котельной № 8 с увеличением мощности до 36,5 Гкал/ч;

- реконструкция котельной № 11 с увеличением мощности до 12,04 Гкал/ч;

- реконструкция котельной № 14 с увеличением мощности до 12,36 Гкал/ч;

- строительство котельной № 13 с установленной тепловой мощностью 17,2 Гкал/ч.

4.9.7. МО Красноселькупский район.

Согласно схеме теплоснабжения муниципальных образований Красноселькупского района 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.

4.9.8. МО Надымский район.

Согласно схеме теплоснабжения муниципальных образований Надымского района на 2014 год и на перспективу до 2028 года предусмотрены следующие мероприятия по развитию источников тепловой энергии:

- 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;

- реконструкция котельных №№ 1, 2, 3, 4 (АБА), 11 «ФЖК» в п.г.т. Пангоды.

4.9.9. МО Шурышкарский район.

Согласно схеме теплоснабжения муниципальных образований Шурышкарского района 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).

4.9.10. МО Тазовский район.

Согласно схеме теплоснабжения муниципальных образований Тазовского района 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 20 МВт (17,197 Гкал/ч), в с. Газ-Сале;

- 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;

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

4.9.11. МО Пуровский район.

Согласно схеме теплоснабжения муниципальных образований Пуровского района на 2014 года 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 п. 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 п. 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 4 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.

4.9.12. МО 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 п.г.т. Харп;

- замена 3 водогрейных котлов ПТВМ-30 по сроку эксплуатации на современные котлы, общей мощностью 105 Гкал/ч в п.г.т. Харп;

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

4.10. 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 микрорайона Лимбяяха г. Новый Уренгой), Ноябрьская ПГЭ (установленная тепловая мощность 95 Гкал/час, тепловая энергия ООО «Ноябрьская ПГЭ» сторонним потребителям МО г. Ноябрьск не отпускается), ТЭС п.г.т. Харп (осуществляет теплоснабжение п.г.т. 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 муниципальных образований), возможность снабжения теплом от данных ГТЭС муниципальных образований 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.

Теплофикационная мощность ООО «Ноябрьская ПГЭ» в случае реконструкции может использоваться для нужд централизованного теплоснабжения г. Ноябрьска. При разработке схемы теплоснабжения г. Ноябрьска рекомендуется учесть возможность отбора тепловой мощности с Ноябрьской ПГЭ в систему теплоснабжения города.

Схема размещения объектов электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного круга.

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

- действующие по состоянию на 01 января 2014 года электрические станции мощностью более 5МВт;

- действующие по состоянию на 01 января 2014 года электрические сети 110кВ и выше;

- электрические станции, электрические сети 110кВ и выше, ввод которых запланирован в период до 2016 года, с выделением соответствующими условными обозначениями;

- электрические станции, электрические сети 110кВ и выше, ввод которых запланирован в период 2016 – 2020 годов, с выделением соответствующими условными обозначениями.

1

[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 редакции от 06 декабря 2012 года.

[2] Федеральная служба государственной статистики (Росстат). Бюллетень «Численность населения Российской Федерации по муниципальным образованиям на 01 января 2014 года»

[3] В текущих ценах.

[4] Соответствующая статистическая информация за 2009 – 2010 годы, а также за 2013 год отсутствует.

[5] (─) Выдача электрической энергии, (+) – получение электрической энергии.

[6] Расчеты за 2013 – 2014 годы не приведены ввиду отсутствия статистической информации. Объем потребленных ТЭР и электропотребление приняты на основании единого топливно-энергетического баланса.

[7] Предоставлен органом исполнительной власти ЯНАО.

[8] Срок ввода 1-го пускового блока ТЭС Полярная указан в соответствии с проектом СиПР ЕЭС Российской Федерации  на 2015 – 2021 годы. При этом по данным ООО «ЭК «Урал Промышленный – Урал Полярный» ввод 1-го пускового блока, мощностью 24,5 МВт, запланирован на 2016 год, ввод второго пускового блока, мощностью 243,5 МВт, запланирован на 2017 год.