Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2012 – 2017 годов



(ПРОЕКТ ОКОНЧАТЕЛЬНОЙ РЕДАКЦИИ)

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

ПРАВИТЕЛЬСТВО ЯМАЛО-НЕНЕЦКОГО АВТОНОМНОГО ОКРУГА

Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2012 – 2017 годов

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», Правительство Ямало-Ненецкого автономного округа постановляет:

1. Утвердить прилагаемые схему и программу развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2012 – 2017 годов.

2. Признать утратившим силу постановление Правительства Ямало-Ненецкого автономного округа от 14 июня 2011 года № 396-П «Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2011 – 2016 годов».

3. Контроль за исполнением настоящего постановления возложить на первого заместителя Губернатора Ямало-Ненецкого автономного округа Мискевича Е.В.

Губернатор Ямало-Ненецкого

автономного округа                                                                                                                Д.Н. Кобылкин

от 28 апреля 2012 г. № 352-П

1

УТВЕРЖДЕНЫ

постановлением Правительства

Ямало-Ненецкого автономного округа

СХЕМА И ПРОГРАММА

развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2012 – 2017 годов

I. Общая характеристика региона

Ямало-Ненецкий автономный округ (далее – автономный округ) является одним из крупнейших по территории субъектов Российской Федерации. Площадь территории автономного округа – 769,3 тыс. км2, что составляет 4,5% территории страны и 52,5% территории Тюменской области. Автономный округ входит в состав Тюменской области и Уральского федерального округа.

Территория автономного округа занимает арктическую зону Западно-Сибирской равнины, а также восточные склоны гор Полярного и Приполярного Урала. С севера на юг автономный округ протянулся на 1150 км, с запада на восток – на 1130 км.

Автономный округ разделен на 58 муниципальных образований (имеющих собственный бюджет), которые включают 6 городских округов, 7 муниципальных районов, объединяющих 45 поселений (7 городских и 38 сельских).

Численность населения автономного округа на начало 2011 года достигла 524,8 тыс. человек.

Промышленные предприятия автономного округа специализируются на добыче углеводородного сырья, производстве и распределении электроэнергии, сельском хозяйстве, строительстве и транспорте.

Объемы ежегодного извлечения природного газа в границах региона не имеют аналогов в мире: более 90% российской добычи газа или пятая часть от его мирового производства приходится на автономный округ. Доля автономного округа в российской добыче нефти составляет десятую часть.

Основным газодобывающим предприятием в автономном округе является ОАО «Газпром» (91% добычи газа в автономном округе). Также в автономном округе функционируют предприятия, не входящие в структуру ОАО «Газпром», их доля сегодня составляет 9% от годовой добычи.

На территории автономного округа осуществляют производственную деятельность 66 предприятий, среди которых ОАО «Газпром» и почти все вертикально-интегрированные нефтегазовые компании России.

Основными нефтедобывающими предприятиями в регионе остаются ОАО «Газпром нефть» и ОАО «Роснефть».

Индекс промышленного производства за 2011 год составил 102% (в добыче полезных ископаемых – 100,5%, в обрабатывающем секторе – 109,8%, производстве и распределении электроэнергии, газа и воды – 110,8%).

Производство электроэнергии в 2011 году по сравнению с предыдущим годом увеличилось на 50,2%, а производство теплоэнергии уменьшилось на 14,76%. Объем полученных полезных ископаемых за рассматриваемый период вырос по углеводородным сжиженным газам на 27,1%, газу естественному – на 1,5%.

Производство первичной переработки нефти возросло на 40,5%, дизельного топлива – на 4,4%.

Прирост объемов наблюдался в производстве оборудования нефтепромыслового, бурового, геологоразведочного и запасных частей к нему (на 23,3%).

Значение энергоемкости валового регионального продукта (далее – ВРП) рассчитывается Росстатом с 2011 года. Для автономного округа энергоемкость ВРП за 2009 год составила 214,2 кг у.т./10 тыс. рублей. Фактическое значение энергоемкости за 2010 год будет определено Росстатом в мае 2012 года, за 2011 год – в мае 2013 года.

В 2011 году реализован ряд крупных инвестиционных проектов по созданию новых, расширению и реконструкции действующих предприятий.

Система транспортных коммуникаций автономного округа достаточно разнообразна и имеет свои особенности.

Традиционным остается речное и морское судоходство. Перевалочной базой с речного на морской транспорт служит расположенное на берегу Обской Губы село Новый Порт. Основные объемы перевозок с использованием речного флота совершаются на судоходных реках Обь, Надым, Пур, Таз и др. В гг. Салехарде, Лабытнанги и Надыме работают крупные речные порты.

Особое место занимает воздушный транспорт. При обширной территории и очаговом характере расселения жителей авиации принадлежит ключевая роль в перевозке пассажиров, грузов, почты, в медицинском обслуживании населения.

Большое значение имеет железнодорожный транспорт, магистрали соединяют основные промышленные центры автономного округа с югом области, г. Лабытнанги – с европейской частью России. Перевозку грузов и пассажиров на территории автономного округа осуществляют Сургутское отделение Свердловской железной дороги и Северная железная дорога.

Развивается автомобильный транспорт. Автомобильные дороги в автономном округе используются, в основном, нефтегазодобывающими организациями для технологических целей. В 2011 году протяженность автомобильных дорог относительно уровня предыдущего года увеличилась на 2,3% и составила 6,1 тыс. км из общей протяженности автомобильных дорог – 3,5 тыс. км с твердым покрытием. Густота автомобильных дорог с твердым покрытием осталась на уровне предыдущего года и составила 4,5 км путей на 1000 кв. км территории.

Объем грузов, перевезенных автомобильным транспортом, составил 17,7 млн. тонн и увеличился за рассматриваемый период на 11,8%, грузооборот – 704,5 млн. т-км. За год перевезено 185 млн. пассажиров, пассажирооборот составил 634,1 млн. пасс. -км.

II. Анализ существующего состояния электроэнергетики

автономного округа за пятилетний период

2.1. Характеристика энергосистемы

В настоящее время электроснабжение потребителей автономного округа осуществляется в рамках двух изолированных друг от друга территориальных энергорайонов, имеющих принципиально разные системы организации энергоснабжения потребителей.

Существующая схема электроснабжения автономного округа приведена в приложении № 7 к настоящей схеме и Программе.

Централизованный сектор.

Основными поставщиками электроэнергии для потребителей централизованного сектора являются Сургутские ГРЭС-1, ГРЭС-2 и Нижневартовская электростанция, расположенные в Ханты-Мансийском автономном округе - Югре. Именно эти крупные электростанции производят более 80% электроэнергии, передаваемой по сетям Филиала ОАО «ФСК ЕЭС» – МЭС Западной Сибири и ОАО «Тюменьэнерго», которые снабжают южную и восточную часть автономного округа по линиям электропередач, протяженность которых составляет от 250 до 600 км. Кроме того, в сети ОАО «Тюменьэнерго» на территории автономного округа отпускают электроэнергию пять блок-станций предприятий различной формы собственности. Суммарная установленная мощность источников, подключенных к сетям ОАО «Тюменьэнерго», и учтенная филиалом ОАО «СО ЕЭС» Тюменское РДУ в балансах электроэнергии (мощности) на 01 марта 2012 года составляет 335,57 МВт. Располагаемая мощность данных электростанций на март 2012 года – 294,57 МВт, что обеспечивает лишь пятую часть нагрузки потребителей автономного округа.

Электроэнергия поступает на территорию автономного округа по двум одноцепным ВЛ 500 кВ через головной центр питания подстанцию ПС 500 кВ Холмогоры, а также через ПС 220 кВ Вынгапур, что не обеспечивает требуемую надежность электроснабжения потребителей автономного округа.

Высокие темпы роста электропотребления в предшествующий период в условиях отставания сетевого строительства привели к резкому росту дефицита электрической мощности энергорайонов. При ремонте одной из ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС 1 – Холмогоская либо Сургутская ГРЭС-2 – Кирилловская происходит переход на работу на вынужденных перетоках по сечению СРТО, что может привести к «развалу» нагрузки при аварийном отключении второй ВЛ 500 и 220 кВ.

Ремонт ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 – Холмогорская или Сургутская ГРЭС-2 – Кирилловская и отключение Сургутская ГРЭС-2 – Кирилловская или ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 – Холмогорская в этом районе приведет к погашению более 50% потребителей данного района.

Ремонт ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 – Холмогорская или Кирилловская – Холмогорская и отключение ВЛ 500 кВ Кирилловская – Холмогорская или ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 – Холмогорская приведет к погашению более 50% потребителей данного района.

По данным филиала ОАО «СО ЕЭС» Тюменского Регионального диспетчерского управления нагрузки централизованного сектора в настоящее время составляют порядка 1461 МВт. К централизованному сектору относятся города Новый Уренгой, Ноябрьск, Губкинский, Муравленко, Тарко-Сале, Надым, часть Пуровского и Надымского районов.

Годовое производство электроэнергии в автономном округе составило в 2011 году около 1,9 млрд. кВт∙ч при потреблении более 10,337 млрд. кВт∙ч.

Децентрализованный сектор.

Децентрализованный сектор охватывает территорию 8 муниципальных образований (Приуральский, Ямальский, Тазовский, Красноселькупский, часть Надымского, Шурышкарского и Пуровского районов), города Салехард и Лабытнанги. Выработка электроэнергии осуществляется от автономных поршневых и газотурбинных электростанций, суммарная установленная мощность которых составляет 298 МВт.

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

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

Существующее состояние электроэнергетики децентрализованного сектора накладывает объективные ограничения на уровень развития экономики и качество жизни населения этих территорий. Строительство электростанций в децентрализованном секторе осуществляется в основном в рамках Адресной инвестиционной программы автономного округа.

Крупнейшей энергосбытовой компанией, участвующей в покупке – продаже электрической энергии и мощности на оптовом рынке электрической энергии на территории автономного округа, является ОАО «Тюменская энергосбытовая компания».

Крупнейшими электросетевыми компаниями, осуществляющими свою деятельность на территории автономного округа, являются филиал ОАО «ФСК ЕЭС» – МЭС Западной Сибири и ОАО «Тюменьэнерго».

2.2. Отчётная динамика потребления электроэнергии в

автономном округе за последние 5 лет

За период 2007 – 2011 годов наблюдался рост электропотребления с 9,805 млрд. кВт∙ч до уровня 10,337 млрд. кВт∙ч.

Таблица 1

Динамика потребления электроэнергии на территории автономного округа

Наименование показателя

2007 год

2008 год

2009 год

2010 год

2011 год

1

2

3

4

5

6

Электропотребление (млн. кВт∙ч)

9 805,8

10 569,7

10 563

10 930,4

10 337,0

Собственная выработка (млн. кВт∙ч)

631

666,9

694,9

1 252,454

1 903,8

Среднегодовые темпы прироста электропотребления (%)

-

+7,79

-0,1

+3,47

-5,4

2.3. Структура электропотребления на территории автономного округа

Таблица 2

Структура полезного отпуска электроэнергии по видам экономической деятельности (ОКВЭД) крупнейшей энергосбытовой компании ОАО «Тюменская энергосбытовая компания» за 2011 год без учёта потерь РСК

Автономный округ

Полезный отпуск ЭЭ в 2011 году (кВт*ч)

Доля полезного отпуска ЭЭ (%)

1

2

3

ВСЕГО ОАО «ТЭК»

8 015 679 630

100,0

I. Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство

1 464 158

0,02

II. Рыболовство, рыбоводство

186 803

0,002

III. Добыча полезных ископаемых

280 317 305

3,5

3.1. Добыча топливно-энергетических полезных ископаемых

280 268 976

3,5

3.2. Добыча полезных ископаемых, кроме топливно-энергетических

48 329

0,001

IV. Обрабатывающие производства

31 818 558

0,40

4.1. Производство пищевых продуктов, включая напитки, и табака

4 795 599

0,06

4.2. Текстильное и швейное производство

222 676

0,003

4.3. Производство кожи, изделий из кожи и производство обуви

-

0,00

4.4. Обработка древесины и производство изделий из дерева (кроме мебели)

515

0,00001

4.5. Целлюлозно-бумажное производство; издательская и полиграфическая деятельность

259 846

0,003

4.6. Производство кокса, нефтепродуктов и ядерных материалов

16 422 466

0,2

4.7. Химическое производство

1 438 742

0,02

4.8. Производство резиновых и пластмассовых изделий

318 268

0,004

4.9. Производство прочих неметаллических минеральных продуктов

1 578 700

0,02

1

2

3

4.10. Металлургическое производство и производство готовых металлических изделий

298 373

0,004

4.11. Производство машин и оборудования

4 118 881

0,05

4.12. Производство электрооборудования, электронного и оптического оборудования

1 293 928

0,02

4.13. Производство транспортных средств и оборудования

2 032

0,00003

4.14. Прочие производства

1 068 532

0,01

V. Производство и распределение электроэнергии, газа и воды

6 692 930 742

83,5

5.1. Производство, передача и распределение электроэнергии, газа, пара и горячей воды – всего

6 652 650 414

83,0

5.2. Сбор, очистка и распределение воды – всего

40 280 328

0,5

VI. Строительство

137 799 919

1,7

VII. Оптовая и розничная торговля; ремонт автотранспортных средств, мотоциклов, бытовых изделий и предметов личного пользования

233 292 911

2,9

VIII. Гостиницы и рестораны

5 664 613

0,07

IX. Транспорт и связь

80 245 723

1,0

X. Финансовая деятельность

6 795 122

0,08

XI. Операции с недвижимым имуществом, аренда и предоставление услуг

160 341 408

2,0

XII. Государственное управление и обеспечение военной безопасности; обязательное социальное обеспечение

24 907 501

0,3

XIII. Образование

18 101 771

0,2

XIV. Здравоохранение и предоставление социальных услуг

12 515 596

0,2

XV. Предоставление прочих коммунальных, социальных и персональных услуг

29 522 847

0,4

XVI. Предоставление услуг по ведению домашнего хозяйства

XVII. Деятельность экстерриториальных организаций

XVIII. Население

299 774 653

3,7

СПРАВОЧНО

ЖКХ

299 716 734

3,7

Проанализировав данные ОАО «Тюменская энергосбытовая компания», можно отметить, что в структуре электропотребления по итогам 2011 года преобладает «распределение и производство электроэнергии, воды и газа» – 83,5%.

Электропотребление по энергорайонам.

Электропотребление Северного энергорайона Тюменской энергосистемы в 2011 году оценивается величиной в 267 МВт. Оценка электропотребления выполнена с учётом данных Тюменской энергосбытовой компании, потребителей.

В отчётный период в Северном энергорайоне Тюменской энергосистемы спрос на электроэнергию и электрическую мощность определяли города, населённые пункты (49%) и промышленные предприятия добычи газа (порядка 30% от потребляемой в энергорайоне электрической мощности).

Электропотребление Ноябрьского энергорайона Тюменской энергосистемы в 2011 году составило 1 194 МВт. Нагрузка определяется нефтегазовым комплексом, в первую очередь нефтедобычей (56% от нагрузки энергорайона). Доля городов и населённых пунктов в нагрузке Ноябрьского энергорайона составила 13%.

2.4. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии на территории автономного округа

Крупнейшим потребителем электроэнергии на территории автономного округа является ОАО «Газпром нефть Ноябрьскнефтегаз» – 40,7%.

Таблица 3

Основные крупные потребители электроэнергии на территории автономного округа из промышленных предприятий

Автономный округ

Полезный отпуск ЭЭ в 2011 году (млн. кВт∙ч)

Доля полезного отпуска ЭЭ (%)

1

2

3

ООО «Роснефть-Пурнефтегаз»

1 186,1

11,5

ООО «СевЭнКо» (г. Ноябрьск)

226,4

2,2

ООО «Газпром добыча Ямбург»

(с учетом выработки ГТЭС Ямбургская)

286,5

2,8

ООО «Ноябрьский газоперерабатывающий комплекс»

479,8

4,6

ООО «Газпром трансгаз Сургут»

54,9

0,5

ООО «Газпром трансгаз Югорск»

202,5

2,0

ООО «Газпром добыча Уренгой»

265,8

2,6

ООО «Газпром переработка»

65,3

0,6

ОАО «Газпром нефть Ноябрьскнефтегаз»

4 209,6

40,7

ООО «Ноябрьскгазпереработка»

468,0

4,5

ОАО «Губкинский ГПК»

596,5

5,8

2.5. Динамика изменения максимума нагрузки за последние пять лет

Максимальные нагрузки на территории автономного округа зафиксированы в 2007 – 2011 годах.

Таблица 4

Динамика изменения максимума нагрузок

Наименование электрических сетей

Факт (МВт)

2007 год

2008 год

2009 год

2010 год

2011 год

1

2

3

4

5

6

Максимальные нагрузки по территории, в том числе

1 392

1 468

1 454

1 456

1 461

НЭС

1 121

1 230

1 210

1 175

1 194

СвЭС

271

238

244

281

267

Из вышеприведенного графика следует, что Ноябрьские электрические сети в структуре максимальных нагрузок занимают более 80% от общих нагрузок автономного округа.

2.6. Динамика потребления тепловой энергии в автономном округе

Теплоснабжение потребителей автономного округа тепловой энергией производится 282 отопительно-производственными котельными, работающими на различных видах топлива: на твердом топливе – 16 котельных, на жидком топливе – 74 котельных, на газообразном топливе – 192 котельные.

Таблица 5

Динамика потребления тепловой энергии за последние пять лет

Реализация тепловой энергии (тыс. Гкал/год)

2007 год

2008 год

2009 год

2010 год

2011 год

1

2

3

4

5

6

Всего

7550,0

8386,5

8460,7

7614,9

8045,0

Населению

3679,0

4292,5

4265,0

4121,2

4396,3

Бюджетным организациям

797,0

882,0

961,2

833,6

914,4

Прочим потребителям

3074,0

3212,0

3234,5

2660,0

2734,2

Собственное потребление

1422,0

979,5

938,3

943,7

1106,0

Данный график отражает динамику потребления тепловой энергии на территории автономного округа. Порядка 49% от общего потребления составляет население, 10,6 % – бюджетные организации и 40,4% – прочие потребители.

1

2.7. Перечень основных потребителей тепловой энергии в автономном округе

Из таблицы 6 видно, что из структуры потребления тепловой энергии основную долю потребления составляют население и прочие потребители.

Таблица 6

Структура потребления тепловой энергии

№ п/п

Муниципальное образование

Количество котельных (ед.)

Суммарная установленная мощность (Гкал/час)

Годовая выработка (Гкал)

Реализация тепловой энергии (Гкал/год)

Расход на собственные нужды (Гкал)

всего

населению

бюджетным организациям

прочие

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1.

Город Салехард

38

328

547 102

458 432

267 151

125 953

65 328

13 660

2.

Город Губкинский

5

177

441 180

355 030

223 170

43 030

88 830

11 570

3.

Город Лабытнанги

18

320

478 953

357 403

252 790

43 799

60 814

22 980

4.

Город Муравленко

8

351

553 594

443 600

271 850

48 280

123 470

11 080

5.

Город Надым

16

529

964 012

811 274

459 045

92 777

259 452

14 705

6.

Надымский район

23

307

1 174 886

769 526

279 048

39 583

450 895

18 949

7.

Город Ноябрьск

25

852

2 340 174

1 766 966

883 871

125 210

757 885

52 582

8.

Город Новый Уренгой

44

1 326

2 193 101

1 644 725

977 501

138 794

528 430

62 099

9.

Красноселькупский район

10

74

137 084

107 613

74 423

20 081

13 109

2 348

10.

Приуральский район

11

192

195 707

139 140

88 373

31 475

19 292

8 085

11.

Пуровский район

31

448

1 190 109

814 480

402 133

91 979

320 368

27 615

12.

Тазовский район

16

128

200 965

160 778

92 220

52 923

15 635

5 100

13.

Шурышкарский район

19

70

89 195

63 857

34 822

24 300

4 735

3 048

14.

Ямальский район

19

130

298 848

152 126

89 888

36 253

25 985

6 401

Итого по автономному округу

282

5 238

10 804 910

8 044 950

4 396 285

914 437

2 734 228

260 222

1

2.8. Структура установленной электрической мощности на территории автономного округа

Суммарная установленная мощность тепловых электростанций по состоянию на 01 января 2012 года составляет 643,565 МВт (электростанции, находящиеся в централизованном и децентрализованном секторах).

Таблица 7

Структура

установленной электрической мощности автономного округа

Тип ЭС

Наименование

Установленная мощность (МВт)

Процент

1

2

3

4

ГТЭС

Ямбургская ГТЭС

72

12

ПЭС Уренгой

72

12

ГРЭС

Уренгойская ГРЭС

24

4

ПЭС

ПЭС Надым

24

4

ПГЭ

Ноябрьская ПГЭ

124

20

Мелкие генерирующие источники

308

48

ВСЕГО

624

100

2.9. Состав существующих электростанций

Информация о составе, месторасположении, установленной мощности электростанций мощностью более 5 МВт, находящихся на территории автономного округа, представлена в таблице 8.

1

Таблица 8

Состав, месторасположение, установленная мощность электростанций

Собственник электростанции

Наименование электростанции

Установленная мощность (МВт)

1

2

3

ООО «Газпром добыча Ямбург»

Ямбургская ГТЭС*

72

Харвутинская ГТЭС*

10

ООО «Газпром добыча Уренгой»

ГТЭС Песцовая*

15

ОАО «Роснефть»

Тарасовская ГПЭС*

52,38

ОАО «Передвижная энергетика»

ПЭС Уренгой*

72

ОАО «ОГК-1»

Уренгойская ГРЭС*

24

ООО «Северные ПЛЭС»

ПЭС Надым*

24

ООО «Ноябрьская ПГЭ»

Ноябрьская ПГЭ*

119,6

Муниципальное образование

город Салехард

ГТЭС-3

39,4

ДЭС-1

19,4

ДЭС-2

12,5

ТЭС-14

14

ОАО «Передвижная энергетика» город Лабытнанги

ГТЭ-24

50

ГТЭ-4; 5

23

Муниципальное образование Красноселькупский район

ДГ-72

6,4

Муниципальное образование

Приуральский район

ГПЭС с. Аксарка

6

ТЭС пгт Харп

10,8

Муниципальное образование

Тазовский район

ПАЭС-2500 пгт Тазовский

17,5

ПАЭС-2500 с. Газ-Сале

17,5

ПАЭС-2500 с. Антипаюта

5

Муниципальное образование Шурышкарский район

ДЭС с. Мужи

8,2

Муниципальное образование

Ямальский район

ДЭС с. Яр-Сале

7,9

ПАЭС-2500

с. Мыс Каменный

7,5

Примечание.

* Работают параллельно с энергосистемой, включены в установленную мощность Тюменской энергосистемы.

2.10. Структура выработки электрической энергии по типам электростанций мощностью более 5 МВт

Таблица 9

Структура

выработки электрической энергии по типам электростанций мощностью более 5 МВт

Тип

электро- станции

Собственник электростанции

Наименование электростанции

Годовая выработка за 2011 год

(млн. кВт∙час)

% по видам собствен-ности

% по типам электро-станций

1

2

3

4

5

6

ВСЕГО,

в том числе

2756

100,0

100,0

1

2

3

4

5

6

ГТЭС

ООО «Газпром добыча Ямбург»

Ямбургская ГТЭС*

277

11,0

11,3

Харвутинская

ГТЭС*

18

ООО «Газпром добыча Уренгой»

ГТЭС Песцовая*

16

0,6

ПЭС

ОАО «Передвижная энергетика»

ПЭС Уренгой*

321

12,0

17,5

ООО «Северные ПЛЭС»

ПЭС Надым*

162

7,0

ГРЭС

ОАО «ОГК-1»

Уренгойская ГРЭС*

174

6,0

6,33

ГПЭС

ОАО «Роснефть»

Тарасовская

ГПЭС*

224

8,0

8,12

ПГЭ

ООО «Ноябрьская ПГЭ»

Ноябрьская ПГЭ*

970

35,0

35,2

ГТЭ

ОАО «Передвижная энергетика»

ГТЭ-24

138

5,0

5,03

ГТЭ-4; 5

0,2

0,01

Мелкие

МО город

ГТЭС-3

243

9,0

16,53

генерирую-

Салехард

ДЭС-1

12

0,4

щие

ДЭС-2

6

0,2

источники

ТЭС-14

50

1,8

МО Красносель-

купский район

ДГ-72

с. Красноселькуп

18

0,7

МО Приуральский

ГПЭС

с. Аксарка

17

0,6

район

ТЭС пгт Харп

24

0,9

МО Тазовский

район

ПАЭС-2500

пгт Тазовский

22

0,8

ПАЭС-2500

с. Газ-Сале

11

0,4

ПАЭС-2500

с. Антипаюта

9

0,3

МО Шурыш-карский район

ДЭС с. Мужи

16

0,6

МО

ДЭС с. Яр-Сале

19

0,7

Ямальский район

ПАЭС-2500

с. Мыс Каменный

8

0,3

Примечание.

* Работают параллельно с энергосистемой, включены в установленную мощность Тюменской энергосистемы.

С вводом в эксплуатацию Ноябрьской ПГЭ структура выработки электрической энергии на территории автономного округа изменилась.

В настоящее время 11,3% электрической энергии вырабатывается ГТЭС; 35,2% – Ноябрьской ПГЭ; 17,5% – ПЭС; 6,33% – Уренгойской ГРЭС; 8,12% – Тарасовской ГПЭС, 5,03% – ОАО «Передвижная энергетика» и около 17% – электростанциями, расположенными в децентрализованном секторе.

2.11. Характеристика балансов электрической энергии и мощности

за последние пять лет

Таблица 10

Фактический баланс электрической энергии на территории автономного округа

за период 2007 – 2011 годов

млн. кВт∙ч

Объект генерации

2007 год

2008 год

2009 год

2010 год

2011 год

1

2

3

4

5

6

Выработка – всего

631,0

666,9

695,0

1252,5

1903,9

в том числе

Уренгойская ГРЭС

191,7

190,1

184,4

177,8

174,3

Ноябрьская ПГЭ

296,0

970,2

ПЭС Надым

180,9

194,5

212,7

200,7

161,7

ПЭС Уренгой

241,9

244,8

277,9

284,7

321,1

Ямбургская ГТЭС*

16,5

37,5

20,0

293,3

276,5

Потребление – всего

9805,8

10569,7

10563,0

10930,4

10337,0

Сальдо-переток (дефицит)

9174,8

9902,8

9868,0

9677,9

8433,1

Примечание.

* В 2007 – 2009 годах Ямбургский энергоузел учитывался только покупкой ОАО «Тюменская энергосбытовая компания» Ямбургской ГТЭС.

Таблица 11

Фактический баланс мощности

на территории автономного округа за период 2007 – 2011 годов

МВт

Объект генерации

2007 год

2008 год

2009 год

2010 год

2011 год

1

2

3

4

5

6

Выработка – всего

76,0

79,0

88,0

234,0

238,2

в том числе

Уренгойская ГРЭС

24,0

24,0

24,0

24,0

24,2

Ноябрьская ПГЭ

124,0

123,5

ПЭС Надым

22,0

22,0

33,0

23,0

22,5

ПЭС Уренгой

30,0

30,0

29,0

31,0

40,0

Ямбургская ГТЭС*

0,0

3

2,0

32,0

28,0

Потребление – всего

1392,0

1468,0

1454,0

1456,0

1461,0

Сальдо-переток (дефицит)

1316,0

1389,0

1366,0

1222,0

1222,8

Примечание.

* В 2007 – 2009 годах Ямбургский энергоузел учитывался только покупкой ОАО «Тюменская энергосбытовая компания» Ямбургской ГТЭС.

2.12. Объёмы и структура топливного баланса электростанций и котельных на территории автономного округа в 2011 году

Объемы и структура топливного баланса электростанций, находящихся на территории автономного округа.

Объем потребления условного топлива в автономном округе, потребляемого электростанциями, составляет 652334,7 т у.т.; в том числе ГТЭС – 133126,185 т у.т., что составляет 20,4%, ПГЭ – 73149,2 т у.т.; что составляет 11,22%, ГРЭС – 79822,65 т у.т., что составляет 12,24%; ПЭС – 150451,05 т у.т., что составляет 23,06%, и прочие блок-станции – 215785,62 т у.т., что составляет 33,08% (таблица 12).

Таблица 12

Тип электрической станции

Объёмы потребляемого топлива

%

(т у.т.)

1

2

3

Всего, в том числе

652334,7

100

ГТЭС

133126,2

20

ПГЭ

73149,2

11

ГРЭС

79822,6

12

ПЭС

150451,1

23

Мелкие генерирующие источники

215785,6

33

Объемы и структура топливного баланса котельных, находящихся на территории автономного округа.

Общий объем топлива, потребляемого котельными на выработку тепловой энергии, составляет 1182160,34 т у.т.

Структура органического топлива, используемого при выработке тепловой энергии котельными, расположенными на территории автономного округа, составляет:

газ – 83,28%;

попутный газ – 8,03%;

ГШЗ – 4,81%;

ДТЗ – 1,44%;

нефть – 1,1%;

уголь – 1,34%.

2.13. Основные характеристики электросетевого хозяйства региона

напряжением 110 кВ и выше

Электросетевой комплекс автономного округа напряжением 110 кВ и выше представлен объектами филиала ОАО «ФСК ЕЭС» – МЭС Западной Сибири, ОАО «Тюменьэнерго» и иных собственников (предприятия нефте- и газодобычи).

Основные характеристики объектов электросетевого хозяйства региона 110 кВ и выше, включая перечень существующих ЛЭП и подстанций, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ, приведены в приложении № 5 к настоящей схеме и Программе.

В собственности и эксплуатации филиала ОАО «ФСК ЕЭС» – МЭС Западной Сибири находится электросетевое хозяйство напряжением 500 и 220 кВ (ПС 500 кВ – 3 шт., ПС 220 кВ – 10 шт., ВЛ 500 кВ – 717,25 км, ВЛ 220 кВ – 2067,06 км).

В собственности и эксплуатации ОАО «Тюменьэнерго» находится электросетевое хозяйство напряжением 110 кВ (ПС 110 кВ – 104 шт., ВЛ 110 кВ – 4428 км). У прочих потребителей находятся в собственности и эксплуатации электросетевое хозяйство: ПС 110 кВ – 25 шт., ВЛ 110 кВ – 313 км.

Таблица 13

Обобщённые данные

по электросетевым объектам, расположенным на территории автономного округа

Объекты электросетевого комплекса

Установленная мощность, МВА

Единица измерения (шт./км)

1

2

3

Класс напряжения 500 кВ

ПС

3882

3

ВЛ

717,25

Класс напряжения 220 кВ

ПС

2152

10

ВЛ

2067,06

Класс напряжения 110 кВ

1

2

3

ПС

5314,9

129

ВЛ

5588,6

2.14. Основные внешние связи энергорайонов автономного округа

Автономный округ имеет внешние электрические связи только с энергосистемой Ханты-Мансийского автономного округа - Югрой по следующим линиям электропередач:

Две ВЛ 500 кВ               – СГРЭС-1 – Холмогорская;

                            – Кирилловская – Холмогорская;

Четыре ВЛ 220 кВ               – Холмогорская – Когалым;

                            – Вынгапур – Зима;

                            – Вынгапур – Северный Варьеган;

                            – Холмогорская – Кирилловская;

Одна ВЛ 110 кВ               – Лонг-Юган – Сорум.

III. Особенности функционирования энергорайонов автономного округа

Энергорайоны автономного округа характеризуются недостаточной пропускной способностью в ремонтных схемах по сечениям:

СРТО: ВЛ 500 кВ СГРЭС-1 – Холмогорская, ВЛ 500 кВ СГРЭС-2 – Кирилловская, ВЛ 220 кВ СГРЭС-1 – Имилор, ВЛ 220 СГРЭС-1 – В. Моховая, Вынгапур – Зима, 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.

Недостаточная надежность электроснабжения в схемах ремонта ВЛ-220 кВ Тарко-Сале – Уренгой, ВЛ-220 кВ Муравленковская – Надым.

В настоящее время в рассматриваемом энергорайоне отсутствует возможность осуществления технологического присоединения вновь сооружаемых и реконструируемых энергопринимающих устройств потребителей с увеличением максимальной мощности от электрической сети без выполнения мероприятий по усилению существующей сети 110 кВ и выше. Сохраняются риски ввода ограничений потребителей в следующих схемно-режимных ситуациях:

- при отключении ВЛ-220 кВ Тарко-Сале – Уренгой (ВЛ-220 кВ Муравленковская – Надым) возникает риск отделения энергорайона от энергосистемы с дефицитом активной мощности до 150 МВт;

- при отключении ВЛ 500 кВ СГРЭС-1 – Холмогорская возникает риск необходимости ввода ограничений на величину порядка 800 МВт в случае отключения ВЛ 500 кВ СГРЭС-2 – Кирилловская и наоборот;

- при отключении ВЛ 500 кВ СГРЭС-1 – Холмогорская возникает риск необходимости ввода ограничений на величину порядка 400 МВт в случае отключения ВЛ 500 кВ Кирилловская – Холмогорская и наоборот.

              Район также характеризуется недостаточностью трансформаторных мощностей. Для разгрузки и возможности вывода в ремонт автотрансформаторных мощностей, а также для повышения надежности электроснабжения потребителей необходимо увеличение трансформаторных мощностей на подстанции (далее – ПС) Муравленковская (ввод АТ 220/110 кВ и АТГ 500/220 кВ). Отключение одного из АТ 220/110 кВ 125 МВА или блока АТ 2х63 МВА ПС Муравленковская приводит к загрузке оставшегося в работе до 131%. Для снятия перегруза оставшихся в работе АТ требуется ввод ограничений на величину до 30 МВт.

При ремонте одного из АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой и аварийном отключении второго АТ происходит снижение напряжения на СШ ПС Уренгой более 20%. По условию обеспечения допустимых уровней напряжения в энергорайоне потребуется отключение нагрузки до 40 МВт.

Информация о недостатках пропускной способности электрической сети 500 – 220 – 110 кВ и об узлах энергосистемы, где имеются ограничения на техприсоединение потребителей по автономному округу с мероприятиями по ликвидации этих ограничений, приведена в таблице 14.

Таблица 14

№

п/п

Наименование питающего центра с учетом прилегающей сети

110 кВ

Ограничивающий элемент

Мероприятие по ликвидации узких мест

1

2

3

4

1.

ПС 500/220/110 кВ Холмогорская

ВЛ 500 кВ:

- СГРЭС-1 – Холмогорская;

- Уренгойская ГРЭС-450 МВт;

2.

ПС 500/220/110 кВ Тарко-Сале

- Кирилловская –

- 4АТ-125 МВА на ПС

3.

ПС 500/220/110 кВ Муравленковская

Холмогорская;

- ВЛ 220 (500) кВ

Муравленковская;

- вторая АТГ 501 МВА

4.

ПС 220/110 кВ Вынгапур

Тарко-Сале – Уренгой;

на ПС Муравленковская;

5.

ПС 220/110 кВ Янга-Яха

- ВЛ 220 (500) кВ

- ПС Исконная

6.

ПС 220/110 кВ Пуль-Яха

Муравленковская – Надым;

с 2 х 63 МВА

7.

ПС 220/110 кВ Надым

АТ 220/110 кВ

8.

ПС 220/110 кВ Уренгой

Муравленковская

9.

ПС 220/110 кВ Пангоды

АТ-220/110 кВ ПС Уренгой,

10.

ПС 220 кВ П. Хеттинская

двух систем шин 220 кВ ПС

11.

ПС 220/110 кВ Оленья

Уренгой

12.

ПС 220 кВ Губкинский ГПЗ

1

2

3

4

13.

ПС 220 кВ Аврора

Таблица 15

Перечень подстанций,

на которых имеется недопустимое повышение или снижение напряжения

в сети 110 кВ и выше при использовании всех имеющихся средств регулирования

напряжения по автономному округу

Наименование ПС

U

Причины

1

2

3

ПС 110 – 220 кВ Северного энергорайона

↓

отсутствие второго центра (отключение двух АТ-220/110 кВ ПС Уренгой, двух систем шин 220 кВ ПС Уренгой)

1

IV. Основные направления развития электроэнергетики автономного округа

4.1. Цели и задачи развития электроэнергетики автономного округа

Основными целями развития электроэнергетики автономного округа являются:

- покрытие дефицита региона в электроэнергии за счет собственной генерации;

- обеспечение надёжного и безопасного энергоснабжения потребителей;

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

- снижение потерь в электрических сетях;

- модернизация электроэнергетического комплекса с оптимизацией топливного баланса для повышения энергетической эффективности, обеспечения развития (конкурентоспособности) экономики и повышения качества жизни населения.

4.2. Прогноз потребления электроэнергии и мощности

(разработан ОАО «СО ЕЭС»)

Таблица 16

Прогнозный баланс

электроэнергии на территории автономного округа до 2017 года

млн. кВт∙ч

Объект генерации

2011 год

(факт)

2012 год

2013 год

2014 год

2015 год

2016 год

2017

год

1

2

3

4

5

6

7

8

Выработка всего

1 903,8

2 430,0

5 053,4

7 763,6

7 632,6

7 903,5

7 844,5

1

2

3

4

5

6

7

8

в том числе

Уренгойская ГРЭС

174,3

918,6

3 311,0

3 522,0

3 240,0

3 054,0

2 994,0

Ноябрьская ПГЭ

970,2

717,4

657,6

717,4

717,4

717,4

717,4

ПЭС Надым

161,7

180,2

180,2

180,2

180,2

220,0

220,0

ПЭС Уренгой

321,1

308,0

308,0

308,0

308,0

724,1

724,1

Ямбургская ГТЭС

276,5

305,7

305,0

306,0

307,0

308,0

309,0

ГТЭС Новоуренгойский ГХК

291,6

930,0

930,0

930,0

930,0

ТЭС Полярная

1 800,0

1 950,0

1 950,0

1 950,0

Потребление – всего

10 337,0

10 350,0

10 400,0

11 020,3

10 954,7

10 949,9

10 862,3

Сальдо-переток (дефицит)

8 433,3

7 920,0

5 346,6

3 256,7

3 322,1

3 046,4

3 017,8

1

Таблица 17

Прогноз спроса на электрическую энергию до 2017 года

(разработан системным оператором – филиалом ОАО «СО ЕЭС» Тюменское РДУ)

Потребитель

2011 год

(факт)

2012

год

2013 год

2014 год

2015 год

2016 год

2017 год

1

2

3

4

5

6

7

8

Потребление на территории автономного округа – всего

10 337,0

10 350,0

10 400,0

11 020,3

10 954,7

10 949,9

10 862,3

в том числе крупные потребители

ООО «Роснефть-Пурнефтегаз»

1 186,1

1 225,2

1 228,6

1 204,4

1 158,2

1 118,3

1 188,5

ООО «Ноябрьский газоперерабатывающий комплекс»

479,8

464,9

393,7

383,0

380,4

378,7

375,1

ООО «Газпром добыча Уренгой»

265,8

266,5

266,6

268,8

279,0

292,6

305,2

ОАО «Газпром нефть Ноябрьскнефтегаз»

4 209,6

3 950,4

4 011,7

3 781,1

3 514,2

3 318,3

3 165,3

ОАО «Губкинский ГПК»

596,5

484,7

424,0

413,3

410,6

408,9

405,3

ООО «Новоурен-гойский газохими-ческий комплекс»

64,8

233,3

332,6

481,0

677,2

677,2

в том числе собственные нужды станций

ОАО «ОГК-1» филиал Уренгойская ГРЭС»

23,4

39,5

154,7

163,6

151,7

143,9

141,4

Ноябрьская ПГЭ

17,3

23,3

21,4

23,3

23,3

23,3

23,3

Примечание.

В таблице приведено электропотребление без учета выработки собственными электростанциями потребителей: ГПЭС Тарасовская (ООО «Роснефть-Пурнефтегаз»), ГТЭС Песцовая (ООО «Газпром добыча Уренгой»), ГТЭС НГХК (ООО «Новоуренгойский газохимический комплекс»), ГПЭС на Вынгапуровском ГПЗ (ООО «Ноябрьский газоперерабатывающий комплекс»).

Таблица 18

Прогноз спроса на электрическую мощность до 2017 года

(разработан системным оператором – филиалом ОАО «СО ЕЭС» Тюменское РДУ)

МВт

Объект генерации

2011 год

(факт)

2012 год

2013 год

2014 год

2015 год

2016 год

2017 год

1

2

3

4

5

6

7

8

Нагрузка электростанций –всего

238,2

297,0

792,0

1105,0

1 105,0

1 147,0

1 147,0

в том числе

Уренгойская ГРЭС

24,2

24,0

474,0

474,0

474,0

474,0

474,0

Ноябрьская ПГЭ

123,5

120,0

120,0

120,0

120,0

120,0

120,0

ПЭС Надым

22,5

23,0

23,0

23,0

23,0

30,0

30,0

ПЭС Уренгой

40,0

65,0

65,0

65,0

65,0

100,0

100,0

Ямбургская ГТЭС

28,0

65,0

65,0

65,0

65,0

65,0

65,0

ГТЭС Новоуренгойского ГХК

45,0

120,0

120,0

120,0

120,0

ТЭС Полярная

238,0

238,0

238,0

238,0

Потребление – всего

1 461,0

1 446,0

1 475,0

1 530,0

1 515,0

1 520,0

1 500,0

Сальдо-переток (дефицит)

1 222,8

1 149,0

683,0

425,0

410,0

373,0

353,0

Таблица 19

Обобщенные данные по прогнозу потребления электроэнергии и

мощности на территории автономного округа

Электропотребление, нагрузка

2011 год (факт)

2012 год

2013 год

2014 год

2015 год

2016 год

2017 год

1

2

3

4

5

6

7

8

Электропотребление (млн. кВт.ч)

10 337,0

10 350

10 400

11 020

10 955

10 950

10 862

Максимум нагрузки – всего (МВт)

1 461

1 446

1 475

1 530

1 515

1 520

1 500

1

Таблица 20

Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах до 2015 года

Год

Наименова

ние

Сале

хард

Лабыт

нанги

Тазовский район

Шурышкар

ский район

Приураль

ский район

Красноселькуп

ский район

Ямаль

ский район

Надым

ский район

Пуровский район

Всего

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

2011

Установленная мощность, кВт

85 660

77 560

42 270

17 640

23 776

13 615

29 870

135 255

4 484

430 130

2012

Установленная мощность, кВт

109 660

77 560

42 270

17 640

23 776

13 615

29 870

135 255

4 484

454 130

2013

Установленная мощность, кВт

353 660

77 560

42 270

17 640

23 776

13 615

29 870

135 255

4 484

698 130

2014

Установленная мощность, кВт

-

77 560

42 270

23 640

23 776

13 615

29 870

135 255

4 484

350 470

2015

Установленная мощность, кВт

-

-

42 270

23 640

23 776

24 615

39 800

135 255

4 484

293 840

2011

Выработка, тыс. кВт∙ч

320 000

139 901

46 749

36 561

54 070

27 006

42 903

522 297

4 583

1 194 069

2011

Потребление, тыс. кВт∙ч

320 000

139 901

46 749

36 561

54 070

27 006

42 903

522 297

4 583

1 194 069

Сальдо-перетоки в иные изолированные системы

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

2012

Выработка, тыс. кВт∙ч

336 000

146 896

49 087

38 389

56 774

28 356

45 048

548 412

4 812

1 253 772

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

2012

Потребление, тыс. кВт∙ч

336 000

146 896

49 087

38 389

56 774

28 356

45 048

548 412

4 812

1 253 772

Сальдо-перетоки в иные изолированные системы

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

2013

Выработка, тыс. кВт∙ч

352 800

154 241

51 541

40 308

59 612

29 774

47 300

575 832

5 052

1 316 461

2013

Потребление, тыс. кВт∙ч

352 800

154 241

51 541

40 308

59 612

29 774

47 300

575 832

5 052

1 316 461

Сальдо-перетоки в иные изолированные системы

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

2014

Выработка, тыс. кВт∙ч

640 000

161 953

54 118

42 323

62 593

31 262

49 665

604 624

5 305

1 651 844

2014

Потребление, тыс. кВт∙ч

370 440

161 953

54 118

42 323

62 593

31 262

49 665

604 624

5 305

1 382 284

Сальдо-перетоки

269 560

0

0

0

0

0

0

0

0

269 560

2015

Выработка, тыс. кВт∙ч

640 000

140 000

56 824

44 440

65 723

32 826

52 148

634 855

5 570

1 672 386

2015

Потребление, тыс. кВт∙ч

388 962

170 050

56 824

44 440

65 723

32 826

52 148

634 855

5 570

1 451 398

Сальдо-перетоки

251 038

30 050

0

0

0

0

0

0

0

281 088

1

25

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

Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях автономного округа, предусмотренных генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики Российской Федерации до 2020 года с учетом перспективы до 2030 года, приведены в приложении № 1 к настоящей схеме и Программе.

Крупными объектами генерации, запланированными к вводу в эксплуатацию до 2017 года на территории автономного округа, являются:

- станция на промплощадке Уренгойской ГРЭС мощностью 450 МВт со сроком ввода в 2012 году;

- станция «Полярная» в районе г. Салехарда мощностью 262,5 МВт со сроком ввода в 2013 году;

- станция в районе ПС Тарко-Сале мощностью 600 – 660 МВт со сроком ввода к 2015 году.

Таблица 21

Вводы мощности электростанций

по территории автономного округа (мощностью более 5 МВт)

МВт

Наименование субъекта

Наименование электростанции

2012 год

2013 год

2014 год

2015 год

2016 год

2017 год

1

2

3

4

5

6

7

8

Всего, в т.ч.

698

424,5

110

50

0

0

ТЭС

450

0

0

0

0

0

ОАО «ОГК-1»

Уренгойская ГРЭС

450

Механизм гарантирования инвестиций

станция в районе ПС Тарко-Сале

(справочно)

600 – 660

ГТЭС, ГПЭС

248

424,5

0

50

0

0

ООО «Новоуренгойский газохимический комплекс»

ГТЭС Новоуренгойского ГХК

120

ПГЭ (расширение Ноябрьской ПГЭ путем установки третьего энергоблока)

110

ОАО «Передвижная энергетика»

ПЭС Уренгой (расширение)

50

ОАО «Корпорация

УП-УП»

ГТЭС Полярная

262,5

1

2

3

4

5

6

7

8

ЗАО «Ванкорнефть»

ГПЭС при «НПС-2»

42

Ванкорская ГТЭС*

200

ООО «Ноябрьский газоперерабатывающий комплекс»

ГПЭС на Вынгапуровском ГПЗ

8

ООО «Газпром добыча Ямбург»

ГТЭС-72 «Ямбургская» (расширение)

40,0

Примечание.

* Параллельная работа электростанции с энергосистемой возможна с 2013 года после включения ПС 220кВ Мангазея.

4.4. Определение развития электрической сети напряжением 110 кВ и выше

В развитии электрической сети автономного округа можно выделить следующие направления:

              1) объекты электрических сетей, необходимые для выдачи мощности вновь строящихся и расширяемых электростанций.

              Схема выдачи Уренгойской ГРЭС (реализуется филиалом ОАО «ФСК ЕЭС» – МЭС Западной Сибири):

- строительство двух одноцепных ВЛ 220 кВ, отходящих от Уренгой ГРЭС с подключением к ВЛ 220 кВ Уренгой – Тарко-Сале и образованием ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Тарко-Сале и ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой;

- сооружение двухцепной ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой с использованием участка ВЛ 110 кВ (в габаритах 220 кВ) Уренгой – Муяганто-1, 2 (для сооружения объекта необходимо строительство ОАО «Тюменьэнерго» ВЛ 110 кВ УрГРЭС – Уренгой с ПП-110 кВ в районе пос. Лимбя-Яха с заходами ВЛ 110 кВ);

- реконструкция ВЛ 220 кВ (в габаритах 500 кВ) Тарко-Сале – Уренгой с увеличением сечения провода на концевом участке ВЛ со стороны ПС 220 кВ Уренгой.

Схема выдачи Полярной ТЭС:

- сооружение РУ 220, 110 кВ ТЭС «Полярная»;

- присоединение первого энергоблока ТЭС в составе генератора 74 МВт (ГТУ) и генератора 90 МВт (ПТУ) к шинам 220 кВ станции через трансформаторы;

- присоединение второго энергоблока ТЭС в составе генератора 74 МВт (ГТУ) и генератора 90 МВт (ПТУ) к шинам 110 кВ станции через трансформаторы;

- установка на ТЭС автотрансформатора связи 220/110 кВ мощностью 125 МВА;

- сооружение двух одноцепных ВЛ 220 кВ ТЭС Полярная – Салехард № 1, 2;

- выполнение двух одноцепных ВЛ 110 кВ от ТЭС Полярная до ВЛ 110 кВ Салехард – Северное Сияние – 1, 2;

- выполнение двух одноцепных ВЛ 110 кВ от ТЭС Полярная до ВЛ 110 кВ Салехард – Полярник – 1, 2;

- установка на шинах 220 кВ ПС Салехард ШР мощностью 100 МВАр.

              По остальным электростанциям отсутствуют проектные разработки схем выдачи мощности, так как объекты планируются к строительству в период до 2015 года. В процессе выполнения проектных работ будут реализованы работы по разработкам схемы выдачи мощностей электростанций;

              2) повышение надёжности и пропускной способности сети с учетом присоединения новых потребителей.

              Объекты, предусмотренные схемой и программой развития единой энергетической системы России на период до 2018 года, представлены в приложении № 2 к настоящей схеме и Программе.

              Представленная филиалом ОАО «ФСК ЕЭС» – МЭС Западной Сибири, ОАО «Тюменьэнерго» и предприятиями нефтегазового комплекса информация по вводам электросетевого оборудования указана в приложениях №№ 3, 4 к настоящей схеме и Программе.

4.5. Особенности функционирования энергосистемы и оценка балансовой ситуации в автономном округе

В настоящее время в энергорайонах автономного округа имеется ряд проблем:

- недостаточная надежность электроснабжения потребителей Ноябрьского и Северного энергорайонов в ремонтных режимах. В случае отключения двух питающих ВЛ 500 кВ возможно самоотключение нагрузки вследствие нарушения устойчивости нагрузки либо срабатывание автоматики с действием на отключение нагрузки потребителей на величину до 800 МВт;

- при аварийных отключениях элементов сети риски самоотключения нагрузки потребителей вследствие нарушения устойчивости и риски ввода графиков аварийного ограничения режима потребления из-за перегрузов оборудования в Ноябрьском энергорайоне.

1) Ноябрьский энергорайон.

Схема сети 500/220/110 кВ Ноябрьского энергорайона характеризуется дефицитом автотрансформаторных мощностей 220/110 кВ на ПС Муравленковская и недостаточной пропускной способностью сети 500 – 220 кВ в ремонтных схемах.

Отключение ВЛ 500 кВ Холмогорская – Тарко-Сале при ремонтах Холмогорская – Муравленковская и наоборот по условиям имеющегося дефицита мощности может приводить к срабатыванию автоматики с действием на отключение нагрузки потребителей в объеме до 160 МВт и необходимости последующей замены отключенной нагрузки вводом графиков аварийного ограничения режима потребления.

Отключение ВЛ 500 кВ СГРЭС-1 – Холмогорская при ремонтах ВЛ 500 кВ Кирилловская – Холмогорская и наоборот по условиям имеющегося дефицита мощности может приводить к срабатыванию автоматики с действием на отключение нагрузки потребителей в объеме до 400 МВт и необходимости последующей замены отключенной нагрузки вводом графиков аварийного ограничения режима потребления.

Проведение ремонтов ВЛ 500 кВ СГРЭС-1 – Холмогорская либо ВЛ 500 кВ СГРЭС-2 – Кирилловская выполняется на вынужденных перетоках.

Повышение пропускной способности сети и повышение надежности электроснабжения узла может быть выполнено путем строительства:

- Уренгойской ГРЭС с установленной мощностью 450 МВт;

- ВЛ 500 кВ Трачуковская – Кирилловская;

- электростанций в Ноябрьском и Северном энергорайонах.

Отключение одного из АТ 220/110 кВ 125 МВА или блока АТ 2х63 МВА ПС Муравленковская приводит к загрузке оставшегося в работе до 131%. Для разгрузки оставшихся в работе АТ требуется ввод ограничений на величину до 30 МВт.

Для разгрузки автотрансформаторов ПС Муравленковская и повышения надежности электроснабжения района требуется увеличение трансформаторной мощности 220/110 кВ в узле путем установки четвертого автотрансформатора на ПС Муравленковская установленной мощностью 125 МВА.

Для повышения надежности электроснабжения потребителей Ноябрьского энергоузла и обеспечения подключения перспективных нагрузок необходимо строительство ПС 220/110 кВ Арсенал с ВЛ 220 кВ Тарко-Сале – Арсенал.

2) Северный энергорайон.

Дефицит мощности покрывается по ВЛ 220 кВ Тарко-Сале – Уренгой и ВЛ 220 кВ Муравленковская – Надым, а также газотурбинными электростанциями.

Крайне низки показатели надежности электроснабжения энергорайона при отключении в ремонт ВЛ 220 кВ Тарко-Сале – Уренгой либо Муравленковская –Надым. В случае отключения последней питающей ВЛ 220 кВ происходит отделение энергоузлов от энергосистемы и отключение нагрузки потребителей устройствами противоаварийной автоматики для ликвидации складывающегося дефицита мощности, располагаемой мощности северных электростанций недостаточно для покрытия дефицита. Величина ограничения нагрузки может составить до 160 МВт.

Отключение двух АТ-220/110 кВ ПС 220/110 кВ Уренгой приводит к снижению напряжения на СШ 110 кВ ПС Уренгой более 20%. По условию обеспечения допустимых уровней напряжения в энергорайоне потребуется отключение нагрузки до 40 МВт.

Для повышения надежности электроснабжения района необходим ввод Уренгойской ГРЭС установленной мощностью 450 МВт с ВЛ выдачи мощности Уренгойская ГРЭС – Уренгой, строительство ПС 220/110 кВ Исконная с заходами ВЛ 220 и 110 кВ.

Схема развития электроэнергетики автономного округа приведена в приложении № 6.1 к настоящей схеме и Программе, условные обозначения к схеме развития электроэнергетики автономного округа приведены в приложении № 6 к настоящей схеме и Программе, существующая схема электроснабжения автономного округа – в приложении № 7 к настоящей схеме и Программе.

V. Условия реализации Программы

              Для реализации Программы требуется выполнение следующих работ:

              5.1. Разработка схемы развития электроэнергетического комплекса автономного округа до 2017 года с перспективой до 2021 года силами проектной организации с выполнениями расчетов.

              5.2. Разработка схем выдачи мощностей расширяемых и вновь сооружаемых электростанций.

              5.3. Финансирование инвестиционных программ субъектов электроэнергетики в необходимом объёме.

VI. Исходные данные и материалы

              6.1. Данная Программа разработана на основании сведений, предоставленных филиалом ОАО «СО ЕЭС» Тюменское РДУ, филиалом ОАО «ФСК ЕЭС» – МЭС Западной Сибири и ОАО «Тюменьэнерго», департаментом энергетики и жилищно-коммунального комплекса автономного округа.

1

Приложение № 1

к схеме и программе развития

электроэнергетики Ямало-Ненецкого

автономного округа на период

2012 – 2017 годов

ПЕРЕЧЕНЬ

планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Ямало-Ненецкого автономного округа, предусмотренных генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики Российской Федерации до 2020 года с учетом перспективы до 2030 года

№ п/п

Наименова-ние ТЭС, место размещения

Тип оборудова-ния

Вид топли-ва

Блок,

№

Установленная мощность (МВт)

При-ме-ча-ние

2009 год

2015год

2020 год

2025год

2030 год

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

1.

ПГУ

в г. Тарко-Сале, Тюменская обл., ЯНАО, Пуровский район

базовый вариант

ПГУ-300

газ

1

300

300

300

300

2

2

300

300

300

300

2

итого по станции

600

600

600

600

максимальный вариант

ПГУ-300

газ

1

300

300

300

300

2

2

300

300

300

300

2

ПГУ-400

3

400

400

400

2

4

400

400

400

2

итого по станции

600

1400

1400

1400

2.

Уренгойская ГРЭС Тюменская обл., г. Новый Уренгой, пос. Лимбя-Яха

базовый вариант

ПТ-12-35

газ

1

12

12

12

12

12

2

12

12

12

12

12

ПГУ-450

3

450

450

450

450

итого по станции

24

474

474

474

474

максимальный вариант

ПТ-12-35

газ

1

12

12

12

12

12

2

12

12

12

12

12

ПГУ-450

3

450

450

450

450

1

ПГУ-400

4

400

400

3

5

400

400

3

6

400

400

3

Итого по станции

24

474

474

1674

1674

1

Приложение № 2

к схеме и программе развития электроэнергетики

Ямало-Ненецкого автономного округа

на период 2012 – 2017 годов

ОБЪЕКТЫ

электросетевого хозяйства, предусмотренные схемой и программой развития Единой энергетической системы

(ЕЭС) России на период 2012 – 2018 годов

№

п/п

Перечень объектов

Год ввода объекта

Характеристика объекта (ВЛ, км

ПС, МВА (МВАр))

2012 год

2013 год

2014 год

2015 год

2016 год

2017 год

2018 год

Основное назначение объекта

км

МВА

км

МВА

км

МВА

км

МВА

км

МВА

км

МВА

км

МВА

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

Объекты для выдачи мощности электростанций

ТЭС

1.

Реконструкция ВЛ 220 кВ (в габаритах

500 кВ) с образованием

ВЛ 220 кВ Уренгой – Тарко-Сале и ВЛ

220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой

2012

2 х 76 км

152

выдача мощности блока № 3 ПГУ-450 МВт Уренгойской ГРЭС

2.

ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС –Уренгой

2012

2 х 76 км

152

Объекты нового строительства

500 кВ

3.

ПС 500 кВ Муравленковская АТГ № 2

500/220 кВ

2018

501 МВА

501

повышение надежности электроснабжения потребителей Северного и Ноябрьского энергоузлов

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

4.

ОРУ 500 кВ г. Надым с переводом ВЛ 500 кВ Надым –Муравленковская на напряжение

2018

2 х 501 МВА

1002

повышение надежности электроснабжения потребителей Северного и Ноябрьского энергоузлов

220 кВ

5.

Две ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея с ПС 220 кВ Мангазея

2012

2 х 125 МВА УШР 100 МВАр,

в 2015 году – БСК 50 МВАр

440

250

50

электроснабжение Ванкорского месторождения

6.

ПС 220 кВ Арсенал с ВЛ 220 кВ Арсенал – Тарко-Сале (Ванкорское месторождение)

2014

2 х 125 МВА

2 х 90 км

180

500

электроснабжение Ванкорского месторождения

7.

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

2015

2 х 125 МВА

2 х 5 км

10

250

повышение надёжности электроснабжения потребителей Уренгойского энергорайона

8.

ПС 220 кВ Салехард с ВЛ 220 кВ Надым – Салехард

2014

2 х 125 МВА 2 2 х 336 км

672

250

присоединение к системе района Салехард –Лабытнанги Тюменской энергосистемы

9.

ПС 220 кВ/10 кВ Славянская (ГНПС) с двумя одноценными ВЛ 220 кВ Ермак (НПС-2) – Славянская (ГНПС) (ТС Заполярье –Пурпе)

2016

2 х 25 МВА

2 х 150 км

300

50

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

10.

НПС-2 (ПС Андреевская)

на напряжении 220 кВ с сооружением двух одноцепных ВЛ 220 кВ

Янга-Яха –Андреевская (НПС-2)

2017

2 х 100 км,

2 х 25 МВА

200

50

Объекты с источником финансирования ПТП

11.

ПС 500 кВ Муравленковская (4-й АТ

220/110 кВ)

2014

125 МВА

125

повышение надежности электроснабжения потребителей Северного и Ноябрьского энергоузлов, присоединение новых потребителей (ОАО «Газпром Нефть»)

1

Приложение № 3

к схеме и программе развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа

на период 2012 – 2017 годов

ЭЛЕКТРОСЕТЕВЫЕ ОБЪЕКТЫ,

реализуемые филиалом ОАО «ФСК ЕЭС» – МЭС Западной Сибири

на территории Ямало-Ненецкого автономного округа

№ п/п

Объект

Ввод

объекта в эксплуатацию

Характеристика объекта

Обоснование необходимости выполнения

1

2

3

4

5

1.

ПС 500 кВ Муравленковская АТГ № 2 500/220 кВ

2014 год

(2018 год)

501 МВА

системная надежность

2.

Сооружение двухцепной ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой с использованием участка ВЛ 110 кВ

(в габаритах 220 кВ) Уренгой – Муяганто-1, 2

2012 год

2 х 76 км

выдача мощности Уренгойской ГРЭС

3.

Строительство двух одноцепных ВЛ 220 кВ, отходящих от Уренгойской ГРЭС с подключением к ВЛ 220 кВ Уренгой – Тарко-Сале и образованием

ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Тарко-Сале и

ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой

2012 год

2 х 76 км

выдача мощности Уренгойской ГРЭС

4.

Реконструкция ВЛ 220 кВ

(в габаритах 500 кВ)

Тарко-Сале – Уренгой с увеличением сечения провода на концевом участке ВЛ со стороны ПС 220 кВ Уренгой

2012 год

0,42 км

выдача мощности Уренгойской ГРЭС

5.

ВЛ 500 (220) кВ Муравленковская – Надым на головных участках со стороны ПС Муравленковская и ПС Надым с заменой провода

2012 год

8,37 км

выдача мощности Уренгойской ГРЭС

6.

Две ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея

с ПС 220 кВ Мангазея (Ванкорское месторождение)

2012 год

2 х 125 МВА

2 х 220 км

электроснабжение Ванкорского месторождения

1

2

3

4

5

7.

ПС 220 кВ Арсенал с ВЛ 220 кВ Тарко-Сале – Арсенал (Ванкорское месторождение)

2014 год

2 х 125 МВА

2 х 90 км

электроснабжение Ванкорского месторождения

8.

Строительство 2 ячеек

220 кВ на ПС-220 Надым

2014 год

(2012 год)

-

присоединение

ВЛ 220 кВ Надым – Салехард к сети ЕНЭС. Создание возможности увеличения отбора мощности и повышение надежности коммунально-бытовых и промышленных потребителей

г. Салехарда

9.

ПС 500 кВ Муравленковская АТ № 4 220/110 кВ

2014 год

125 МВА

повышение надежности электроснабжения потребителей Северного и Ноябрьского энергоузлов. Присоединение новых потребителей – ОАО «Газпром Нефть»

10.

Надстройка ОРУ-500 кВ

на ПС 220 кВ Надым

с переводом ВЛ 500 кВ Надым – Муравленковская на номинальное напряжение

2018 год

(2017 год)

501 МВА

выдача мощности Уренгойской ГРЭС

11.

ПС 220 кВ Ермак со шлейфовым заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея

2015 год

2 х 125 МВА

2 х 75 км

электроснабжение нефтепровода Заполярье – Пурпе

12.

ПС 220 кВ Славянская с двумя ВЛ 220 кВ Ермак – Славянская

2016 год

2 х 25 МВА

2 х 150 км

электроснабжение нефтепровода Заполярье – Пурпе

13.

ПС 220 кВ Вынгапур (расширение ОРУ-110 кВ

на две линейные ячейки)

2012 год

повышение

надежности

электроснабжения

потребителей ОАО

«Газпромнефть»

(заявка ОАО

«Тюменьэнерго»)

1

2

3

4

5

14.

ПС 220 кВ Пуль-Яха (расширение ОРУ-110 кВ на две линейные ячейки)

2012 год

повышение надежности электроснабжения потребителей

ЗАО «Ямалгазинвест»

15.

ПС 220 кВ Андреевская с двумя одноцепными

ВЛ 220 кВ Андреевская –Вынгапур

2017 год

2 х 25 МВА

2 х 150 км

электроснабжение

ТС Пурпе – Самотлор

16.

Одноцепная ВЛ 220 кВ Исконная – Ермак (НПС-2)

2015 год

120 км

электроснабжение

ТС Заполярье – Пурпе

17.

ПС 220 кВ Славянская (ГНПС) с двумя одноцепными ВЛ 220 кВ Ермак (НПС-2) – Славянская (ГНПС)

2016 год

2 х 25 МВА

2 х 150 км

электроснабжение

ТС Заполярье – Пурпе

18.

ПС 220 кВ Исконная с присоединением шлейфовыми заходами

ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой

2015 год

2 х 125 МВА

2 х 1 х 3 км

электроснабжение

ТС Заполярье – Пурпе

19.

ПС 220/110 кВ Муромская

с двумя одноцепными

ВЛ 220 кВ Муромская – Исконная

2016 год

2 х 125 МВА 2 х 70 км

электроснабжение

ТС Заполярье – Пурпе

20.

ВЛ 220 кВ Муромская – Арсенал

2017 год

110 км

усиление связи между Ноябрьским и Северным энергорайонами

21.

ПС 220 кВ Обдорск (Салехард) с двумя одноцепными ВЛ 220 кВ Обдорск – Надым

2015 год

(2014 год)

2 х 125 МВА 2 х 336 км

северный транзит

22.

ПС 220 кВ Ермоловская

с двумя одноцепными

ВЛ 220 кВ Обдорск–Ермоловская

2017 год

2 х 125 МВА 2 х 15 км

северный транзит

23.

ПС 220 кВ Яблочкова

с двумя одноцепными

ВЛ 220 кВ Ермоловская– Яблочкова

2017 год

2 х 125 МВА 2 х 30 км

северный транзит

24.

ПС 220 кВ Донская с двумя одноцепными ВЛ 220 кВ Ермоловская – Донская

2017 год

2 х 125 МВА 2 х 150 км

северный транзит

1

Приложение № 4

к схеме и программе развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа

на период 2012 – 2017 годов

ЭЛЕКТРОСЕТЕВЫЕ ОБЪЕКТЫ,

реализуемые ОАО «Тюменьэнерго» и электросетевыми компаниями нефтегазодобывающих предприятий на территории Ямало-Ненецкого автономного округа

№ п/п

Объект

Ввод

объекта в эксплуатацию

Характерис-тика объекта

Обоснование необходимости выполнения

1

2

3

4

5

Объекты технического перевооружения

1.

Замена трансформаторов мощностью 2*16 МВА на 2*25 МВА на ПС Геолог

2012 год

50 МВА

повышение надежности электроснабжения

г. Ноябрьска

2.

Замена трансформаторов мощностью 16 МВА на трансформаторы мощностью 25 МВА на ПС 110 КВ Голубика

2013 год

50 МВА

создание возможности увеличения отбора мощности и повышение надежности коммунально-бытовых потребителей

3.

Замена трансформаторов мощностью 25 МВА на трансформаторы мощностью 40 МВА на ПС 110 КВ Опорная

2013 год

80 МВА

создание возможности увеличения отбора мощности и повышение надежности коммунально-бытовых потребителей

Объекты капитального строительства

4.

ВЛ 110 кВ УрГРЭС – Уренгой с ПП-110 кВ в районе пос. Лимбя-Яха

с заходами ВЛ 110 кВ

2013 год

146,8 км

повышение надежности электроснабжения потребителей в районе

пос. Лимбя-Яха

5.

ПС 220 кВ Салехард с питающей ВЛ 220 кВ Надым – Салехард

2014 год

250 МВА

2 х 336 км

создание возможности увеличения отбора мощности и повышение надежности коммунально-бытовых и промышленных потребителей г. Салехарда

6.

ПС 110 кВ в г. Салехарде Северное сияние

с питающей ВЛ 110 кВ

2018 год

80 МВА

10 км

создание возможности увеличения отбора мощности и повышение надежности коммунально-бытовых потребителей

г. Салехарда

7.

ПС 110 кВ в г. Лабытнанги с питающей ВЛ 110 кВ

(в габарите 220 кВ) Салехард – Лабытнанги – Харп

2018 год

80 МВА

210 км

создание возможности увеличения отбора мощности и повышение надежности коммунально-бытовых потребителей

1

2

3

4

5

г. Лабытнанги

8.

ПС 110 кВ Полярник

с ВЛ 110 кВ в г. Салехарде

2018 год

80 МВА

10 км

создание возможности увеличения отбора мощности и повышение надежности коммунально-бытовых потребителей

г. Салехарда

9.

Расширение ПС 110 кВ ГТЭС-72 с заходами

ВЛ 110 кВ

2018 год

1,5 км

повышение системной надежности

10.

Расширение ЗРУ 220 кВ ПС 220/110/6 кВ Салехард на две линейные ячейки

2015 год

две ячейки 220 кВ

присоединение ГТЭС «Полярная» для параллельной работы с энергосистемой Тюменской области

11.

Расширение ОРУ 110 кВ ПП Лимбя-Яха

на 4 линейные ячейки

2013 год

четыре ячейки

110 кВ

подключение потребителя ООО «НОВАТЭК –Юрхаровнефтегаз»

1

Приложение № 5

к схеме и программе развития электроэнергетики

Ямало-Ненецкого автономного округа

на период 2012 – 2017 годов

ОСНОВНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ

объектов электросетевого хозяйства региона 110 кВ и выше, включая перечень существующих ЛЭП и подстанций, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ

Характеристики линий электропередач

№ п/п

Класс напряжения (кВ)

Диспетчерское название

Принадлежность

1

2

3

4

500 кВ

1.

500

Xолмогорская – Tарко-Cале

МЭС Западной Сибири

2.

500

Холмогорская – Муравленковская

МЭС Западной Сибири

3.

500

Муравленковская – Тарко-Сале

МЭС Западной Сибири

4.

500

Кирилловская – Холмогорская

МЭС Западной Сибири

5.

500

СГРЭС-1 – Холмогорская

МЭС Западной Сибири

220 кВ

1.

220

Муравленковская – Пуль-Яха

МЭС Западной Сибири

2.

220

Холмогорская – Пуль-Яха

МЭС Западной Сибири

3.

220

Северный Варьеган – Вынгапур

МЭС Западной Сибири

4.

220

Зима – Вынгапур

МЭС Западной Сибири

5.

220

Тарко-Сале – Уренгой

МЭС Западной Сибири

6.

220

Тарко-Сале – Муравленковская

МЭС Западной Сибири

7.

220

Тарко-Сале – ГГПЗ-1

МЭС Западной Сибири

8.

220

Тарко-Сале – ГГПЗ-2

МЭС Западной Сибири

9.

220

Муравленковская – Надым

МЭС Западной Сибири

10.

220

Холмогорская – Когалым

МЭС Западной Сибири

11.

220

Холмогорская – Кирилловская

МЭС Западной Сибири

12.

220

Уренгой – Пангоды

МЭС Западной Сибири

13.

220

Надым – Пангоды

МЭС Западной Сибири

14.

220

Уренгой – Надым

МЭС Западной Сибири

15.

220

Холмогорская – Вынгапур

МЭС Западной Сибири

16.

220

Вынгапур – Янга-Яха

МЭС Западной Сибири

17.

220

Холмогорская – Янга-Яха

МЭС Западной Сибири

18.

220

Муравленковская – Аврора

МЭС Западной Сибири

19.

220

Холмогорская – Аврора

МЭС Западной Сибири

20.

220

Уренгой – Оленья-1

МЭС Западной Сибири

21.

220

Уренгой – Оленья-2

МЭС Западной Сибири

110 кВ

1.

110

Холмогорская – Крайняя

ОАО «Тюменьэнерго»

2.

110

Пуль-Яха – Крайняя

ОАО «Тюменьэнерго»

3.

110

Холмогорская – Пуль-Яха

ОАО «Тюменьэнерго»

4.

110

Холмогорская – НПС Холмогоры

ОАО «Тюменьэнерго»

1

2

3

4

5.

110

Ноябрьская ПГЭ –

Холмогорская-1

ОАО «Тюменьэнерго»

6.

110

Ноябрьская ПГЭ –

Холмогорская-2

ОАО «Тюменьэнерго»

7.

110

Ноябрьская ПГЭ – Городская

ОАО «Тюменьэнерго»

8.

110

Ноябрьская ПГЭ – Летняя

ОАО «Тюменьэнерго»

9.

110

Ноябрьская ПГЭ – Владимирская

ОАО «Тюменьэнерго»

10.

110

Ноябрьская ПГЭ – Янга-Яха

ОАО «Тюменьэнерго»

11.

110

Холмогорская – Разряд-1

ОАО «Тюменьэнерго»

12.

110

Холмогорская – Разряд-2

ОАО «Тюменьэнерго»

13.

110

Холмогорская – Вышка 1

ОАО «Тюменьэнерго»

14.

110

Холмогорская – Вышка 2

ОАО «Тюменьэнерго»

15.

110

Янга-Яха – Спорышевская-1

ОАО «Тюменьэнерго»

16.

110

Янга-Яха – Спорышевская-2

ОАО «Тюменьэнерго»

17.

110

Янга-Яха – Летняя

ОАО «Тюменьэнерго»

18.

110

Янга-Яха – Городская

ОАО «Тюменьэнерго»

19.

110

Янга-Яха – Комплект 1

ОАО «Тюменьэнерго»

20.

110

Янга-Яха – Комплект 2

ОАО «Тюменьэнерго»

21.

110

Янга-Яха – Кедр

ОАО «Тюменьэнерго»

22.

110

Янга-Яха – Владимирская

ОАО «Тюменьэнерго»

23.

110

Вынгапур – Песчаная-1

ОАО «Тюменьэнерго»

24.

110

Вынгапур – Песчаная-2

ОАО «Тюменьэнерго»

25.

110

Вынгапур – Новогодняя

ОАО «Тюменьэнерго»

26.

110

Вынгапур – Маяк

ОАО «Тюменьэнерго»

27.

110

Вынгапур – Ярайнерская-1

ОАО «Тюменьэнерго»

28.

110

Вынгапур – Ярайнерская-2

ОАО «Тюменьэнерго»

29.

110

Вынгапур – Янтарная-1

ОАО «Тюменьэнерго»

30.

110

Вынгапур – Янтарная-2

ОАО «Тюменьэнерго»

31.

110

Вынгапур – НПС-2 Промежуточная-1

ОАО «Сибнефтепровод»

32.

110

Вынгапур – НПС-2 Промежуточная-2

ОАО «Сибнефтепровод»

33.

110

Новогодняя – Маяк

ОАО «Тюменьэнерго»

34.

110

Новогодняя – Еты-Пур 1

ОАО «Тюменьэнерго»

35.

110

Новогодняя – Еты-Пур 2

ОАО «Тюменьэнерго»

36.

110

Губкинская – Новогодняя-1

ОАО «Тюменьэнерго»

37.

110

Губкинская – Новогодняя-2

ОАО «Тюменьэнерго»

38.

110

Губкинская – Кедр

ОАО «Тюменьэнерго»

39.

110

Муравленковская – Стрела

ОАО «Тюменьэнерго»

40.

110

Пуль-Яха – Стрела

ОАО «Тюменьэнерго»

41.

110

Муравленковская – Геращенко

ОАО «Тюменьэнерго»

42.

110

Пуль-Яха – Геращенко

ОАО «Тюменьэнерго»

43.

110

Геращенко – Пяку-Пур-1

ОАО «Тюменьэнерго»

44.

110

Геращенко – Пяку-Пур-2

ОАО «Тюменьэнерго»

45.

110

Муравленковская –

Барсуковская-1

ОАО «Тюменьэнерго»

46.

110

Муравленковская –

Барсуковская-2

ОАО «Тюменьэнерго»

47.

110

Барсуковская – Комсомольская

ОАО «Тюменьэнерго»

1

2

3

4

48.

110

Муравленковская – Сугмутская-2

ОАО «Тюменьэнерго»

49.

110

Муравленковская – Сугмутская-1

ОАО «Тюменьэнерго»

50.

110

Пуль-Яха – Нуриевская-1

ОАО «Тюменьэнерго»

51.

110

Пуль-Яха – Нуриевская-2

ОАО «Тюменьэнерго»

52.

110

Муравленковская – Орловская-1

ОАО «Тюменьэнерго»

53.

110

Муравленковская – Орловская-2

ОАО «Тюменьэнерго»

54.

110

Тарко-Сале – ПП Северный-1

ОАО «Тюменьэнерго»

55.

110

Тарко-Сале – Сигнал

ОАО «Тюменьэнерго»

56.

110

Тарко-Сале – ПП Северный-2

ОАО «Тюменьэнерго»

57.

110

Тарко-Сале – Светлая

ОАО «Тюменьэнерго»

58.

110

Тарко-Сале – ПП Северный-4

ОАО «Тюменьэнерго»

59.

Тарко-Сале – Пурпейская

ОАО «Тюменьэнерго»

60.

110

Тарко-Сале – Градиент

ОАО «Тюменьэнерго»

61.

110

Тарко-Сале – ПП

Комсомольский-1

ОАО «Тюменьэнерго»

62.

110

Тарко-Сале – ПП

Комсомольский-2

ОАО «Тюменьэнерго»

63.

110

Градиент – Кирпичная

ОАО «Тюменьэнерго»

64.

110

Пурпейская – Кирпичная

ОАО «Тюменьэнерго»

65.

110

Кирпичная – Пур

ОАО «Тюменьэнерго»

66.

110

Кирпичная – Кристалл-1

ОАО «Тюменьэнерго»

67.

110

Кирпичная – Кристалл-2

ОАО «Тюменьэнерго»

68.

110

Кирпичная – Таланга

ОАО «Тюменьэнерго»

69.

110

Кирпичная – Пуровский ЗПК

ОАО «Тюменьэнерго»

70.

110

ПП Северный – Харампурская-1

ОАО «Тюменьэнерго»

71.

110

ПП Северный – Харампурская-2

ОАО «Тюменьэнерго»

72.

110

ПП Северный – Светлая

ОАО «Тюменьэнерго»

73.

110

Уренгой – УГТЭС-1

ОАО «Тюменьэнерго»

74.

110

Уренгой – УГТЭС-2

ОАО «Тюменьэнерго»

75.

110

Уренгой – УГТЭС-3

ОАО «Тюменьэнерго»

76.

110

Уренгой – УГП-2В

ОАО «Тюменьэнерго»

77.

110

УГП-2В – Буран

ОАО «Тюменьэнерго»

78.

110

Уренгой – УГП-5В

ОАО «Тюменьэнерго»

79.

110

Уренгой – Звезда-1

ОАО «Тюменьэнерго»

80.

110

Уренгой – Звезда-2

ОАО «Тюменьэнерго»

81.

110

УГП-5В – Буран

ОАО «Тюменьэнерго»

82.

110

Буран – Табъяха

ОАО «Тюменьэнерго»

83.

110

Буран – УГП-10

ОАО «Тюменьэнерго»

84.

110

Табъяха – Оленья

ОАО «Тюменьэнерго»

85.

110

Оленья – УГП-13-1

ОАО «Тюменьэнерго»

86.

110

Оленья – УГП-13-2

ОАО «Тюменьэнерго»

87.

110

Ямбург – ЯГТЭС

ОАО «Тюменьэнерго»

88.

110

ЯГП-6 – ЯГТЭС

ОАО «Тюменьэнерго»

89.

110

Ямбург – ЯГП-1В

ОАО «Тюменьэнерго»

90.

110

ЯГП-1В – ЯГТЭС

ОАО «Тюменьэнерго»

91.

110

Ямбург – ЯГП-6

ОАО «Тюменьэнерго»

92.

110

ЯГП-6 – ЯГТЭС

ОАО «Тюменьэнерго»

93.

110

Ямбург – ЯГП-9

ОАО «Тюменьэнерго»

94.

110

Ямбург – ЯГП-1

ОАО «Тюменьэнерго»

1

2

3

4

95.

110

Уренгой – Варенга-Яха-1

ОАО «Тюменьэнерго»

96.

110

Уренгой – Варенга-Яха-2

ОАО «Тюменьэнерго»

97.

110

Пангоды – Хасырейская-1

ОАО «Тюменьэнерго»

98.

110

Пангоды – Хасырейская-2

ОАО «Тюменьэнерго»

99.

110

Надым – Береговая

ОАО «Тюменьэнерго»

100.

110

Надым – Морошка

ОАО «Тюменьэнерго»

101.

110

Надым – Багульник

ОАО «Тюменьэнерго»

102.

110

Надым – Левохеттинская

ОАО «Тюменьэнерго»

103.

110

Левохеттинская – Лонг-Юган

ОАО «Тюменьэнерго»

104.

110

Уренгой – Муяганто-1

МЭС Западной Сибири

105.

110

Уренгой – Муяганто-2

106.

110

Оленья – Ямбург-1

107.

110

Оленья – Ямбург-2

108.

110

Надым – Лонг-Юган – Сорум

109.

110

ЯГТЭС – Взлетная -1

ОАО «Тюменьэнерго»

110.

110

ЯГТЭС – Взлетная -2

ОАО «Тюменьэнерго»

111.

110

Пангоды – Базовая-1

ОАО «Тюменьэнерго»

112.

110

Пангоды – Базовая-2

ОАО «Тюменьэнерго»

113.

110

Базовая – ПГП-9-1

ОАО «Тюменьэнерго»

114.

110

Базовая – ПГП-9-2

ОАО «Тюменьэнерго»

115.

110

СП Новатэк – Юрхарово-1

ОАО «Тюменьэнерго»

116.

110

СП Новатэк – Юрхарово-2

ОАО «Тюменьэнерго»

117.

110

ПП Комсомольский – Ямальская-1

ООО «РН-Пурнефтегаз»

118.

110

ПП Комсомольский – Ямальская-2

ООО «РН-Пурнефтегаз»

119.

110

Тарко-Сале – НПС Пурпе-1

ОАО «Сибнефтепровод»

120.

110

Тарко-Сале – НПС Пурпе-2

ОАО «Сибнефтепровод»

121.

110

Оленья – Песцовая

«ГПЭ» (Газпромэнерго)

Характеристика трансформаторных подстанций

№ п/п

Класс напряжения (кВ)

Наименование ПС

Принадлежность

1

2

3

4

1.

500

Холмогорская

МЭС Западной Сибири

2.

Тарко-Сале

3.

Муравленковская

4.

220

Вынгапур

МЭС Западной Сибири

5.

Аврора

6.

Пуль-Яха

7.

Губкинский ГПЗ

8.

Янга-Яха

9.

Надым

10.

Оленья

11.

Пангоды

12.

Правохеттинская

13.

Уренгой

1

2

3

4

14.

110

Айваседопур (п)

Свердловская железная дорога

15.

Барсуковская

НЭС

16.

Владимирская

17.

Вынгаяхинская

18.

Вышка

19.

Геолог

20.

Геращенко

21.

ГКС Холмогоры

22.

Городская

23.

Градиент

24.

Губкинская

25.

Еты-Пур

26.

Жемчужина

27.

Западно-Ноябрьская

28.

Итурская

29.

Карамовская

30.

Карьер

31.

Кедр

32.

Кирпичная

33.

КНС-1

34.

КНС-9

35.

Комплект

36.

Комсомольская

37.

Крайняя

38.

Кристалл

39.

Курская

40.

Летняя

41.

Майская

42.

Мара-Яха

43.

Маяк

44.

Новогодняя

45.

Новопурпейская

46.

Ноябрьская (п)

Свердловская железная дорога

47.

НПС Холмогоры

ОАО «Тюменьэнерго»

48.

Нуриевская (п)

ООО «Ноябрьскэнергонефть»

49.

Орловская

50.

Песчаная

51.

Победа

52.

Погружная

53.

Пур

54.

Пуровский ЗПК

55.

Пурпе (п)

Свердловская железная дорога

56.

Пурпейская

ОАО «Тюменьэнерго»

57.

Пяку-Пур

58.

Разряд

59.

Светлая

60.

Сигнал

61.

Снежная (п)

ООО «Ноябрьскэнергонефть» ПрЭО «СН»

1

2

3

4

62.

Спорышевская (п)

ООО«Ноябрьскэнергонефть»

63.

Стрела

ОАО «Тюменьэнерго»

64.

Сугмутская

65.

Суторминская

66.

Таланга

67.

Тарасовская

68.

Трудовая

69.

Ударная

70.

УКПГ

71.

Ханупа

72.

Ханымей (п)

Свердловская железная дорога

73.

Харампурская

ОАО «Тюменьэнерго»

74.

Хрустальная

75.

Южно-Харампурская

76.

Янтарная

77.

Ярайнерская (п)

ООО «Ноябрьскэнергонефть»

78.

Адмиральская

МЭС Западной Сибири

79.

Звездная (п)

ООО «Ноябрьскэнергонефть»

80.

СП Барсуковский

ОАО «Тюменьэнерго»

81.

Фортуна

82.

ПП Северный

83.

Ямальская (п)

ООО «РН-Пурнефтегаз»

84.

Хорошуновская (п)

ООО «Ноябрьскэнергонефть»

ПрЭО «Заполярнефть»

85.

ПП Комсомольский

ОАО «Тюменьэнерго»

86.

НПС Пурпе

МЭС Западной Сибири

87.

НПС-2 Промежуточная

МЭС Западной Сибири

88.

Базовая (п)

Пангодыэнергогаз

89.

Береговая (п)

ООО «Северные ПЛЭС»

90.

Буран

ОАО «Тюменьэнерго»

91.

Буровик (п)

УУГЭ

92.

Варенга-Яха

ОАО «Тюменьэнерго»

93.

Взлетная

94.

ГКС (п)

Пангодинское ЛПУ

95.

Глубокая (п)

Тюменская ГРЭ СГП

96.

Головная (п)

Уренгойская ГРЭС

97.

Голубика

ОАО «Тюменьэнерго»

98.

Ева-Яха

99

Звезда

100.

КС-0 (п)

Надымское ЛПУ

101.

Левохеттинская

ОАО «Тюменьэнерго»

102.

Лонг-Юган

103.

Морошка

104.

Новоуренгойская

105.

Ныда

106.

Опорная

107.

Приозерная

108.

Промплощадка (п)

Уренгойская ГРЭС

109.

Уренгойская ГРЭС (п)

ОАО «ОГК-1»

1

2

3

4

110.

Сварочная

ОАО «Тюменьэнерго»

111.

Старый Надым

112.

Строительная (п)

ООО «НГХК»

113.

Табъяха

ОАО «Тюменьэнерго»

114.

Тихая (п)

Свердловская железная дорога

115.

УГП-1А

ОАО «Тюменьэнерго»

116.

УГП-2

117.

УГП-2В

118.

УГП-3

119.

УГП-4

120.

УГП-5

121.

УГП-5В

122.

УГП-7

123.

УГП-8

124.

УГП-9

125.

УГП-10

126.

УГП-12

127.

УГП-13

128.

УГП-15

129.

Ужгородская

130.

УГТЭС-72 (п)

131.

Фарафонтьевская

132.

Хасырейская

133.

Холод

134.

Юность (п)

МУП «ОМПЭ и ЖКХ»

135.

ЯГП-1

ОАО «Тюменьэнерго»

136.

ЯГП-1В

137.

ЯГП-2

138.

ЯГП-2В

Ямбургское РЭУ

139.

ЯГП-3

ОАО «Тюменьэнерго»

140.

ЯГП-3В

Ямбургское РЭУ

141.

ЯГП-4

ОАО «Тюменьэнерго»

142.

ЯГП-5

143.

ЯГП-6

144.

ЯГП-7

145.

Ямбург

146.

Ямбургская ГТЭС

Ямбургское РЭУ

147.

ЯГП-9

Ямбургское РЭУ

148.

Ямал

ОАО «Тюменьэнерго»

149.

Юрхарово

150.

СП Новатэк

ОАО «Тюменьэнерго»

1

Приложение № 6

к схеме и программе развития

электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период

2012 – 2017 годов

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ

к схеме развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа

Наименование объекта

Приложение в Программе

1

2

1. Строительство Уренгойской ГРЭС мощностью 450 МВт

приложение № 1, п. 2

2. Расширение ПГЭ г. Ноябрьск

(блоком мощностью 110 МВт)

в составе Программы

3. Строительство ПГУ Тарко-Сале мощностью

600 – 660 МВт

приложение № 1, п. 1

4. Строительство ТЭС Полярная мощностью 268 МВт

в составе Программы

5. Строительство ГТЭС Новоуренгойского газохимического комбината мощностью 120 МВт

в составе Программы

6. Расширение ПЭС Уренгой на мощность 50 МВт

в составе Программы

7. Расширение Ямбургской ГТЭС на мощность 40 МВт

в составе Программы

8. Ванкорская ГТЭС мощностью 200 МВт

в составе Программы

9. Строительство двух одноцепных ВЛ 220 кВ, отходящих от Уренгой ГРЭС с подключением к ВЛ 220 кВ Уренгой – Тарко-Сале и образованием ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Тарко-Сале и ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой

приложение № 3, п. 3

10. Сооружение двухцепной ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой с использованием участка ВЛ 110 кВ

(в габаритах 220 кВ) Уренгой – Муяганто-1, 2

приложение № 3, п. 2

11. Реконструкция ВЛ 220 кВ (в габаритах 500 кВ)

Тарко-Сале – Уренгой с увеличением сечения провода

на концевом участке ВЛ со стороны ПС 220 кВ Уренгой

приложение № 3, п. 4

12. ПС 500 кВ Муравленковская АТГ № 2 500/220 кВ

приложение № 3, п. 1

13. ПС 500 кВ Муравленковская (4-й АТ 220/110 кВ)

приложение № 3, п. 9

14. ПС 220 кВ Вынгапур (расширение ОРУ-110 кВ

на две линейные ячейки)

приложение № 3, п. 13

15. ПС 220 кВ Пуль-Яха (расширение ОРУ-110 кВ

на две линейные ячейки)

приложение № 3, п. 14

16. Надстройка ОРУ 500 кВ на ПС 220 кВ Надым

приложение № 3, п. 10

17. Строительство двух ячеек 220 кВ на ПС-220 кВ Надым

приложение № 3, п. 8

1

2

18. ПС 220 кВ Арсенал с ВЛ 220 кВ Арсенал – Тарко-Сале (Ванкорское месторождение)

приложение № 3, п. 7

19. ПС-220 кВ Мангазея

в перспективе

21. ПС-220 кВ Ермак со шлейфовым заходом одной цепи ВЛ-220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея

приложение № 3, п. 11

22. ПС-220 кВ Славянская (ГПНС) с двумя одноцепными ВЛ-220 кВ Ермак (НПС-2) – Славянская ГНПС)

(ТС Заполярье – Пурпе)

приложение № 3, п. 12

23. ВЛ-220 кВ Исконная – Ермак

приложение № 3, п. 16

24. ПС-220 кВ Муромская с двумя одноцепными ВЛ 220 кВ Муромская – Исконная

приложение № 3, п. 19

25. ВЛ-220 кВ Исконная – Муромская

приложение № 3, п. 19

26. ВЛ-220 кВ Арсенал – Муромская

приложение № 3, п. 20

27. НПС-2 (ПС Андреевская) на напряжение 220 кВ с сооружением двух одноцепных ВЛ 220 кВ Янга-Яха –Андреевская (НПС-2)

в перспективе

30. ПС-110 кВ в с. Красноселькуп с питающей ВЛ-110 кВ

в перспективе

31. Расширение ЗРУ 220 кВ на ПС-220 кВ Салехард на две линейные ячейки

в перспективе

32. Две ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Сидоровская

с ПС 220 кВ Сидоровская

приложение № 3, п. 18

33. ПС 220 кВ Исконная с заходами одной цепи

ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой

приложение № 4, п. 18

34. ПС 220 кВ Салехард с питающей ВЛ 220 кВ Надым – Салехард (Северные ЭС)

приложение № 4, п. 21

35. Заходы двухцепной ВЛ 220 кВ Тарко-Сале – Арсенал и заходы ВЛ 220 кВ Муравленковская – Тарко-Сале на ПГУ Тарко-Сале

приложение № 4, п. 7

36. Заходы ВЛ 110 кВ Янга-Яха – З. Ноябрьская-1, 2

в перспективе

37. ПП Полярный с ВЛ 110 кВ ПП Полярный –

ПП Северный

в перспективе

38. Установка комплекса БСК и УШР 110 кВ в районе ПС 110 кВ Южно-Харампурская

в перспективе

39. ВЛ 500 (220) кВ Муравленковская – Надым на головных участках со стороны ПС Муравленковская

и ПС Надым с заменой провода

приложение № 4, п. 5

40. ВЛ 110 кВ УГРЭС – Уренгой с ПП 110 кВ в районе

пос. Лимбя-Яха с заходами ВЛ 110 кВ (Северные ЭС)

приложение № 4, п. 4

41. ВЛ 110 кВ ПП Лимбя-Яха – ПС Кирпичная

с СП 110 кВ и ПП 110 кВ Полярный (Северные и Ноябрьские ЭС)

в перспективе

1

2

42. ПС 110 кВ Северное Сияние в г. Салехарде с питающей ВЛ 110 кВ (Северные ЭС)

приложение № 4, п. 6

43. ПС 110 кВ в г. Лабытнанги с питающей ВЛ 110 кВ

(в габарите 220 кВ) (Северные ЭС)

приложение № 4, п. 7

44. ПС 110 кВ в п. Харп (Северные ЭС)

в перспективе

45. ПС 110 кВ Полярник с ВЛ 110 кВ в г. Салехарде (Северные ЭС)

приложение № 4, п. 8

46. ПС 110 кВ ГТЭС-72 с заходами ВЛ 110 кВ

в г. Новом Уренгое (Северные ЭС)

приложение № 4, п. 9

47. ПС 220 кВ Ермоловская с двумя одноцепными

ВЛ 220 кВ Обдорск – Ермоловская

приложение № 3, п. 22

48. ПС 220 кВ Яблочкова с двумя одноцепными

ВЛ 220 кВ Ермоловская – Яблочкова

приложение № 3, п. 23

49. ПС 220 кВ Донская с двумя одноцепными

ВЛ 220 кВ Ермоловская – Донская

приложение № 3, п. 24

1

Приложение № 6.1

к схеме и программе развития

электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2012 – 2017 годов

СХЕМА

развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа

1

Приложение № 7

к схеме и программе развития

электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2012 – 2017 годов

СУЩЕСТВУЮЩАЯ СХЕМА

электроснабжения Ямало-Ненецкого автономного округа