Об утверждении схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2019 – 2023 годов



ГУБЕРНАТОР ЯМАЛО-НЕНЕЦКОГО АВТОНОМНОГО ОКРУГА ПОСТАНОВЛЕНИЕ

28 апреля 2018 г. № 48-ПГ

г. Салехард

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ ПЕРСПЕКТИВНОГО РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ЯМАЛО-НЕНЕЦКОГО АВТОНОМНОГО ОКРУГА НА ПЕРИОД 2019 – 2023 ГОДОВ

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

1. Утвердить прилагаемые схему и программу перспективного развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2019 – 2023 годов.

2. Признать утратившим силу постановление Губернатора Ямало-Ненецкого автономного округа от 26 апреля 2017 года № 48-ПГ «Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2018 – 2022 годов».

3. Настоящее постановление вступает в силу с момента официального опубликования, за исключением пункта 2, который вступает в силу с 01 января 2019 года.

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

Губернатор

Ямало-Ненецкого автономного округа                                                                       Д.Н. Кобылкин

УТВЕРЖДЕНЫ

постановлением Губернатора

Ямало-Ненецкого автономного округа

от 28 апреля 2018 года № 48-ПГ

СХЕМА И ПРОГРАММА

перспективного развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого

автономного округа на период 2019 – 2023 годов

Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2019 – 2023 годов (далее – Схема и Программа) разработаны во исполнение требований Правил разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года № 823.

I. Общая характеристика Ямало-Ненецкого автономного округа

1.1. Географические особенности региона.

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

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

Рельеф ЯНАО представлен двумя частями: горной и равнинной. Равнинная часть почти на 90% лежит в пределах высот до 100 метров над уровнем моря. Горная часть ЯНАО занимает неширокую полосу вдоль Полярного Урала и представляет собой крупные горные массивы общей протяженностью свыше 200 километров. Средняя высота южных массивов 600 – 800 метров, а ширина 200 – 300 метров. Наиболее высокими вершинами являются горы Колокольня – 1 305 метров, Пай-Ер – 1 499 метров. Севернее высота гор достигает 1 000 – 1 300 метров. Главный водораздельный хребет Полярного Урала извилист, его абсолютные высоты достигают 1 200 – 1 300 метров и выше.

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

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

1.2. Климатические особенности региона.

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

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

1.3. Административно-территориальное деление региона.

Административно-территориальное деление ЯНАО[1]:

1) районы:

- Красноселькупский с административным центром в селе Красноселькуп;

- Надымский с административным центром в городе 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.

За 50 лет численность населения в регионе достигла к 01 января 2018 года 538 026 человек. Основные населенные пункты ЯНАО приведены в таблице 1.

Таблица 1

Населенные пункты,

численность населения которых свыше 5 тысяч

(численность населения представлена на 01 января 2017 года[2])

Населённый пункт

Количество жителей (человек)

1

2

Новый Уренгой

113 254

Ноябрьск

106 879

Салехард

48 507

Надым

44 660

Муравленко

32 540

Губкинский

27 238

Лабытнанги

26 281

Тарко-Сале

21 665

Пангоды

10 737

Уренгой

10 080

Пурпе

9 598

Тазовский

7 201

Харп

6 053

1.4. Стратегия развития ЯНАО.

Стратегия социально-экономического развития ЯНАО до 2020 года (утверждена постановлением Законодательного Собрания ЯНАО от 14.12.2011 № 839) представляет собой сбалансированную систему ориентиров, задающих целенаправленное движение к неуклонному росту качества жизни населения и повышению устойчивости экономики ЯНАО в обозначенный период.

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

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

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

модернизация инфраструктуры и отраслей социальной сферы;

развитие экономического потенциала;

сохранение и развитие человеческого потенциала и традиций;

охрана окружающей среды и оздоровление экологии;

становление ЯНАО международным форпостом развития Арктики.

1.5. Структура экономики.

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

Схема 1. Оборот организаций по видам экономической деятельности в 2016 году

В 2016[3] году оборот организаций ЯНАО, включающий стоимость отгруженных товаров собственного производства, выполненных собственными силами работ и услуг, а также выручку от продажи приобретенных на стороне товаров, составил 2 148,8 млрд рублей, что в действующих ценах на 16% ниже значения за 2015 год.

Наибольший удельный вес (67,5% от всего оборота организаций) приходится на промышленное производство, представленное добычей полезных ископаемых, обрабатывающими производствами, а также производством электроэнергии, газа и воды. В 2015 году удельный вес производства в обороте организаций ЯНАО составил 65,41%.

Строительство составило 2,4% от всего оборота организаций, или 51,5 млрд рублей (в 2015году – 4,6%); торговля – 21,3%, или 457,7 млрд рублей (в 2015 году – 23,6%); транспорт и связь – 2,7%, или 58,02 млрд рублей (в 2015 году – 4,1%). Около 6,1% приходится на прочие виды экономической деятельности, в том числе сельское и лесное хозяйство (в 2015 году – 3,0%).

В ЯНАО в 2016 году добычу газа производили 33 предприятия на 90 месторождениях (в 2014 году – 35 предприятий на 94 месторождениях).

За 2016 год на территории ЯНАО добыто 505,6 млрд. м3 природного газа (99,46% к 2015 году) (схема 2).

Схема 2. Динамика добычи природного газа на территории ЯНАО

за период 2013 – 2016 годов

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

Суммарная добыча по ним за 2016 год составила 381,2 млрд м3 газа, что составляет 75,4% всей добычи газа в ЯНАО. Доля остальных предприятий в общей добыче газа по ЯНАО – 24,6%, или 124,4 млрд м3.

Динамика и индекс физического объема промышленного производства за период 2012 – 2016 годов приведены в схеме 3.

Схема 3. Динамика и индекс физического объема промышленного производства

за период 2012 – 2016 годов

За период 2012 – 2016 годов на территории ЯНАО наблюдается рост инвестиционной активности. В 2016 году в экономическую и социальную сферы вложено 1075,7 млрд руб. При этом основную долю в структуре инвестированного капитала занимает топливно-энергетический комплекс – 60 – 65%, что подтверждается ростом объемов промышленного производства на территории ЯНАО в период 2012 – 2016 годов.

В период 2012 – 2017 годов в результате возобновления финансирования были завершены строительство блока ПГУ на Уренгойской ГРЭС (505,7 МВт) и ввод в 2017 году новой Новоуренгойская ГТЭС (120 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 (АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»), в режиме пробной эксплуатации начата добыча газа и конденсата на Ево-Яхинском месторождении (ОАО «Арктикгаз»), на Добровольском месторождении (ООО «НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз»), в режиме пробной эксплуатации начата добыча газа на Салмановском (Утреннем) месторождении (ООО «НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз»). В 2016 году введена в эксплуатацию вторая очередь Вынгапуровского газоперерабатывающего завода (город Ноябрьск), в 2017 году введена в работу первая очередь завода СПГ (ОАО «Ямал СПГ»), в 2018 году планируется ввод в промышленную эксплуатацию Русского месторождения «Роснефти».

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

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

2.1.1. ЭЭС ЯНАО.

ЭЭС ЯНАО обеспечивает электроснабжение городов Новый Уренгой, Ноябрьск, Губкинский, Муравленко, Тарко-Сале, Надым, части Пуровского и Надымского районов. Максимальное потребление ЭЭС ЯНАО в 2017 году было зафиксировано на уровне 1495 МВт. Потребление электроэнергии на территории ЯНАО за 2017 год составило 10,762 млрд кВт·ч.

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

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

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

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

ЭЭС ЯНАО разделена на Ноябрьский и Северный энергорайоны.

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

- Ноябрьская ПГЭ;

- ГПЭС Вынгапуровского ГПЗ;

- ПС 500 кВ Муравленковская;

- ПС 500 кВ Тарко-Сале;

- ПС 500 кВ Холмогорская;

- ПС 220 кВ Аврора;

- ПС 220 кВ Вынгапур;

- ПС 220 кВ ГГПЗ;

- ПС 220 кВ Пуль-Яха;

- ПС 220 кВ Янга-Яха;

- ПС 220 кВ Арсенал.

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

- Уренгойская ГРЭС;

- ПЭС Уренгой;

- Харвутинская ГТЭС;

- Ямбургская ГТЭС;

- Песцовая ГТЭС;

- ГТЭС Юрхаровского НГКМ;

- ПЭС Надым;

- Новоуренгойская ГТЭС

- ПС 220 кВ Надым;

- ПС 220 кВ Оленья;

- ПС 220 кВ Правохеттинская;

- ПС 220 кВ Пангоды;

- ПС 220 кВ Уренгой;

- ПС 220 кВ Мангазея;

- ПС 220 кВ Салехард.

2.1.2. Энергорайоны ЯНАО, работающие изолированно от ЕЭС России.

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

Наиболее крупным энергорайоном ЯНАО, работающим изолированно от ЕЭС России, является энергорайон г. Салехард. В энергорайон входит три центра питания ПС 35 кВ и четыре объекта генерации. Управление режимом энергосистемы осуществляет АО «Салехардэнерго». Максимумы нагрузок в энергорайоне Салехарда составляют около 72 МВт в зимний период.

Энергорайон Салехарда включает в себя следующие основные объекты:

- ТЭС Салехард;

- ДЭС-1;

- ДЭС-2;

- ГТЭС Обдорск;

- ПС 35 кВ Дизельная;

- ПС 35 кВ Турбинная;

- ПС 35 кВ Центральная.

В целях присоединения работающего изолированно энергорайона г. Салехард к ЕЭС России в 2015 – 2016 годах введены в работу ВЛ 220 кВ Надым – Салехард № 1,2 и КРУЭ 220 кВ ПС 220 кВ Салехард, 1,2 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Салехард и БСК 110 кВ 3х65,7 Мвар. Во втором квартале 2017 года введены в работу ПС 110 кВ Северное Сияние и ПС 110 кВ Полярник с питающими ВЛ 110 кВ от ПС 220 кВ Салехард.

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

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

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

2.1.3. Характеристика основных субъектов электроэнергетики.

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

1) Генерирующие компании.

На территории ЯНАО действуют следующие генерирующие компании:

Энергорайоны ЯНАО, работающие параллельно с ЕЭС России:

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

- ООО «Ноябрьская ПГЭ»,

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

- ООО «Северная ПЛЭС» (ПЭС «Надым»),

- ООО «Газпром добыча Ямбург»,

- ООО «Газпром- добыча Уренгой»,

- «Вынгапуровский ГПЗ» - филиал АО «СибурТюменьГаз»,

- ПАО «НОВАТЭК»;

Энергорайоны ЯНАО, работающие изолированно от ЕЭС России:

- Новоуренгойское ЛПУ МГ,

- ООО «Газпром добыча Надым»,

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

- ООО «РН-Пурнефтегаз»,

- ООО «Газпром трансгаз Югорск»,

- ООО «Газпром добыча Ямбург»,

- ООО «Газпром трансгаз Сургут»,

- АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»,

- ПАО «НОВАТЭК»,

- электростанции в городах Салехарде, Лабытнанги и Красноселькупском, Надымском, Приуральском, Пуровском, Тазовском, Шурышкарском, Ямальском районах.

2) Электросетевые компании.

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

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

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

3) Системный оператор.

Функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики осуществляют:

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

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

4) Энергосбытовые компании и гарантирующие поставщики электроэнергии.

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

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

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

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

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

5) Потребители.

На территории ЯНАО действуют следующие крупные потребители:

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

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

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

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

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

- АО РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ;

- ООО РН-Ванкор;

- ПАО «НОВАТЭК».

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

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

2.2.1. Энергорайоны ЯНАО, работающие параллельно с ЕЭС России.

Объем потребления электрической энергии ЭЭС ЯНАО за 2017 год составил 10 761,9 млн. кВт·ч.

Динамика потребления электрической энергии ЭЭС ЯНАО за период 2013 – 2017 годов представлена в таблице 2 и на схеме 5.

Таблица 2

Динамика потребления электрической энергии ЭЭС ЯНАО

за 2013 – 2017 годы

Электрическая энергия

Единица измерения

2013

год

2014

год

2015

год

2016

год

2017

год

1

2

3

4

5

6

7

Потребление

млн кВт·ч

11 083,1

11 091,0

11 200,2

11 056,2

10761,9

Абсолютный прирост

млн кВт·ч

530

7,9

109,2

-144

-294

Среднегодовые темпы прироста

%

5,02

0,07

0,98

-1,29

-2,7

Схема 5. Динамика потребления электрической энергии ЭЭС ЯНАО

за 2013 – 2017 годы

2.2.2. Энергорайоны ЯНАО, работающие изолированно от ЕЭС России.

Оцененный объем потребления электрической энергии энергорайонов ЯНАО, работающих изолированно от ЕЭС России, за 2017 год составил 555 млн кВт·ч.

Динамика потребления электрической энергии энергорайонов ЯНАО, работающих изолированно от ЕЭС России, за период 2013 – 2017 годов представлена в таблице 3 и на схеме 6.

Таблица 3

Динамика потребления электрической энергии энергорайонов ЯНАО,

работающих изолированно от ЕЭС России, за 2013 – 2017 годы

Электрическая энергия

2013 год

2014 год

2015 год

2016 год

2017 год

1

2

3

4

5

6

Потребление

млн кВт·ч

548,4

563,6

577,3

531,6

555

Абсолютный прирост

млн кВт·ч

-66

15

14

-46

24

Среднегодовые

темпы прироста

%

-10,74

2,77

2,43

-7,92

4,52

Схема 6. Динамика потребления электрической энергии энергорайонов ЯНАО,

работающих изолированно от ЕЭС России, за 2013 – 2017 годы

2.2.3. Структура потребления электрической энергии.

В таблице 4 приведена динамика электропотребления по ЯНАО отдельным группам потребителей.

Таблица 4

Потребление электрической энергии отдельными группами потребителей ЯНАО в 2012 – 2016 годах[4], млн кВт∙ч

Наименование

2012 год

2013 год

2014 год

2015 год

2016 год

1

2

3

4

5

6

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

10 895,8

11 746,6

9 452,9

9 291,6

9422,7

Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство

11,8

11,8

12,0

12,2

12,3

Строительство

408,8

109,5

413,0

388,5

392,4

Оптовая и розничная торговля

122,3

123,6

127,4

126,1

123,6

Транспорт и связь

759,3

734,9

771,3

742,9

754,7

Другие виды экономической деятельности

298,3

301,4

322,3

312,0

315,2

Городское и сельское население

626,0

647,9

649,0

649,4

649,6

Потери в электросетях

156,5

195,4

367,8

460,2

439,5

Структура электропотребления по основным группам потребителей ЯНАО в 2016 году приведена на схеме 7.

Схема 7. Структура потребления электрической энергии ЯНАО

по видам экономической деятельности в 2016 году

Около 78% от всей потребленной в ЯНАО электроэнергии потребляется промышленными предприятиями. Населением потребляется около 5% электрической энергии.

Структура потребления электроэнергии ЯНАО по видам экономической деятельности за период 2012 – 2016годов представлена на схеме 8.

Схема 8. Структура потребления электроэнергии ЯНАО по видам экономической деятельности в 2012 – 2016 годах

2.3. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии.

Перечень крупных потребителей, находящихся на территории ЭЭС ЯНАО, с указанием максимального потребления электроэнергии и мощности на период 2013 – 2017 годов приведен в таблице 5.

Таблица 5

Сведения о потреблении электроэнергии крупными потребителями ЯНАО
за период 2013 – 2017 годов

Потребитель

Показатель

Год

2013

2014

2015

2016

2017

1

2

3

4

5

6

7

ООО «Газпром добыча Ямбург»

млн кВт·ч

313,4

297,3

293,8

285,6

293,7

МВт

72,0

68,0

67,0

65

69

ООО «Газпром добыча Уренгой»

млн кВт·ч

292,6

262,6

254,1

260,6

276,9

МВт

33,4

30,0

29,0

29,8

31,6

ООО «Газпром добыча Надым»

млн кВт·ч

54,7

54,8

51,1

46,2

49,03

МВт

8,4

6,3

6

8

8,5

ООО «Газпром трансгаз Сургут»

млн кВт·ч

49,5

49,7

44,4

75,5

77,1

МВт

5,7

5,7

5,1

5,1

8,9

АО «Газпромнефть – Ноябрьскнефтегаз»

млн кВт·ч

4162

4138

4166

3987

3783

МВт

475

473

476

455

432

ООО «Газпром переработка»

млн кВт·ч

78,1

73,9

83,9

83,7

87,1

МВт

10,9

11,9

10,9

11

11,26

ООО «НГХК»

млн кВт·ч

29,2

32,1

34,5

47

40

МВт

4,7

6,0

7,5

9,0

7

Губкинский ГПЗ

млн кВт·ч

390,4

414,1

516,4

525,5

486,01

МВт

51,8

65,0

74,0

73,1

66,6

Вынгапуровский ГПЗ

млн кВт·ч

227,4

238,2

177,50

174,2

186,4

МВт

20,9

23,0

22,0

20,5

21,9

Муравленковский ГПЗ

млн кВт·ч

377,4

397,9

331,2

307,5

224,2

МВт

51,8

51,8

43

40

29,2

ООО «РН-Пурнефтегаз»

млн кВт·ч

1 620,0

1 368

1 360,99

1 377,7

1396,6

МВт

190,0

206,0

165,0

187

181

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

млн кВт·ч

33,8

39,7

49,0

80,0

24,36

МВт

3,86

4,52

5,59

9,1

3,07

ПАО «НОВАТЭК» – всего

млн кВт·ч

200,0

197,6

273,8

266,7

276,5

МВт

34,5

40,6

37,0

35

36,3

В т.ч. ООО «НОВАТЭК-Пуровский ЗПК»

млн кВт·ч

57,5

78,0

93,2

93,4

90,9

МВт

11,5

12,5

13,0

13

13

ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВ-НЕФТЕГАЗ»

млн кВт·ч

88,4

56,1

105,8

96,8

108

МВт

14,2

19,0

14,0

12

13

ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕ-НЕФТЕГАЗ»

млн кВт·ч

54,1

63,5

74,8

96,8

77,6

МВт

8,8

9,1

10,0

10

10,1

АО «Транснефть – Сибирь»

млн кВт·ч

64,1

63,1

75,8

98,88

105,8

МВт

81,4

78,8

99,8

119,3

129,3

ООО «Газпром трансгаз Югорск»

млн кВт·ч

327,8

297,7

287,4

317,6

МВт

43,9

39,9

38,0

42,5

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

2.4.1. ЭЭС ЯНАО.

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

Таблица 6

Динамика изменения максимума нагрузки ЭЭС ЯНАО за период

2013 – 2017 годов, МВт

Наименование

Год

2013

2014

2015

2016

2017

1

2

3

4

5

6

Максимум потребления

1449

1496

1462

1555

1495

Ноябрьские электрические сети

1139

1179

1129

1174

1167

Северные электрические сети

310

317

333

381

328

Схема 9. Динамика изменения максимума потребления ЭЭС ЯНАО за 2013 – 2017 годы

2.4.2. Энергорайоны ЯНАО, работающие изолированно от ЕЭС России.

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

В 2018 году планируется выполнить технологическое присоединение электрических сетей г. Салехарда на параллельную работу с ЕЭС России через ПС 110 кВ Северное Сияние и ПС 110 кВ Полярник

Таблица 7

Динамика изменения максимумов потребления электрической

мощности МО, расположенных в энергорайонах ЯНАО, работающих

изолированно от ЕЭС России, за 2012 – 2017 годы, МВт

Наименование МО

Год

2012

2013

2014

2015

2016

2017

1

2

3

4

5

6

7

Город Салехард

62,0

67,0

70,9

72,1

75,4

71,5

Город Лабытнанги

26,5

26,5

28,8

27

27,9

27,9

Приуральский район

11,1

12,4

9,8

12,7

13,8

13,2

Ямальский район

10,5

11,1

13,3

13,6

14,1

12,9

Тазовский район

24,4

21,6

21,6

21,6

23,8

22,3

Красноселькупский район

6,2

6,3

6,4

6,4

6,4

6,4

Надымский район

(село Кутопьюган, село Нори, село Ныда)

2,2

2,4

2,5

2,2

1,8

2,1

Шурышкарский район

8,7

8,8

9,7

9,7

10,2

10,2

Пуровский район

(поселок Самбург, село Толька)

1,1

1,1

1,2

1,2

1,5

1,5

Итого

152,7

157,2

164,2

168,3

174,8

168,1

2.5. Оценка пропускной способности крупных узлов нагрузки.

В результате анализа расчетов электроэнергетических режимов ЭЭС ЯНАО для отчетных режимов зимних и летних нагрузок сети при единичных отключениях в электрической сети 110 – 500 кВ ЭЭС ЯНАО для нормальной и основных ремонтных схем среди крупных узлов нагрузки выявлены районы с вероятностью токовой перегрузки оборудования при единичных отключениях в нормальной и основных ремонтных схемах. Результаты анализа отчетного потокораспределения основной электрической сети ЭЭС ЯНАО приведены в пункте 3.1 настоящих Схемы и Программы.

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

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

Таблица 8

Установленная тепловая мощность источников теплоснабжения МО

на 01 января 2018 года

№ п/п

МО

Количество котельных

Суммарная установленная мощность, Гкал/час

Преимущественный вид топлива

1

2

3

4

5

1

Город Губкинский

5

170,6

газ, нефть

2

Город Лабытнанги

16

279,32

газ, нефть, ДТ

3

Город Муравленко

8

352,04

газ

4

Город Ноябрьск

24

775,91

газ, попутный газ

5

Город Новый Уренгой

17

1366,03

газ, СГК

6

Город Салехард

39

322,98

газ, ДТ

7

Красноселькупский район

9

90,55

газ, СГК, ДТ, дрова

8

Надымский район

35

908,34

газ, СГК, ДТ

9

Приуральский район

11

193,64

газ, ДТ

10

Пуровский район

26

395,99

газ, СГК, нефть

11

Тазовский район

14

131,49

газ, СГК, нефть

12

Шурышкарский район

20

77,201

ДТ, уголь

13

Ямальский район

19

131,33

газ, ДТ, дрова

В таблице 9 приведена динамика потребления тепловой энергии за период 2012 – 2016 годов.

Таблица 9

Динамика потребления тепловой энергии в ЯНАО, тыс. Гкал

Показатель

2012 год

2013 год

2014 год.

2015 год

2016 год

2017

год

1

2

3

4

5

6

7

Произведено тепловой энергии

7144,4

7681,4

7618,2

7079,6

7228,4

7588

Получено тепловой энергии со стороны

0

0

0

0

0

0

Отпуск потребителям, всего

6018,9

6547,4

6316

5940,4

5817

5876

Населению

3702,1

3891,7

3824,8

3617,3

3667

3811

Бюджетным организациям

742,2

860,0

862,2

768,2

788

675

Предприятиям на производственные нужды

422,5

282,0

312,5

191,7

188

248,8

Прочим организациям

1152,1

1513,8

1316,5

1363,2

1174

1388

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

Схема 10. Структура отпуска тепловой энергии по ЯНАО за 2012 – 2016 годы

На схеме 11 представлены данные о выработке и полезном отпуске тепловой энергии в МО в 2016 году.

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

2.7. Перечень основных потребителей тепловой энергии в ЯНАО.

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

Таблица 10

Перечень крупных потребителей тепловой энергии на территории ЯНАО

№ п/п

Потребители тепловой энергии

1

2

1

ГБУЗ ЯНАО «Ноябрьская центральная городская больница»

2

АО «Газпромнефть-ННГ»

3

ОАО «ДЭХ»

4

АО «Газпромнефть – ННГФ»

5

МУП «МПГЭС»

6

ОАО «Ноябрьские электрические сети»

7

МАУ СОК «Ямал»

8

МАДОУ ЦРР ДС «Дельфин»

9

ГУП ЯНАО «Ямалавтодор»

10

ГУ «6 ПЧ ФПС по ЯНАО»

11

ГОУ СПО ЯНАО «ММК»

12

ООО «ЯмалСервисЦентр»

13

ООО «Ноябрьская центральная трубная база»

14

ООО «Ноябрьскнефтеспецстрой»

15

ООО «НоябрьскНефтеГазАвтоматика»

16

ООО «Борец-Муравленко»

17

ООО «Ноябрьскэнергонефть»

18

ООО «НК КНГ»

19

Предприниматель Капула Г.И.

20

Предприниматель Сапонов В.А.

21

ООО «Муравленковская транспортная компания»

22

ЗАО «Самотлорнефтепромхим»

23

МАДОУ «Теремок»

24

ООО ЭК «ТВЭС»

25

ООО «Ямал-Энерго»

26

ООО «Ратта»

27

ОАО «Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз»

28

МУП «Муравленковские коммунальные сети»

29

ЗАО «Спецтеплосервис»

30

МП Белоярское ПП ЖКХ

31

ООО «Прогресс»

32

ОАО «Харп-Энерго-Газ»

33

МУП «Пуровские коммунальные системы»

34

ОАО «Уренгойтеплогенерация-1»

35

МУП ЖКХ «Лимбей»

36

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

2.8. Структура установленной электрической мощности на территории ЯНАО.

Большая часть вырабатываемой электроэнергии на территории ЯНАО производится на тепловых электростанциях (ТЭС). Наиболее крупными объектами генерации ЭЭС ЯНАО являются Уренгойская ГРЭС и Ноябрьская ПГЭ. Суммарная установленная мощность электростанций ЭЭС ЯНАО по состоянию на 01 января 2018 года составляет 979,27 МВт. Кроме того, на территории ЯНАО размещено большое количество автономных источников электроснабжения, обеспечивающих электроэнергией промышленные предприятия и энергорайоны ЯНАО, работающие изолированно от ЕЭС России. Сводные данные по установленной мощности и типам генерирующих установок приведены в таблице 11.

Таблица 11

Установленная мощность электростанций ЯНАО

по состоянию на 01 января 2018 года

Мощность электростанций ЯНАО

МВт

1

2

Суммарная установленная мощность электростанций ЯНАО

1843,86

Синхронизированная с ЕЭС России часть, в т.ч.

979,27

ПГУ

745,27

ГТУ

201

ПСУ

24

ГПУ

9

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

867,213

Автономные источники промышленных предприятий, в т.ч.

537,18

ГТУ

388,3

ДЭС

80,5

ГПГУ

68,38

Автономные источники территориально-изолированных МО, в т.ч.

327,41

ДЭС

133,05

ГТУ

144,9

ГПГУ, ГПУ

49,46

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

Схема 12. Структура установленной электрической мощности на территории ЯНАО

по типам генерирующих установок:
а) всего по территории ЯНАО; б) в синхронизированной зоне

Большая часть генерирующих установок на территории ЯНАО находится в собственности генерирующих компаний и крупных потребителей электроэнергии. Самой крупной генерирующей компанией на территории ЯНАО по установленной мощности является АО «Интер РАО – Электрогенерация» (Уренгойская ГРЭС). Наиболее крупными собственниками генерирующей мощности среди крупных потребителей электроэнергии являются ООО «Газпром добыча Ямбург» и ООО «Газпром трансгаз Югорск». В 2017 году в ЯНАО выполнен ввод ГТЭС Новоуренгойского ГХК (120 МВт).

Структура установленной мощности по видам собственности приведена в таблице 12 и на схеме 13.

Таблица 12

Структура установленной мощности по типам электростанций

и видам собственности

Наименование

Тип генерирующих установок

Установленная мощность, МВт

1

2

3

4

Генери-рующие компании

АО «Интер РАО – Электрогенерация»

ПГУ, ПСУ

529,7

ООО «НПГЭ»

ПГУ

119,57

ПАО «Передвижная энергетика»

ГТУ

72

ООО «Северная ПЛЭС»

ГТУ

24

Электро-станции промыш-ленных

предпри-ятий

ООО «Газпром добыча Ямбург»

ГТУ

128,5

ООО «Газпром добыча Надым»

ГТУ, ДЭС

125

ООО «Газпром трансгаз Югорск»

ДЭС ГТУ

193,2

ООО «Газпром трансгаз Сургут»

ДЭС

22

ООО «Газпром добыча Уренгой»

ГТУ

15

ООО «РН-Пурнефтегаз»

ГПГУ

52,4

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

ГПГУ, ГТУ

70

АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»

ГТУ, ДЭС

19,5

ПАО «НОВАТЭК»

ГТУ

8,6

ООО «Новоуренгойский ГХК»

ПГУ

120

Филиал АО «СибурТюменьГаз» – Вынгапуровский ГПЗ

ГПГУ

9

Электро-станции муници-пальных предпри-ятий

г. Салехард

ГТУ, ДЭС, ГПГУ

85,3

г. Лабытнанги

ГТУ

73

Шурышкарский район

ДЭС

25,34

Ямальский район

ГТУ, ДЭС

43,61

Красноселькупский район

ДЭС

11,12

Тазовский район

ГТУ, ДЭС

44,71

Приуральский район

ДЭС, ГПГУ

33,269

Пуровский район

ДЭС

4,324

Надымский район

ДЭС

6,74

Схема 13. Структура установленной мощности генерирующих установок ЯНАО по собственникам

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

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

Таблица 13

Состав существующих электростанций по состоянию на 01 января 2018 года

№

п/п

Наименование электростанции

Сведения о блоках/агрегатах

Тип выработки

Год ввода в эксплуата-цию

Установ-ленная мощность (МВт)

1

2

3

4

5

6

ЭЭС ЯНАО (без учёта электростанций, работающих изолированно)

1

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

всего по электростанции

529,7

1Г-ПТ

ПГУ

2012

164,1

1Г-1ГТ

ПГУ

2012

170,1

1Г-2ГТ

ПГУ

2012

171,5

ПРТЭЦ № 1

ПСУ

1992

12

ПРТЭЦ № 2

ПСУ

1990

12

2

Ноябрьская ПГЭ (ООО «НПГЭ»)

всего по электростанции

119,57

ГТ1

ПГУ

2010

40,62

ПТ1

ПГУ

2010

18,95

ГТ2

ПГУ

2010

41,1

ПТ2

ПГУ

2010

18,9

3

ПЭС Уренгой (ПАО «Передвижная энергетика»)

всего по электростанции

72

№ 1

ГТУ

1988

12

№ 2

ГТУ

1988

12

№ 3

ГТУ

1986

12

№ 4

ГТУ

2001

12

№ 5

ГТУ

2001

12

№ 6

ГТУ

1987

12

4

ПЭС Надым (ООО «Северная ПЛЭС»)

всего по электростанции

24

5Г-1

ГТУ

2001

12

5Г-2

ГТУ

2001

12

5

Ямбургская ГТЭС (ООО «Газпром добыча Ямбург»)

всего по электростанции

72

№ 1

ГТУ

1998

12

№ 2

ГТУ

2001

12

№ 3

ГТУ

1992

12

№ 4

ГТУ

1992

12

№ 5

ГТУ

1992

12

№ 6

ГТУ

1992

12

6

Харвутинская ГТЭС (ООО «Газпром добыча Ямбург»)

всего по электростанции

10

№ 1

ГТУ

2007

2,5

№ 2

ГТУ

2007

2,5

№ 3

ГТУ

2007

2,5

№ 4

ГТУ

2007

2,5

7

ГТЭС Юрхаровского НГКМ (ПАО «НОВАТЭК»)

всего по электростанции

8

КГТЭС-1500 № 1

ГТУ

2003

1,5

КГТЭС-1500 № 2

ГТУ

2004

1,5

ГТЭС-2,5 № 3

ГТУ

2008

2,5

ГТЭС-2,5 № 4

ГТУ

2014

2,5

8

ГТЭС Песцовая (ООО «Газпром- добыча Уренгой»)

всего по электростанции

15

№ 1 – № 6

ГТУ

2006

2,5

9

ГПЭС Вынгапуровского ГПЗ («Вынга-пуровский ГПЗ» – филиал

АО «Сибур-ТюменьГаз»)

всего по электростанции

9

MWM TCG 2020

ГПУ

2013, 2016

5х1,8

10

ГТЭС Новоурен-гойского ГХК

всего по электростанции

120

LM6000PD

ГТУ

2017

40

LM6000PD

ГТУ

2017

40

C11-R14-EX

ГТУ

2017

40

Итого по энергосистеме, в том числе

979,27

ПГУ

745,27

ГТУ

201

ПСУ

24

ГПГУ

9

Автономные источники электроснабжения крупных потребителей

ООО «Газпром добыча Ямбург»

всего по предприятию

46,5

1

ГТЭС-22,5

9 ПАЭС-2500

ГТУ

2001

22,5

2

ГТЭС-24

4 энергомодуля с ГТУ-6000

ГТУ

2002

24

ООО «Газпром добыча Надым»

всего по предприятию

125

3

ГТЭС-25 м/р Бованенковское

10 блоков

ГТУ

2008, 2012

25

4

ГТЭС-36 м/р Бованенковское

6 блоков

ГТУ

2010

36

5

ГТЭС Бованенковское

2 блока

ГТУ

2016

24

6

ГТЭС-10 м/р Харасавэйское

4 блока

ГТУ

2008

10

7

ПАЭС-10 м/р Юбилейное

4 блока

ГТУ

1999

10

8

ГТЭС-5 м/р Юбилейное

2 блока

ГТУ

2004

5

9

ПАЭС-10 м/р Ямсовейское

4 блока

ГТУ

1997

10

10

ПАЭС-5 м/р Ямсовейское

2 блока

ГТУ

2003

5

ООО «Газпром трансгаз Югорск»

всего по предприятию

193,2

11

Ямбургское ЛПУ

итого Pуст

30,1

БЭС-630

ДЭС

1986

0,6

9хКАС-500

ДЭС

1988 – 2001

4,5

8хКАС-630

ДЭС

1990 – 2002

5

2хПАЭС-2500

ГТУ

1990

5

6хПАЭС-2500М

ГТУ

1990

15

12

Ныдинское

ЛПУ МГ

итого Pуст

21,3

2хАС-804р1

ДЭС

1986 – 1987

1,3

5хКАС-500

ДЭС

1988 – 1996

2,5

3хПАЭС-2500

ГТУ

1987 – 1997

7,5

4хПАЭС-2500М

ГТУ

1986 – 1987

10

Новоуренгойское ЛПУ МГ

итого Pуст

33,7

13

Пуровская ГКС

4хVolvo-250

ДЭС

1984

1

3хБЭС-630

ДЭС

1985 – 2003

1,9

Wola-200/0,2

ДЭС

1985

0,2

3хРастон ТВ-5000

ГТУ

1985

8,1

14

Правохеттинское ЛПУ

3хБЭС-630

ДЭС

1985 – 1986

1,9

ЭД-200

ДЭС

1998

0,2

4хКАС-500

ДЭС

1987 – 1995

2

2хПАЭС-2500

ГТУ

1997

5

3хПАЭС-2500М

ГТУ

1983 – 1985

7,5

2хРастон ТВ-5000

ГТУ

1984

5,4

ЭД-500

ДЭС

1995

0,5

15

Пангодинское ЛПУ МГ

итого Pуст

6,5

Хасырейская п/п

Звезда-630НК

ДЭС

2010

0,6

КАС-500

ДЭС

1993

0,5

2хРастон ТВ-5000

ГТУ

1984 – 1985

5,4

16

Ягельное

ЛПУ МГ

итого Pуст

18,1

5хБЭС-630

ДЭС

1985 – 1987

3,2

3хПАЭС-2500М

ГТУ

1983 – 1985

7,5

2хРастон ТВ-5000

ГТУ

1986 – 1988

5,4

4хЭД-500Т

ДЭС

1988 – 1996

2

17

Приозерное

ЛПУ МГ

итого Pуст

23,1

4хАС-804р1

ДЭС

1985 – 1987

2,5

АСДА-200

ДЭС

1991

0,2

5хКАС-500

ДЭС

1987 – 1991

2,5

2хПАЭС-2500

ГТУ

1990 – 2005

5

3хПАЭС-2500М

ГТУ

1983 – 2005

7,5

2хРастон ТВ-5000

ГТУ

1986 – 1987

5,4

18

Ново-Уренгойское ЛПУ

итого Pуст

13

Звезда-630НК

ДЭС

2010

0,6

3хАС-804р1

ДЭС

1982 – 1984

1,9

КАС-500

ДЭС

1989

0,5

3хПАЭС-2500М

ГТУ

1992

7,5

ЭГ-2500

ГТУ

2006

2,5

19

Пангодинское ЛПУ ЯНАО

итого Pуст

14,6

4хАС-804р1

ДЭС

1983 – 1987

2,5

Звезда-630НК

ДЭС

2005

0,6

3хКАС-500

ДЭС

1993 – 2005

1,5

4хУрал-2500

ГТУ

2007

10

20

Надымское

ЛПУ МГ

итого Pуст

18,6

Звезда-630НК

ДЭС

2010

0,6

Wola-200

ДЭС

1993

0,2

3хКАС-500

ДЭС

1982 – 1989

1,5

2хАС-804р1

ДЭС

1983 – 1984

1,3

2хПАЭС-2500

ГТУ

1982 – 2001

5

4хПАЭС-2500М

ГТУ

1976 – 1982

10

21

Лонг Юганское ЛПУ

итого Pуст

14,2

5хБЭС-630

ДЭС

1985 – 2002

3,2

2хКАС-500

ДЭС

1985 – 2000

1

ПАЭС-2500

ГТУ

1990

2,5

3хПАЭС-2500М

ГТУ

1978 – 2004

7,5

ООО «Газпром трансгаз Сургут»

всего по предприятию

22

22

ЭСК п, Уренгой

ЭСК «Wartsila»

ДЭС

н/д

22

ООО «РН-Пурнефтегаз»

всего по предприятию

52,38

23

Тарасовская газопоршневая электростанция (ТГПЭС)

6хГПГУх8,73

ГПГУ

2010

52,38

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

всего по предприятию

65,9

24

ЭСН ГКС Находкинского м/р

6х Cummins 1750 GQNB

ГПГУ

2012

10,5

25

ГПЭС Находкинского м/р

4х Deutz TBG 620V16К

ГПГУ

2004

5,4

26

ГТЭС-24 Пякяхинское м/р

6х Урал-6000

ГТУ

2009-2016

36

27

ГТЭС-14 Северо-Губкинского м/р

3х Урал-6000

ГТУ

2001

14

АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»

всего по предприятию

28,39

28

ЭСН Чатылкинского м/р

Waukesha

ГТУ

2008

12,09

6хCummins

ДЭС

2008

6

29

ЭСН Холмистого м/р

Waukesha

ГТУ

2008

6,3

6хCummins

ДЭС

2008

4

ПАО «НОВАТЭК»

всего по предприятию

8,6

30

Таркосаленеф-тегаз

OPRA

ГТУ

2010

3,6

ПАЭС-2500

ГТУ

2007

5

Итого по автономным источникам электроснабжения крупных потребителей электроэнергии, в том числе:

537,18

ГТУ

388,3

ДЭС

80,5

ГПГУ

68,38

Автономные источники электроснабжения МО ЯНАО, работающие изолировано от ЕЭС

Город Салехард

всего по МО

85,3

1

ГТЭС Обдорск

№ 1

ГТУ

2001

12

№ 2

ГТУ

2001

12

№ 3

ГТУ

2004

15,4

2

ДЭС-1

№ 1

ДЭС

1994

6,5

№ 2

ДЭС

1994

6,5

№ 3

ДЭС

1997

6,4

3

ДЭС-2

№ 1

ДЭС

1999

6,4

№ 2

ДЭС

2000

6,1

4

ТЭС Салехард

№ 1

ГПГУ

2009

1,75

№ 2

ГПГУ

2009

1,75

№ 3

ГПГУ

2009

1,75

№ 4

ГПГУ

2009

1,75

№ 5

ГПГУ

2009

1,75

№ 6

ГПГУ

2009

1,75

№ 7

ГПГУ

2009

1,75

№ 8

ГПГУ

2009

1,75

Город Лабытнанги

всего по МО

66

5

ПЭС Лабытнанги

ГТГ-1

ГТУ

1996

12

ГТГ-2

ГТУ

1996

12

ГТГ-3

ГТУ

2007

12

ГТГ-4

ГТУ

2010

12

ГТГ-5

ГТУ

1974

4

ГТГ-6

ГТУ

1979

4

ГТГ-7

ГТУ

1976

2,5

ГТГ-8

ГТУ

1976

2,5

ГТГ-9

ГТУ

1978

2,5

ГТГ-10

ГТУ

1978

2,5

ГТГ-11

ГТУ

1983

2,5

ГТГ-12

ГТУ

1983

2,5

Шурышкарский район

всего по МО

9,6

6

Село Мужи

итого Pуст

9,6

ДГУ № 1

ДЭС

2014

1,6

ДГУ № 2

ДЭС

2014

1,6

ДГУ № 3

ДЭС

2014

1,6

ДГУ № 4

ДЭС

2014

1,6

ДГУ № 5

ДЭС

2014

1,6

ДГУ № 6

ДЭС

2014

1,6

Ямальский район

всего по МО

36,05

7

Село Яр-Сале

итого Pуст

13,88

MTU 12v4000

ДЭС

2014

1,12

MTU 12v4000

ДЭС

2013

1,12

MTU 12v4000

ДЭС

2014

1,12

MTU 12v4000

ДЭС

2016

1,12

MTU 12v4000

ДЭС

2014

1,12

MTU 12v4000

ДЭС

2014

1,12

MTU 12v4000

ДЭС

2006

1,12

MTU 12v4000

ДЭС

2011

1,12

MTU 12v4000

ДЭС

2011

1,12

Mitsubishi S16R2

ДЭС

2016

1,9

Mitsubishi S16R2

ДЭС

2016

1,9

8

Село

Мыс Каменный

итого Pуст

13,64

ЦЭС-Геологи

АИ-20 ПАЭС-2500 № 2

ГТУ

2015

2,5

АИ-20 ПАЭС-2500 № 3

ГТУ

2015

2,5

АИ-20 ПАЭС-2500 № 4

ГТУ

2014

2,5

АИ-20 ПАЭС-2500 № 5

ГТУ

2015

2,5

ГПА-Mitsubishi №1

ГПУ

2016

1,5

ГПА-Mitsubishi №2

ГПУ

2016

1,5

ДГА – 315 № 1

ДЭС

1989

0,32

ДГА – 315 № 2

ДЭС

1991

0,32

9

Село Сеяха

итого Pуст

8,53

Caterpiller 3512

ДЭС

н/д

1,0

Caterpiller 3512

ДЭС

н/д

1,0

Caterpiller 3516

ДЭС

н/д

2,0

Caterpiller 3516

ДЭС

н/д

2,0

Шкода 608 6-27,5 A2S

ДЭС

2003

0,53

Шкода 608 6-27,5 A2S

ДЭС

2001

0,53

Шкода 825 6-27,5 A4S

ДЭС

2009

0,735

Шкода 825 6-27,5 A4S

ДЭС

2006

0,735

Тазовский район

всего по МО

43,5

10

Поселок Тазовский

итого Pуст

12

ГПУ-Mitsubishi № 1

ГПГУ

2017

1,5

ГПУ-Mitsubishi № 2

ГПГУ

2017

1,5

ГПУ-Mitsubishi № 3

ГПГУ

2017

1,5

ГПУ-Mitsubishi № 4

ГПГУ

2017

1,5

ГПУ-Mitsubishi № 5

ГПГУ

2017

1,5

ГПУ-Mitsubishi № 6

ГПГУ

2017

1,5

ГПУ-Mitsubishi № 7

ГПГУ

2017

1,5

ГПУ-Mitsubishi № 8

ГПГУ

2017

1,5

11

Село Газ-Сале

итого Pуст

22,5

САТ-3520

ГПГУ

2015

2,0

САТ-3516

ГПГУ

2017

1,5

САТ-3516

ГПГУ

2017

1,5

ПАЭС-2500 № 1

ГТУ

1976

2,5

ПАЭС-2500 № 2

ГТУ

1987

2,5

ПАЭС-2500 № 3

ГТУ

1987

2,5

ПАЭС-2500 № 4

ГТУ

1985

2,5

ПАЭС-2500 № 5

ГТУ

1985

2,5

ПАЭС-2500 № 6

ГТУ

1987

2,5

ПАЭС-2500 № 7

ГТУ

1991

2,5

12

Село Антипаюта

итого Pуст

9

ПАЭС-2500 № 1

ГТУ

1987

2,5

ПАЭС-2500 № 2

ГТУ

2002

2,5

ДГУ № 14 CAT-3512

ДЭС

2017

1,0

ДГУ № 15 CAT-3512

ДЭС

2017

1,0

ДГУ № 16 CAT-3512

ДЭС

2017

1,0

ДГР № 1

ДЭС

2017

0,5

ДГР № 2

ДЭС

2017

0,5

Красноселькупский район

всего по МО

6,4

13

Село Красноселькуп

итого Pуст

6,4

ДГ-72 № 1

ДЭС

1979

0,8

ДГ-72 № 2

ДЭС

1998

0,8

ДГ-72 № 3

ДЭС

1980

0,8

ДГ-72 № 4

ДЭС

2000

0,8

ДГ-72 № 5

ДЭС

1986

0,8

ДГ-72 № 6

ДЭС

1987

0,8

ДГ-72 № 7

ДЭС

1991

0,8

ДГ-72 № 8

ДЭС

1991

0,8

Приуральский район

всего по МО

21,46

14

Село Аксарка

итого Pуст

10,5

ЭГД-7-1

ДЭС

2004

1,5

ЭГД-7-2

ДЭС

2004

1,5

ЭГД-7-3

ДЭС

2004

1,5

ЭГД-7-4

ДЭС

2004

1,5

ГПА-1,2,3

ГПГУ

2011

3х1,5

15

Пгт Харп

итого Pуст

10,96

ГПА-1

ГПГУ

2010

3,05

ГПА-2

ГПГУ

2010

3,05

ГПА-3

ГПГУ

2010

2,43

ГПА-4

ГПГУ

2010

2,43

Итого автономные источники электроснабжения в территориально изолированных системах МО, в том числе

267,31

ГТУ

142,9

ГПГУ

49,46

ДЭС

80,95

Всего по ЯНАО, в том числе

1789,76

ПГУ

745,27

ГТУ

732,2

ПСУ

24

ГПГУ

126,84

ДЭС

161,45

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

Структура выработки электроэнергии за 2017 год в ЭЭС ЯНАО приведена в таблице 14 и на схемах 14, 15.

Таблица 14

Структура выработки электроэнергии за 2017 год в ЭЭС ЯНАО по собственникам

и типам генерирующего оборудования

Выработка электростанций, всего млн кВт·ч

4 819,2

100%

1

2

3

Структура по собственникам

Уренгойская ГРЭС (АО «Интер РАО – Электрогенерация)

3345,6

70,1%

Ноябрьская ПГЭ (ООО «Ноябрьская ПГЭ»)

920,0

19,3%

ПЭС Надым (ООО «Северная ПЛЭС»)

160,8

3,4%

ПЭС Уренгой (ПАО «Передвижная энергетика»)

51,9

1,1%

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

233,7

4,9%

ГТЭС Песцовая (OOO «Газпром добыча Уренгой»)

23,4

0,5%

ГТЭС Юрхаровского НГКМ (ПАО «НОВАТЭК»)

36,8

0,8%

Новоуренгойская ГТЭС (ООО «НГХК»)

11,9

0,2%

ГПЭС Вынгапуровского ГПЗ АО «СибурТюменьГаз»

35,1

0,7%

Структура по типам электростанций

ПГУ

4265,6

89,4%

ГТЭС

553,6

11,6%

Схема 14. Выработка электрической энергии электростанциями ЭЭС ЯНАО

в 2017 году

Схема 15. Структура выработки электрической энергии электростанциями

ЭЭС ЯНАО в 2017 году

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

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

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

Таблица 15

Фактический баланс мощности по территории ЭЭС ЯНАО на час прохождения

максимума нагрузки Тюменской энергосистемы

за период 2013 – 2017 годов, МВт

Наименование показателя

2013 год

2014 год

2015 год

2016

год

2017

год

1

2

3

4

5

6

Покрытие – всего

712,4

529,1

725,4

719,5

719

В том числе

Уренгойская ГРЭС

505,5

274,2

492,2

528,3

518

Ноябрьская ПГЭ

131,3

133,8

130,7

120,3

120

ПЭС Надым

22,5

22,5

11,7

22,5

23

ПЭС Уренгой

13,2

54,9

49,0

9,8

11

Ямбургская ГТЭС

34,9

35,7

31,4

29,7

29

ГТЭС Юрхаровского НГКМ

–

3

5,4

3,9

5

ГТЭС Песцовая

2

2

2

2

3

ГТЭС Харвутинская

3

3

3

3

3

ГПЭС Вынгапуровского ГПЗ

–

–

–

–

7*

Потребление – всего

1449

1496

1462

1555

1495

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

736,6

966,9

736,6

835,5

776

* ГПЭС Вынгапуровского ГПЗ (9 МВт) учитывается в балансе Тюменской энергосистемы с 2017 года.

Таблица 16

Балансы электрической энергии за период 2013 – 2017 годов, млн. кВт∙ч

Наименование показателя

2013 год

2014 год

2015 год

2016 год

2017 год

1

2

3

4

5

6

Электропотребление, млн кВт∙ч

11 083,1

11 091

11 200,2

11 056,2

10761,9

Собственная выработка,

млн кВт∙ч

4 830,3

4 966,5

4 546,5

4 886,7

4819,2

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

6 252,8

6 124,5

6 653,7

6 169,5

5942,7

Схема 16. Баланс электрической мощности ЭЭС ЯНАО за период 2013 – 2017 годов

Схема 17. Баланс электрической энергии ЭЭС ЯНАО за период 2013 – 2017 годов

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

В таблице 17 приведены показатели энерго- и электроэффективности экономики ЯНАО за 2011 – 2015[5] годы на основании данных органов государственной статистики.

Таблица 17

Основные показатели энерго- и электроэффективности за 2011 – 2015 годы

Наименование показателя

2011 год

2012 год

2013 год

2014 год

2015 год

1

2

3

4

5

6

ВРП (млрд руб.)

966,1

1 192,2

1 373,5

1 611,6

1 813,4

Электропотребление

(млн кВт∙ч)

13 077

13 279

14 171,1

12 115,7

11 983

Объем потребленных ТЭР

(т у.т.)

19 028 680

19 331 293

18 360 903

20 595 365

18 191 128

Численность населения (чел.)

524 925

536 558

541 612

539 671

539 985

Электроемкость ВРП (кВт∙ч/руб.)

13,5

11,1

10,3

7,5

6,6

Энергоемкость ВРП

(т у.т./млн руб.)

19,7

16,2

13,6

12,8

10,0

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

24,9

24,7

26,2

22,5

22,2

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

Снижение электроемкости и энергоемкости ВРП ЯНАО в 2011 – 2015 годах объясняется в первую очередь инфляцией.

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

Электросетевое хозяйство 110 кВ и выше ЯНАО работает в составе синхронизированной с ЕЭС России части ЭЭС ЯНАО[6]. Основными эксплуатирующими организациями являются Филиал ПАО «ФСК ЕЭС» – Ямало-Ненецкое предприятие магистральных электрических сетей, АО «Тюменьэнерго», а также крупные промышленные предприятия добычи и транспортировки полезных ископаемых и обрабатывающих производств.

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

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

Таблица 18

Сводные данные по существующим ПС 110 кВ и выше ЭЭС ЯНАО

Наименование показателя

Количество ПС, шт.

Количество во Т/АТ, шт.

Установленная мощность Т/АТ, МВА

1

2

3

4

Всего

168

361

13 637

По номинальному напряжению

500 кВ

3

30

3 340

220 кВ

13

40

4 153

110 кВ

152

303

5 927,4

По эксплуатирующим организациям

МЭС Западной Сибири

15

60

7 323

АО «Тюменьэнерго»

110

219

4 751,4

Промышленные предприятия

43

84

1 346

             

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

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

Таблица 19

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

Наименование показателя

Количество ЛЭП, шт.

Протяженность, км

1

2

3

Всего

121

10 035

По номинальному напряжению

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

5

842

220 кВ

19

3 408

110 кВ

103

5 785

По эксплуатирующим организациям

МЭС Западной Сибири

28

2 949

АО «Тюменьэнерго»

89

5 291

Промышленные предприятия

19

1 353

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

Схема 19. Структура ЛЭП 110 кВ и выше по протяженности по номинальному

напряжению (а) и эксплуатирующим организациям (б)

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

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

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

В 2017 году АО «Тюменьэнерго» ввело следующие электросетевые объекты:

- ПС 110 кВ Ачимовская с питающими ВЛ 110 кВ Буран – Ачимовская для обеспечения технологического присоединения ОАО «Арктигаз»;

- ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Сигнал, образована из ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Северный 4 с включением ПС 110 кВ Сигнал в транзит;

- ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Фортуна, образована из ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Сигнал;

- завершена реконструкция ВЛ 110 кВ Кирпичная – Пурпейская и ВЛ 110 кВ Кирпичная – Таланга с отпайкой на ПС Айваседопур (2Т) с образованием ВЛ 110 кВ Кирпичная – Пурпейская с отпайками на ПС Айваседопур (2Т) и ПС Таланга (2Т).

В рамках инвестиционной программы ПАО «ФСК ЕЭС» в ЯНАО в 2017 году была продолжена реализация следующих инвестиционных проектов:

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

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

Таблица 20

Сведения о составе ПС 110 кВ и выше ЭЭС ЯНАО

по состоянию на 01 января 2018 года

№ п/п

Наименование ПС

Uном, кВ

Количество Т/АТ, шт.

Установленная мощность Т/АТ, МВА

Суммарная установленная мощность ПС, МВА

1

2

3

4

5

6

Филиал ПАО «ФСК ЕЭС» – МЭС Западной Сибири

1

ПС 500 кВ Холмогорская

500

9

167

1 503

220

3

125

375

2

ПС 500 кВ Муравленковская

500

3

167

501

220

2

63

126

220

2

125

250

3

ПС 500 кВ Тарко-Сале

500

6

167

1 002

220

3

125

375

В резерве

500

2

167

334

Итого ПС 500 кВ

30

4 466

1

ПС 220 кВ Янга-Яха

220

2

125

250

2

ПС 220 кВ Пуль-Яха

220

2

125

250

110

2

40

80

3

ПС 220 кВ Аврора

220

2

100

200

4

ПС 220 кВ ГГПЗ

220

2

100

200

5

ПС 220 кВ Надым

220

2

125

250

6

ПС 220 кВ Правохеттинская

220

2

32

64

7

ПС 220 кВ Пангоды

220

1

63

63

220

1

125

125

8

ПС 220 кВ Оленья

220

2

125

250

9

ПС 220 кВ Уренгой

220

2

125

250

10

ПС 220 кВ Вынгапур

220

3

125

375

11

ПС 220 кВ Мангазея

220

2

125

250

12

ПС 220 кВ Арсенал

220

2

125

250

резерв

220

3

Итого ПС 220 кВ

30

2 857

Итого Филиал ПАО «ФСК ЕЭС» МЭС Западной Сибири

60

7 323

АО «Тюменьэнерго»

ПС 220 кВ Салехард

220

2

125

250

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

16

32

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

16,3

110

1

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

25

50

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

16

32

47

ПС 110 кВ Губкинская

110

2

6,3

12,6

48

ПС 110 кВ Вынгаяхинская

110

2

40

80

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

16,3

110

1

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

1

10

26

110

1

16

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

10

20

97

ПС 110 кВ УГП-4

110

1

10

16,3

110

1

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 Полярник

110

2

40

80

108

ПС 110 кВ Северное Сияние

110

2

40

80

109

ПС 110 кВ УГТЭС-72

110

1

25

89

110

2

32

Итого АО «Тюменьэнерго»

219

4 751,4

Электросетевые объекты промышленных предприятий

1

ПС 110 кВ ГКС Холмогорская

110

1

16

26

110

1

10

2

ПС 110 кВ Ноябрьская

110

2

16

32

3

ПС 110 кВ Адмиральская

110

2

25

50

4

ПС 110 кВ Спорышевская

110

2

40

80

5

ПС 110 кВ Ханымей

110

2

2,5

5

6

ПС 110 кВ Нуриевская

110

2

25

50

7

ПС 110 кВ Звездная

110

2

40

80

8

ПС 110 кВ Ямальская

110

2

40

80

9

ПС 110 кВ НПС Пур-Пе

110

2

25

50

10

ПС 110 кВ Пурпе

110

2

16

32

11

ПС 110 кВ Айваседопур

110

2

10

20

12

ПС 110 кВ Снежная

110

2

25

50

13

ПС 110 кВ Пуровский ЗПК

110

2

10

20

14

ПС 110 кВ Пур

110

2

10

20

15

ПС 110 кВ Районная

110

2

10

20

16

ПС 110 кВ ЯГП-3В

110

2

6,3

12,6

17

ПС 110 кВ ЯГП-2В

110

2

10

20

18

ПС 110 кВ Юрхарово

110

2

40

80

19

ПС 110 кВ ЯГП-9

110

1

10

10

20

ПС 110 кВ Базовая

110

2

16

32

21

ПС 110 кВ ПГП-2

110

2

2,5

5

22

ПС 110 кВ ПГП-3

110

2

2,5

5

23

ПС 110 кВ ПГП-1

110

2

2,5

5

24

ПС 110 кВ ПГП-4

110

2

2,5

5

25

ПС 110 кВ ПГП-5

110

2

2,5

5

26

ПС 110 кВ ПГП-6

110

2

2,5

5

27

ПС 110 кВ ПГП-7

110

2

2,5

5

28

ПС 110 кВ ПГП-8

110

2

2,5

5

29

ПС 110 кВ ПГП-9

110

2

6,3

12,6

30

ПС 110 кВ ГКС

110

2

10

20

31

ПС 110 кВ Песцовая

110

1

16

16

32

ПС 110 кВ Буровик

110

2

6,3

12,6

33

ПС 110 кВ Хорошуновская

110

2

25

50

34

ПС 110 кВ Ярайнерская

110

2

40

80

35

ПС 110 кВ НПС-2 Промежуточная

110

2

25

50

36

ПС 110 кВ Строительная

110

2

6,3

12,6

37

ПС 110 кВ Промплощадка

110

2

25

50

38

ПС 110 кВ Головная

110

2

25

50

39

ПС 110 кВ Глубокая

110

2

10

20

40

ПС 110 кВ Тихая

110

2

25

50

41

ПС 110 кВ Юность

110

2

10

20

42

ПС 110 кВ КС-0

110

2

6,3

12,6

43

ПС 110 кВ НПС-1

110

2

40

80

Итого ПС Промышленных предприятий

84

1 346

Итого АТ 500 кВ

40

3 340

Итого АТ 220 кВ

32

4 153

Итого Т 110 кВ

301

5 947,4

Итого

373

13 637

Таблица 21

Сведения о составе ЛЭП 110 кВ и выше ЭЭС ЯНАО по состоянию на 01 января 2018 года

№ п/п

Наимено-вание ЛЭП

Участки ЛЭП

Число цепей, шт.

Протяжен- ность цепи, км

Протяжен- ность, км

Марка провода

1

2

3

4

5

6

7

Филиал ПАО «ФСК ЕЭС» – МЭС Западной Сибири

1

ВЛ 500 кВ Холмогорская – Муравленковская

1

104,4

104,4

3хАС-300

2

ВЛ 500 кВ Холмогорская – Тарко-Сале

1

187,5

187,5

3хАС-300

3

ВЛ 500 кВ Муравленковская – Тарко-Сале

1

107,7

107,7

3хАС-300

Итого в одноцепном исчислении 500 кВ

399,6

1

ВЛ 220 кВ Холмогорская – Аврора

1

95,1

95,1

АС-240, АС-300

2

ВЛ 220 кВ Холмогорская – Вынгапур

1

132

132

АС-300

3

ВЛ 220 кВ Холмогорская – Пуль-Яха

1

94,3

94,3

АС-240

4

ВЛ 220 кВ Холмогорская – Янга-Яха

1

62,3

62,3

АС-300

5

ВЛ 220 кВ Муравленковская – Аврора

1

38,8

38,8

АС-240

6

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

1

185,3

185,3

АС-400, 3хАС-300

7

ВЛ 220 кВ Муравленковская – Пуль-Яха

1

51,8

51,8

АС-240

8

ВЛ 220 кВ Муравленковская – Тарко-Сале

1

102,9

102,9

АС-240

9

ВЛ 220 кВ Пангоды – Надым

отп. П. Хеттин-ская – Надым

1

29,9

29,9

АС-240

Пангоды –

отп. П. Хет-тинская

1

58

58

АС-240

отп. П. Хеттин-ская – П. Хет-тинская

1

7

7

АС-240

10

ВЛ 220 кВ Тарко-Сале –

ГГПЗ-1,2

2

2,1

4,2

АС-240

11

ВЛ 220 кВ Уренгой – Надым

отп. П. Хеттин-ская – Надым

1

29,9

29,9

АС-240

Уренгой –

отп. П. Хет-тинская

1

176

176

АС-240

отп. П. Хеттин-ская – П. Хет-тинская

1

7

7

АС-240

12

ВЛ 220 кВ Уренгой –

Оленья-1,2

2

114,7

229,4

АС-240, АС-400

13

ВЛ 220 кВ Уренгой – Пангоды

1

111

111

АС-240

14

ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея-1,2

2

213,7

427,4

АС-240, АС-500

15

ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой-1

1

80,9

80,9

АС-400

16

ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой-2,3

2

73,7

147,4

АС-400

17

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

1

256,8

256,8

АС-400, 3хАС-330

18

ВЛ 220 кВ Янга-Яха – Вынгапур

1

76,6

76,6

АС-300

19

ВЛ 220 кВ Тарко-Сале – АрсеналI, II цепь)

2

72,7

145,4

АС-240

Итого в одноцепном исчислении 220 кВ

2 549

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

2 949

АО «Тюменьэнерго»

1

ВЛ 220 кВ Надым – Салехард 1,2 цепь

2

353,2

706,4

АС-300

2

ВЛ 110 кВ Салехард – Северное Сияние 1, 2 цепь

2

8,15

16,3

АС-240

3

ВЛ 110 кВ Салехард – Полярник 1 цепь

1

7,15

7,15

АС-240

4

ВЛ 110 кВ Салехард – Полярник 2 цепь

1

5,01

5,01

АС-240

5

ВЛ 110 кВ Буран – Табъяха

Буран – УГП-7

1

7,9

7,9

АС-120, АС-150

УГП-7 – УГП-8

1

8,6

8,6

АС-120

УГП-8 – Ужгородская

1

11

11

АС-120, АС-95

Ужгородская – УГП-9

1

5,4

5,4

АС-120

УГП-9 –

УГП-10

1

8,7

8,7

АС-120

УГП-10 – Табъяха

1

31

31

АС-120

6

ВЛ 110 кВ Буран – УГП-10

Буран – УГП-7

1

8,4

8,4

АС-120, АС-150

УГП-7 – УГП-8

1

7,9

7,9

АС-120

УГП-8 – Ужгородская

1

11,2

11,2

АС-120, АС-95

Ужгородская – УГП-9

1

4,5

4,5

АС-120

УГП-9 –

УГП-10

1

8,5

8,5

АС-120

7

ВЛ 110 кВ Вынгапур – Маяк

1

51,7

51,7

АС-120

8

ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя

1

51,6

51,6

АС-120

9

ВЛ 110 кВ Вынгапур – Песчаная-1,2

Вынгапур – отп. Погруж-ная

2

15,1

30,1

АС-120

отп. Погруж-ная – Песчаная

2

5,3

10,7

АС-120

10

ВЛ 110 кВ Вынгапур – Янтарная-1,2

2

0,2

0,3

АС-120

11

ВЛ 110 кВ Геращенко –

Пяку-Пур-1,2

2

30,6

61,3

АС-120, АС-95

12

ВЛ 110 кВ Кедр – Губкинская

Губкинская – отп. Ханымей

1

37,3

37,3

АС-120

отп. Ханымей – Кедр

1

0,2

0,2

АС-120

13

ВЛ 110 кВ Кирпичная – Градиент

Кирпичная – отп. Айвасе-допур

1

1,9

1,9

АС-120

отп. Айвасе-допур –

отп. Таланга

1

18,2

18,2

АС-120

отп. Таланга – Таланга

1

4,5

4,5

АС-120

отп. Таланга – Градиент

1

45,9

45,9

АС-120

14

ВЛ 110 кВ Кирпичная – Кристалл-1

Кирпичная – отп. Геолог

1

7,7

7,7

АС-120

отп. Геолог – Геолог

1

2

2

АС-120

отп. Геолог – Кристалл

(отп. Карьер)

1

21,9

21,9

АС-120

отп. Карьер – Карьер

1

17,3

17,3

АС-120

15

ВЛ 110 кВ Кирпичная – Кристалл-2

Кирпичная – отп. Геолог

1

7,7

7,7

АС-120

отп. Геолог – Геолог

1

2

2

АС-120

отп. Геолог – Кристалл

1

21,9

21,9

АС-120

16

ВЛ 110 кВ Кирпичная – Пуровский ЗПК

1

20,2

20,2

АС-120

17

ВЛ 110 кВ Кирпичная – Пур

Кирпичная – отп. Пуровский ЗПК

1

22,1

22,1

АС-120

отп. Пуровский ЗПК – Пур

1

19,2

19,2

АС-120

отп. Пуровский ЗПК – Пуровский ЗПК

1

0,3

0,3

АС-120

18

ВЛ 110 кВ Кирпичная – Пурпейская

1

57,5

57,5

АС-120

19

ВЛ 110 кВ Кирпичная – Таланга

Кирпичная – отп. Айвасе-допур

1

0,8

0,8

АС-120

отп. Айвасе-допур – Таланга

1

24

24

АС-120, АС-150

20

ВЛ 110 кВ Левохет-тинская – Лонг-Юган

уч. Л.Хет-тинская – отп. Приозерная

1

119,7

119,7

АС-120

отп. Приозер-ная – Приозерная

1

69,9

69,9

АС-95

21

ВЛ 110 кВ Муравленковская – Геращенко

1

7,9

7,9

АС-120, АС-95

22

ВЛ 110 кВ Муравлен-ковская – Орловская-1,2

Муравлен-ковская –

отп. Курская

2

0,1

0,1

АС-150

отп. Курская – Курская

2

0,7

1,4

АС-120

отп. Курская – Орловская

2

10,4

20,9

АС-120

23

ВЛ 110 кВ Муравлен-ковская – СП Барсуковский-1,2

Муравлен-ковская –

Н. Пурпейская

2

43,9

87,8

АС-240, АС-185, АС-120

Н. Пурпейская – Барсуковская

2

19,3

38,6

АС-95, АС-185

Барсуковская – СП Барсу-ковский

2

0,5

1

АС-120

24

ВЛ 110 кВ Муравлен-ковская – Звездная

Муравлен-ковская –

отп. Жемчу-жина

1

34,1

34,1

АС-120

отп. Жемчу-жина – Жемчужина

1

0,3

0,3

АС-120

отп. Жемчу-жина –

отп. Суг-мутская

1

41,1

41,1

АС-120

отп. Суг-мутская – Сугмутская

1

0,1

0,1

АС-120

25

ВЛ 110 кВ Муравленковская – Стрела

1

28,4

28,4

АС-95, АС-120

26

ВЛ 110 кВ Муравлен-ковская – Сугмутская

Муравлен-ковская –

отп. Жемчу-жина

1

34,1

34,1

АС-120

отп. Жемчу-жина – Жемчужина

1

0,4

0,4

АС-120

отп. Жемчу-жина – Сугмутская

1

41,1

41,1

АС-120

27

ВЛ 110 кВ Надым – Береговая

КС-0 –

отп. Ст. Надым

1

49,1

49,1

АС-120, АС-95

отп. Ст. Надым – Ст. Надым

1

6,1

6,1

АС-95

отп. Ст. Надым – Береговая

1

2,1

2,1

АС-95

28

ВЛ 110 кВ Надым – Бугульник

Надым – Голубика

1

47,4

47,4

АС-120

Голубика – Морошка

1

1,1

1,1

АС-120

29

ВЛ 110 кВ Надым – Левохеттинская

1

97,4

97,4

АС-120

30

ВЛ 110 кВ Надым – Лонг-Юган – Сорум

отп. Прио-зерная – Лонг-Юган

1

32,2

32,2

АС-120

отп. Прио-зерная – Приозерная

1

35,1

35,1

АС-95

отп. Прио-зерная – Оп. 234

1

45,4

45,4

АС-120

Оп. 234 – Сорум

1

41,7

41,7

АС-120

31

ВЛ 110 кВ Надым – Морошка

отп. КС-0 – отп. Голубика

1

40

40

АС-120

отп. Голубика – Голубика

1

0,4

0,4

АС-95

отп. Голубика – Морошка

1

1,1

1,1

АС-120

Морошка – отп. Ст. Надым

1

8

8

АС-95

отп. Ст. Надым – Береговая

1

2,1

2,1

АС-95

отп. Ст. Надым – Ст. Надым

1

6,1

6,1

АС-95

32

ВЛ 110 кВ Новогодняя – Губкинская-1,2

Новогодняя – отп. Вынгая-хинская

2

52,3

104,6

АС-120

отп. Вынгая-хинская – Вынгаяхинская

2

8,8

17,6

АС-120

отп. Вынгая-хинская – Губкинская

2

6,1

12,3

АС-120

33

ВЛ 110 кВ Новогодняя – Еты-Пур-1,2

Новогодняя – отп. Снежная

2

58,5

117

АС-120

отп. Снежная – Еты-Пур

2

2,4

4,8

АС-120

34

ВЛ 110 кВ Новогодняя – Маяк

1

3,3

3,3

АС-120

35

ВЛ 110 кВ НПГЭ – Владимирская

НПГЭ –

отп. Адми-ральская – Адмиральская

1

0,6

0,6

АС-120

отп. Адми-ральская – Владимирская

1

7,1

7,1

АС-120

36

ВЛ 110 кВ НПГЭ – Городская

НПГЭ –

отп. Но-ябрьская

1

4,2

4,2

АС-120

отп. Ноябрь-ская – Городская

1

6,4

6,4

АС-120

отп. Ноябрь-ская – Ноябрьская

1

7,2

7,2

АС-120

37

ВЛ 110 кВ НПГЭ – Летняя

НПГЭ –

отп. Адми-ральская – Адмиральская

1

0,6

0,6

АС-120

отп. Адми-ральская – Летняя

1

8

8

АС-120

38

ВЛ 110 кВ НПГЭ –

Янга-Яха

НПГЭ –

отп. З. Но-

ябрьская

1

7,4

7,4

АС-120

отп. З. Но-ябрьская – З. Ноябрьская

1

35,8

35,8

АС-120

отп. З. Но-ябрьская – Янга-Яха

1

7,4

7,4

АС-120

39

ВЛ 110 кВ Оленья – УГП-13-1,2

Оленья –

отп. УГП-12

2

7,3

14,6

АС-95

отп. УГП-12 – УГП-12

2

2,9

5,8

АС-95

отп. УГП-12 – УГП-13

2

10,2

20,4

АС-95

40

ВЛ 110 кВ Оленья – Ямбург-1,2

отп. УГП-15 – УГП-15

2

44,6

44,6

АС-120

41

ВЛ 110 кВ Пангоды – Хасырейская-1,2

2

27

54

АС-95

42

ВЛ 110 кВ ПП Северный – Светлая

ПП Северный – отп. Тара-совская

1

3

3

АС-120

отп. Тара-совская – Светлая

1

29,5

29,5

АС-120

отп. Тара-совская – Тарасовская

1

0,7

0,7

АС-120

43

ВЛ 110 кВ ПП Северный – Харампурс-кая-1,2

ПП Северный – отп. Мара-Яха

2

2,5

5

АС-120

отп. Мара-Яха – Мара-Яха

2

13,7

27,5

АС-120

отп. Мара-Яха – отп. Майская

2

31,4

62,8

АС-120

отп. Майская – Майская

2

5,2

10,5

АС-120

отп. Майская – отп. Ю.Хара-мпурская

2

74,3

148,6

АС-120

отп. Ю.Харам-пурская – Ю.Харам-пурская

2

32,2

64,4

АС-120

отп. Ю.Харам-пурская – Харампурская

2

14,5

29,1

АС-120

44

ВЛ 110 кВ Пуль-Яха – Геращенко

Пуль-Яха – отп. Ханупа

1

12,6

12,6

АС-95

отп. Ханупа – Ханупа

1

5,1

5,1

АС-95

отп. Ханупа – Геращенко

1

25,6

25,6

АС-95

45

ВЛ 110 кВ Пуль-Яха – Ударная

Пуль-Яха – отп. Ударная

1

0,3

0,3

АС-150

отп. Ударная – отп. Ударная

1

0,8

0,8

АС-120

отп. Ударная – отп. Трудовая

1

9,7

9,7

АС-150

отп. Трудовая – Трудовая

1

0,4

0,4

АС-120

46

ВЛ 110 кВ Пуль-Яха – Крайняя

Пуль-Яха – отп. КНС-9

1

7,4

7,4

АЖ-120

отп. КНС-9 – КНС-9

1

2,6

2,6

АС-120

отп. КНС-9 – Крайняя

1

25,4

25,4

АЖ-120

47

ВЛ 110 кВ Пуль-Яха – Нуриевская

Пуль-Яха – отп. Ударная

1

0,3

0,3

АС-150

отп. Ударная – отп. Ударная

1

0,8

0,8

АС-120

отп. Ударная – отп. Трудовая

1

9,7

9,7

АС-150

отп. Трудовая – Трудовая

1

0,4

0,4

АС-120

48

ВЛ 110 кВ Пуль-Яха – Стрела

Пуль-Яха – отп. Ханупа

1

12,6

12,6

АС-95

отп. Ханупа – Ханупа

1

5,1

5,1

АС-95

отп. Ханупа – Стрела

1

5,5

5,5

АС-95

49

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

2

31,7

63,4

АС-120

50

ВЛ 110 кВ Табъяха – Оленья

1

27,1

27,1

АС-120

51

ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Градиент

Тарко-Сале – отп. Победа

1

16,4

16,4

АС-120

отп. Победа – Победа

1

0,2

0,2

АС-120

отп. Победа – Градиент

1

10,6

10,6

АС-120

52

ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – ПП Комсомольс-кий-1,2

Тарко-Сале – отп. УКПГ

2

15,3

30,5

АС-120

отп. УКПГ – УКПГ

2

0,4

0,7

АС-120

отп. УКПГ – отп. Комсо-мольская

2

3,6

7,1

АС-120

отп. Комсо-мольская – Комсомольская

2

1,4

2,7

АС-120

отп. Комсо-мольская –

ПП Комсо-мольский

2

3,7

7,4

АС-120

53

ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – ПП Северный

Тарко-Сале – отп. Фортуна

1

3

3

АС-240

отп. Фортуна – Фортуна

1

0,8

0,8

АС-120

отп. Фортуна – Сигнал

1

1,4

1,4

АС-120, АС-240

Сигнал –

отп. Тара-совская

1

56,6

56,6

АС-120

отп. Тара-совская – Тарасовская

1

0,7

0,7

АС-120

отп. Тара-совская –

ПП Северный

1

3

3

АС-120

54

ВЛ 110 кВ Тарко-Сале –

ПП Северный (габ. 220 кВ) -1,2

2

71,5

142,9

АС-120, АС-240

55

ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Пурпейская

Тарко-Сале – отп. Победа

1

16,7

16,7

АС-120, АС-150

отп. Победа – Победа

1

0,2

0,2

АС-120

отп. Победа – отп. Пур-Пе

1

12

12

АС-120

отп. Пур-Пе – Пур-Пе

1

0,3

0,3

АС-120

отп. Пур-Пе – Пурпейская

1

18,5

18,5

АС-120

56

ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Светлая

Тарко-Сале – отп. Пур-Пе

1

15,3

15,3

АС-120

отп. Пур-Пе – Пур-Пе

1

0,4

0,4

АС-120

отп. Пур-Пе – Светлая

1

17,8

17,8

АС-120

57

ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Сигнал

Тарко-Сале – отп. Фортуна

1

3

3

АС-150

отп. Фортуна – Фортуна – Сигнал

1

0,8

0,8

АС-120

58

ВЛ 110 кВ УГП-2В – Буран

УГП-2В –

отп. УГП-2 – УГП-2

1

0,3

0,3

АС-150

отп. УГП-2 – отп. УГП-3

1

9,9

9,9

АС-150

отп. УГП-3 – УГП-3

1

0,3

0,3

АС-150

отп. УГП-3 – отп. УГП-4

1

8,3

8,3

АС-150

отп. УГП-4 – УГП-4

1

3,3

3,3

АС-150

отп. УГП-4 – отп. УГП-5

1

6

6

АС-150

отп. УГП-5 – УГП-5

1

0,6

0,6

АС-150

отп. УГП-5 – Буран

1

10,1

10,1

АС-150

59

ВЛ 110 кВ УГП-5В – Буран

1

10,6

10,6

АС-120

60

ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-

Яха-1

Уренгой –

отп. Ново-уренгойская

1

4

4

2хАС-185

отп. Нов-оурен-гойская – Новоурен-гойская

1

0,7

0,7

2хАС-185

отп. Ново-урен-гойская – Варенга-Яха

1

3,4

3,4

2хАС-150

61

ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-

Яха-2

Уренгой –

отп. Опорная – отп. Ямал

1

0,8

0,8

2хАС-150

отп. Опорная – отп. Новоурен-гойская

1

4

4

2хАС-185

отп. Новоурен-гойская – Новоурен-гойская

1

0,7

0,7

2хАС-185

отп. Ямал – Ева-Яха

1

6,4

6,4

2хАС-150

отп. Ямал – Опорная

1

0,7

0,7

2хАС-150

отп. Ямал – Ямал

1

1,1

1,1

АС-120

отп. Новоурен-гойская – Варенга-Яха

1

3,4

3,4

2хАС-150

62

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

Уренгой –

отп. Фара-фонтьевская

2

20,3

40,6

АС-120, АС-150

отп. Фара-фонтьевская – Фарафонтьевс-кая

2

7,5

15

АС-150

отп. Фара-фонтьевская – отп. Строи-тельная

2

13,2

26,4

АС-150

отп. Строи-тельная –

отп. Головная

2

32,8

65,6

АС-150

отп. Головная – отп. Пром-площадка

2

0,1

0,2

АС-120

отп. Головная – Головная

2

0,1

0,2

АС-120

отп. Промпло-щадка – Промпло-щадка

2

3,8

7,6

АС-120

отп. Головная – отп. Глубокая

2

10,4

20,8

АС-120

отп. Глубокая – отп. Тихая

2

4,4

8,8

АС-120

отп. Тихая – Тихая

2

2,3

4,6

АС-120

63

ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-1А-1

Уренгой –

отп. Холод

1

2,1

2,1

2хАС-150

отп. Холод – Холод

1

1,8

1,8

2хАЖ-120

отп. Холод – Сварочная

1

2,5

2,5

2хАЖ-120

отп. Холод – отп. Звезда

1

5,5

5,5

2хАЖ-120

отп. Звезда – Звезда

1

0,5

0,5

2хАЖ-120

отп. Звезда – УГП-1А

1

11

11

2хАЖ-120

64

ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-1А-2

Уренгой –

отп. Холод

1

2,1

2,1

2хАС-150

отп. Холод – Холод

1

1,8

1,8

2хАЖ-120

отп. Холод – отп. Звезда

1

5,5

5,5

2хАЖ-120

отп. Звезда – Звезда

1

0,5

0,5

2хАЖ-120

отп. Звезда – УГП-1А

1

11

11

2хАЖ-120

65

ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-2В

Уренгой –

отп. Буровик

1

2,8

2,8

АС-150

отп. Буровик – УГП-2В

1

6,1

6,1

АС-150

66

ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-5В

Уренгой –

отп. Опорная

1

0,3

0,3

АС-150

отп. Опорная – Буровик

1

2,6

2,6

АС-150

отп. Опорная – отп. Ямал

1

0,8

0,8

2хАС-150

отп. Ямал – Ева-Яха

1

6,4

6,4

2хАС-150

отп. Ямал – Ямал

1

1,1

1,1

АС-120

отп. Ямал – Опорная

1

0,7

0,7

2хАС-150

Буровик –

отп. УГП-2

1

8,6

8,6

АС-150

отп. УГП-2 – УГП-2

1

1,4

1,4

АС-150

отп. УГП-2 – отп. УГП-3

1

8,6

8,6

АС-150

отп. УГП-3 – УГП-3

1

0,3

0,3

АС-150

отп. УГП-3 – отп. УГП-4

1

8,3

8,3

АС-150

отп. УГП-4 – УГП-4

1

3,3

3,3

АС-150

отп. УГП-4 – отп. УГП-5 – УГП-5В

1

6

6

АС-150

отп. УГП-5 – УГП-5

1

0,6

0,6

АС-150

67

ВЛ 110 кВ Уренгой – УГТЭС-72

3

1,9

5,7

АС-95

68

ВЛ 110 кВ Холмогорская – НПГЭ-1

Холмогорская – отп. Ноябрь-ская

1

37,6

37,6

АС-120

отп. Ноябрь-ская – Ноябрьская

1

4,9

4,9

АС-120

отп. Ноябрь-ская – НПГЭ

1

12,4

12,4

АС-120

69

ВЛ 110 кВ Холмогорская – Пуль-Яха

Холмогорская – отп. Кара-мовская

1

14,2

14,2

АС-120

отп. Кара-мовская – Карамовская

1

0,2

0,2

АС-95

отп. Кара-мовская –

отп. Сутормин

1

41,1

41,1

АС-120, АС-95

отп. Сутормин – Сутормин

1

3,8

3,8

АС-120

отп. Сутормин – отп. КНС-9

1

17,1

17,1

АЖ-120

отп. КНС-9 – КНС-9

1

2,6

2,6

АС-120

отп. КНС-9 – Пуль-Яха

1

7,4

7,4

АЖ-120

70

ВЛ 110 кВ Холмогорская – Вышка-1,2

2

38,5

77,1

АС-120

71

ВЛ 110 кВ Холмогорская – Крайняя

Холмогорская – отп. ГКС Холмогоры

1

2

2

АС-120

отп. ГКС Холмогоры – ГКС Холмо-горы

1

1,2

1,2

АС-95

отп. ГКС Холмогоры – отп. Кара-мовская

1

12,2

12,2

АС-120

отп. Кара-мовская – Карамовская

1

0,2

0,2

АС-95

отп. Кара-мовская –

отп. Сутормин

1

41,1

41,1

АС-120, АС-95

отп. Сутормин – Сутормин

1

3,9

3,9

АС-120

отп. Сутормин – Крайняя

1

20,4

20,4

АС-120

72

ВЛ 110 кВ Холмогорская – НПГЭ-2

1

50,4

50,4

АС-120

73

ВЛ 110 кВ Холмогорская – НПС

1

3,6

3,6

АС-95

74

ВЛ 110 кВ Холмогорская – Разряд-1,2

Холмогорская – отп. ГКС Холмогорская

2

1,9

3,8

АС-95

отп. ГКС Холмогорская – отп. ГКС

2

2,3

4,5

АС-95

отп. ГКС Холмогорская – отп. КНС-1

2

16

32

АС-95

отп. КНС-1 – КНС-1

2

1,7

3,5

АС-95

отп. КНС-1 – Разряд

2

11,4

22,7

АС-120

75

ВЛ 110 кВ ЯГП-1В – ЯГТЭС

ЯГП-1В –

отп. ЯГП-2В

1

5,1

5,1

АС-120

отп. ЯГП-2В – ЯГП-2В

1

18,7

18,7

АС-120

отп. ЯГП-2В – ЯГТЭС

1

46,9

46,9

АС-120

76

ВЛ 110 кВ ЯГП-6 – ЯГТЭС

ЯГП-6 –

отп. ЯГП-6

1

3,1

3,1

АС-120

отп. ЯГП-6 – отп. ЯГП-5

1

11,3

11,3

АС-120

отп. ЯГП-6 – ЯГП-7

1

16,3

16,3

АС-120

отп. ЯГП-5 – ЯГП-5

1

2

2

АС-120

отп. ЯГП-5 – отп. ЯГП-2

1

24,1

24,1

АС-120

отп. ЯГП-2 – ЯГП-2

1

2,4

2,4

АС-120

отп. ЯГП-2 – отп. ЯГП-3В

1

6,4

6,4

АС-120

отп. ЯГП-3В – ЯГП-3В

1

8,4

8,4

АС-120

отп. ЯГП-3В – отп. ЯГП-3

1

8,2

8,2

АС-120

отп. ЯГП-3 – ЯГП-3

1

4,2

4,2

АС-120

отп. ЯГП-3 – ЯГП-4

1

9,8

9,8

АС-120

отп. ЯГП-2 – ЯГТЭС

1

19,2

19,2

АС-120

77

ВЛ 110 кВ ЯГТЭС –

Взлетная-1,2

2

12,6

25,2

АС-120

78

ВЛ 110 кВ Ямбург – ЯГП-1

1

0,8

0,8

АС-120

79

ВЛ 110 кВ Ямбург – ЯГП-1В

Ямбург –

отп. ЯГП-1 – ЯГП-1

1

0,8

0,8

АС-120

отп. ЯГП-1 – отп. ЯГП-2В

1

12,3

12,3

АС-120

отп. ЯГП-2В – ЯГП-2В

1

18,7

18,7

АС-120

отп. ЯГП-2В – ЯГП-1В

1

5,3

5,3

АС-120

80

ВЛ 110 кВ Ямбург – ЯГП-6

Ямбург –

отп. ЯГП-5

1

15,3

15,3

АС-120

отп. ЯГП-5 – ЯГП-5

1

2

2

АС-120

отп. ЯГП-5 – отп. ЯГП-7

1

11,3

11,3

АС-120

отп. ЯГП-7 – ЯГП-7

1

16,3

16,3

АС-120

отп. ЯГП-7 – ЯГП-6

1

3,1

3,1

АС-120

81

ВЛ 110 кВ Ямбург – ЯГТЭС

Ямбург –

отп. ЯГП-2

1

14,2

14,2

АС-120

отп. ЯГП-2 – ЯГП-2

1

2,4

2,4

АС-120

отп. ЯГП-2 – отп. ЯГП-3В

1

6,4

6,4

АС-120

отп. ЯГП-3В – ЯГП-3В

1

8,4

8,4

АС-120

отп. ЯГП-3В – отп. ЯГП-3

1

8,2

8,2

АС-120

отп. ЯГП-3 – ЯГП-3

1

4,2

4,2

АС-120

отп. ЯГП-3 – ЯГП-4

1

9,8

9,8

АС-120

отп. ЯГП-2 – ЯГТЭС

1

19,2

19,2

АС-120

82

ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Владимирская

Янга-Яха – отп. З. Ноябрьская

1

7,4

7,4

АС-120

отп. З. Но-ябрьская –

З. Ноябрьская

1

35,8

35,8

АС-120

отп. З. Но-ябрьская – Владимирская

1

7,4

7,4

АС-120

83

ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Городская

1

4,5

4,5

АС-120

84

ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр

1

67

67

АС-120

85

ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Комплект-1,2

2

12,8

25,7

АС-120

86

ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Летняя

1

9,9

9,9

АС-120

Итого АО «Тюменьэнерго» в одноцепном исчислении 220 кВ

859

Итого АО «Тюменьэнерго» в одноцепном исчислении 110 кВ

4432

Электросетевые объекты промышленных предприятий

1

ВЛ 110 кВ Базовая – ПГП-9-1,2

Базовая –

ПГП-2

2

12,1

24,2

АС-120, АС-95

ПГП-2 –

ПГП-3

2

7,5

15

АС-120

ПГП-3 –

ПГП-1

2

8,1

16,2

АС-120, АС-95

ПГП-1 –

ПГП-4

2

7,6

15,2

АС-120, АС-95

ПГП-4 –

ПГП-5

2

15,7

31,4

АС-120, АС-95

ПГП-5 –

ПГП-6

2

8,6

17,2

АС-95

ПГП-6 –

ПГП-7

2

8,2

16,4

АС-120

ПГП-7 –

ПГП-8

2

5,8

11,6

АС-120

ПГП-8 – Ныда

2

25,5

51

АС-120, АС-95

Ныда – ПГП-9

2

24,7

49,4

АС-120

2

ВЛ 110 кВ Белоярская – Амня

1

27,9

27,9

АС-95

3

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

2

11,2

22,4

АС-120

4

ВЛ 110 кВ Вынгапур – Ярайнерс-

кая-1,2

Вынгапур – отп. Хорошу-новская

2

0,7

1,3

АС-120

отп. Хорошу-новская – Ярайнерская

2

51,6

103,2

АС-120

отп. Хорошу-новская – Хорошунов-ская

2

15,4

30,8

АС-120

5

ВЛ 110 кВ Муравлен-ковская – Звездная

отп. Сугмутс-кая – Звездная

1

22,1

22,1

АС-120

6

ВЛ 110 кВ Надым – Береговая

Надым – КС-0

1

0,3

0,3

АС-120

7

ВЛ 110 кВ Надым – Морошка

Надым –

отп. КС-0

1

0,3

0,3

АС-120

8

ВЛ 110 кВ Новогодняя – Еты-Пур-1,2

отп. Снежная – Снежная

2

44,7

89,4

АС-120

9

ВЛ 110 кВ НПГЭ –

Янга-Яха

З. Ноябрьская – Итурская

1

13,5

13,5

АС-120

10

ВЛ 110 кВ Оленья – Ямбург-1,2

УГП-15 – Юрхарово

2

45

90

АС-120

11

ВЛ 110 кВ Пангоды – Базовая-1,2

Пангоды –

отп. ГКС

2

2,3

4,6

2хАС-95

отп. ГКС – ГКС

2

0,3

0,6

2хАС-95

отп. ГКС – Базовая

2

8,4

16,8

2хАС-95

12

ВЛ 110 кВ ПП Комсомольский – Ямальская-1,2

2

1,4

2,8

АС-120

13

ВЛ 110 кВ Пуль-Яха – Звездная

отп. Трудовая – Нуриевская

1

74,3

74,3

АС-120, АС-150

Нуриевская – Звездная

1

6,1

6,1

АС-120

14

ВЛ 110 кВ Пуль-Яха – Нуриевская

отп. Трудовая – Нуриевская

1

74,3

74,3

АС-120, АС-150

15

ВЛ 110 кВ Тарко-Сале –

НПС Пур-Пе-1,2

2

16,7

33,4

АС-120

16

ВЛ 110 кВ Ямбург – ЯГП-9

1

100

100

АС-120

17

ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Владимирская

З. Ноябрьская – Итурская

1

13,5

13,5

АС-120

18

ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Спорышев-ская-1,2

Янга-Яха – отп. Хрусталь-ная

2

6,4

12,9

АС-120

отп. Хрусталь-ная – Хрустальная

2

11,7

23,3

АС-120

отп. Хрусталь-ная – Споры-шевская

2

7,4

14,7

АС-120

19

ВЛ 110 кВ Мангазея – НПС-1 1,2 ц

2

47,8

95,6

АС-120, АС-240

20

ВЛ 110 кВ Надым – Лонг-Юган – Сорум

Надым –

отп. Прио-зерная

(габ. 220 кВ)

1

152,8

152,8

АС-240

21

ВЛ 110 кВ Оленья – Песцовая

1

47

47

АС-120

22

ВЛ 110 кВ Уренгой –

ПП – Лимбя-Яха-1,2

отп. Строи-тельная – Строительная

2

1,1

2,2

АС-120

отп. Глубокая – Глубокая

2

3,6

7,2

АС-120

отп. Тихая – Юность

2

10,9

21,8

АС-95

Итого электросетевые объекты промышленных предприятий в одноцепном исчислении 110 кВ

1 353

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

842

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

3 408

Итого в одноцепном исчислении 110 кВ

5 785

Итого в одноцепном исчислении по всем классам напряжения

10 035

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

Таблица 22

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

на 01 января 2018 года

№ п/п

Наименование ПС

Диспетчерское наименование

Тип

(кВ)

Реактивная мощность (Мвар)

генера-ция

потреб-ление

1

2

3

4

5

6

7

1

ПС 500 кВ Холмогорская

Р-110

РОД- 33333/110

110

3x33,3

2

Р-35-1

РТД-20000/35

35

20

3

Р-35-2

РТД-20000/35

35

20

4

Р-35-3

РТД-20000/35

35

20

5

ПС 500 кВ Муравленков-ская

Р-500

Холмогорская

РОМБСМ-60000/500

500

3x60

6

ПС 500 кВ Тарко-Сале

Р-500

Холмогорская

РОДЦ-60000/500

500

3x60

7

ПС 220 кВ Надым

УШР-220

РТДУ-100000/220

100

8

Р-110

РОД- 33333/110

110

3x33,3

9

ПС 220 кВ Уренгой

УШР-220

РТДУ-100000/220

220

100

10

ПС 220 кВ Мангазея

УШР-220

РТДУ-100000/220

220

100

11

ПС 220 кВ Салехард

УШР-220

РТДУ-100000/220

220

100

БСК-110 1,2,3

90TILP 65,7/126,01

110

3х50

12

ПС 220 кВ Арсенал

УШР-110

РТДУ-25000/110

220

25

13

ПС 110 кВ Звёздная

УРС-110

БК-110-25000-У1

110

25

14

РТУ-25000/110 ХЛ1

110

25

15

ПС 110 кВ Новогодняя

УРС-110

42 TILP 25/121

110

25

16

42 TILP 25/121

110

25

17

РТДУ-25000/110 ХЛ1

110

25

2.14. Основные внешние электрические связи Тюменской энергосистемы территории ЯНАО.

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

- ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 – Холмогорская;

- ВЛ 500 кВ Кирилловская – Холмогорская;

- ВЛ 220 кВ Когалым – Холмогорская;

- ВЛ 220 кВ Вынгапур – Зима;

- ВЛ 220 кВ Северный Варьеган – Вынгапур;

- ВЛ 220 кВ Кирилловская – Холмогорская;

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

ЭЭС ЯНАО имеет следующие электрические связи с энергосистемой Красноярского края:

- КВЛ 220 кВ Мангазея – Ванкор I цепь;

- КВЛ 220 кВ Мангазея – Ванкор II цепь.

2.14. Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных на территории ЯНАО в 2016 году.

В 2016 году на производство электроэнергии электростанциями было израсходовано 2 443 195 т у.т., в том числе газ горючий природный – 2 215 894 т у.т, дизельное топливо – 111 215 т у.т., газ нефтянной попутный – 104 464 т у.т.

Для производства тепловой энергии котельными всего израсходовано 1 608 792 т у.т., в том числе газ горючий природный – 1 219 550 т у.т., уголь – 18 364 т у.т., нефть (включая газовый конденсат) – 58 796 т у.т., газ нефтеперерабатывающих предприятий – 111 006 т у.т., дизельное топливо – 59 454 т у.т.

В таблице 23 приведены сводные данные по потреблению топлива в 2016 году на производство электрической и тепловой энергии.

Таблица 23

Данные о потреблении топлива в 2016 году на производство электрической и тепловой энергии на территории ЯНАО

Наименование

Электроэнергия

Теплоэнергия

Итого

в т у.т.

в %

в т у.т.

в %

в т у.т.

в %

1

2

3

4

5

6

7

Газ горючий природный

2 215 894

90,70

1 219 550

75,81

3 435 444

84,78

Нефть (включая газовый конденсат)

0,00

58 796

3,65

58 796

1,45

Дизельное топливо

111 215

4,55

59 454

3,70

170 669

4,21

Уголь

0,00

18 364

1,14

18 364

0,45

Газ нефтеперерабаты-вающих предприятий

11451

0,47

111 006

6,90

122 457

3,02

Газ нефтяной попутный

104 464

4,28

140 539

8,74

245 003

6,05

Прочие виды топлива

171

0,01

1083

0,07

1 254

0,03

Итого

2 443 195

100

1 608 792

100

4 051 987

100

Структура потребления топлива для производства электрической и тепловой энергии на территории ЯНАО в 2016 году представлена на схемах 20 – 21.

Схема 20. Структура потребления топлива для производства электрической энергии

в 2016 году

Схема 21. Структура потребления топлива для производства тепловой энергии
в 2016 году

2.15. Единые топливно-энергетические балансы ЯНАО.

Единый топливно-энергетический баланс ЯНАО (далее – ЕТЭБ ЯНАО) за 2012 – 2016 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 2012 – 2016 годы приведен в таблицах 24 – 28, получен путем консолидации однопродуктовых балансов вышеуказанных ресурсов.

Таблица 24

ЕТЭБ ЯНАО за 2012 год, т у.т.

Показатель

№

пока-ззателя

Уголь

Сырая нефть

Нефте-продукты

Природный газ

Электри-ческая 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

-1 044 758

-82 964

-303 281

-113 869

-33 419

-1 578 292

Переработка нефти

10.1

0

-1 044 758

-82 964

-19 222

-8 088

-23 667

-1 178 699

Переработка газа

10.2

0

0

0

-284 059

-105 782

-9 752

-399 593

Обогащение угля

10.3

0

0

0

0

0

0

0

Собственные нужды

11

0

0

0

0

-676

0

-676

Потери при передаче

12

0

0

0

0

-19 250

0

-19 250

Конечное потребление энергии

13

261

4 849

1 106 694

4 441 551

1 473 679

868 622

7 895 656

Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство

14

0

0

0

0

1 451

0

1 451

Промышленность

15

0

0

145 167

4 409 249

1 216 314

227 493

5 998 223

Добыча полезных ископаемых

15.1

0

4 849

19 864

97 360

746 376

82 458

950 907

Подготовка полезных ископаемых

15.2

0

0

0

4 288 828

78 176

132 491

4 499 495

Обрабатывающие производства

15.3

0

0

55

83

412

1 160

1 710

Распределение газа и воды

15

0

0

0

22 978

15 918

11 384

50 279

Строительство

16

0

0

0

0

50 282

0

50 282

Транспорт и связь

17

0

0

959 031

1 572

93 394

0

1 053 997

Торговля

18

0

0

0

0

246

0

246

Сфера услуг

19

0

0

0

0

0

114 164

114 164

Население

20

261

0

2 496

30 730

76 998

526 965

637 450

Прочие виды экономической деятельности

21

0

0

0

0

36 444

0

36444

Таблица 25

ЕТЭБ ЯНАО за 2013 год, т у.т.

Показатель

№

пока-зателя

Уголь

Сырая

нефть

Нефте-продукты

Природный газ

Электри-ческая энергия

Тепловая энергия

Всего

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Производство энергетических ресурсов

1

-

52 641 984

1 860 243

657 890 732

-

22 192

1 050 317

Ввоз

2

42 764

-

280 971

-

10 804

1 374 328

-

Вывоз

3

-

- 50 650 842

- 1 448 042

- 641 002 821

- 5 919

-

-

Изменение запасов

4

684

- 59 602

- 56 494

- 3 207 897

- 331

-

-

Потребление первичной энергии

5

43 448

1 931 540

636 678

13 680 014

4 554

1 396 520

1 050317

Статистическое расхождение

6

- 375

30 478

- 10 764

1 590 901

1 013

31 545

- 73 473

Статистическое расхождение, %

7

-

- 5 328

-

-

-

-1 194

-

Производство электрической энергии

8

- 24 602

- 113 631

- 192 231

- 3 535 397

9

- 7 745

1 125

Производство тепловой энергии

9

-

- 5 328

- 129 710

- 1 722 603

-

- 993

-

Теплоэлектростанции

9.1

- 24 602

- 108 302

- 62 522

- 1 812 794

9

- 6 482

1 125

Котельные

9.2

-

-

-

-

-

- 270

-

Электрокотельные и теплоутилизационные установки

9.3

-

- 1 108 583

-

- 1 036 413

-

-

-

Преобразование топлива

10

-

- 1 108 583

-

-

-

-

-

Переработка нефти

10.1

-

-

-

- 1 036 413

-

-

-

Переработка газа

10.2

-

-

-

-

-

-

-

Обогащение угля

10.3

-

- 129 978

-

- 1 130 427

-

- 1 570

- 19 636

Собственные нужды

11

-

- 4 842

-

- 948 914

-

- 187 920

- 131 379

Потери при передаче

12

19 221

538 700

455 210

5 437 962

3 550

1 166 546

973 900

Конечное потребление энергии

13

-

-

18 305

-

-

61

20

Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство

14

-

3 210

210 008

5 402 546

74

1 114 627

421 237

Промышленность

15

-

3 210

-

144 514

-

877 989

231 135

Добыча полезных ископаемых

15.1

-

-

-

187 823

-

32 097

29 731

Подготовка полезных ископаемых

15.2

-

-

67 740

5 050 567

-

194 624

151 712

Обрабатывающие производства

15.3

-

-

43

-

-

10

-

Распределение газа и воды

15

-

-

68

99

74

330

389

Строительство

16

-

-

-

19 542

-

9 577

3 500

Транспорт и связь

17

-

-

142 156

-

-

-

4 771

Торговля

18

Сфера услуг

19

Население

20

Прочие виды экономической деятельности

21

Таблица 26

ЕТЭБ ЯНАО за 2014 год, т у.т.

Показатель

№

пока-заткеля

Уголь

Сырая

нефть

Нефте-продукты

Природный газ

Электри-ческая энергия

Тепловая энергия

Всего

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Производство энергетических ресурсов

1

-

30 684 011

3 009 714

629 052 786

637 808

1 617 280

665 002 764

Ввоз

2

23 266

-

1 074 381

-

786 364

-

1 887 712

Вывоз

3

-

- 29 960 532

- 2 550 388

- 609 552 150

-

-

- 642 063 162

Изменение запасов

4

3 297

- 38 662

- 8 637

- 427 756

-

-

- 471 758

Потребление первичной энергии

5

26 562

684 817

1 525 070

10 058 554

1 424 171

1 617 280

15 341 231

Статистическое расхождение

6

998

-

22 654

1 950 064

18 103

353 537

2 345 739

Статистическое расхождение, %

7

-

- 2 153

- 141 810

- 1 761 348

- 742

-

- 1 906 053

Производство электрической энергии

8

- 25 324

- 62 379

- 73 135

- 1 541 723

- 9 499

13 747

- 1 698 606

Производство тепловой энергии

9

-

-

-

- 16 700

-

13 747

- 2 953

Теплоэлектростанции

9.1

- 25 324

- 62 379

- 73 135

- 1 525 023

- 9 210

-

- 1 695 364

Котельные

9.2

-

-

-

-

- 289

-

- 289

Электрокотельные и теплоутилизационные установки

9.3

-

- 617 473

- 89 812

- 307 828

- 125 010

- 66 632

- 1 206 756

Преобразование топлива

10

-

- 617 473

- 89 812

- 19 510

- 8 866

- 51 591

- 787 252

Переработка нефти

10.1

-

-

-

- 288 318

- 116 145

- 15 041

- 419 503

Переработка газа

10.2

-

-

-

-

-

-

-

Обогащение угля

10.3

-

-

-

-

- 740

-

- 740

Собственные нужды

11

-

-

-

-

- 21 111

-

- 21 111

Потери при передаче

12

230

2 866

1 062 402

4 508 144

1 207 915

1 245 457

8 031 701

Конечное потребление энергии

13

-

-

-

-

1 593

-

1 593

Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство

14

-

2 866

21 504

4 475 357

923 214

290 292

5 713 233

Промышленность

15

-

2 866

21 504

98 820

819 437

126 956

1 069 582

Добыча полезных ископаемых

15.1

-

-

-

4 353 131

85 849

143 847

4 582 827

Подготовка полезных ископаемых

15.2

-

-

-

84

453

1 779

2 316

Обрабатывающие производства

15.3

-

-

-

23 323

17 476

17 709

58 508

Распределение газа и воды

15

-

-

-

-

55 170

-

55 170

Строительство

16

-

-

1 038 196

1 596

103 121

955 166

2 098 078

Транспорт и связь

17

-

-

-

-

-

-

-

Торговля

18

-

-

-

-

270

148 466

148 749

Сфера услуг

19

230

-

2 702

31 191

84 535

806 699

930 031

Население

20

-

-

-

-

40 011

-

40 011

Прочие виды экономической деятельности

21

Таблица 27

ЕТЭБ ЯНАО за 2015 год, т у.т.

Показатель

№

пока-зателя

Уголь

Сырая нефть

Нефте-продукты

Природный газ

Электри-ческая энергия

Тепловая энергия

Всего

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Производство энергетических ресурсов

1

-

57 886 949

145 451

581 141 114

2 451 221

1 574 705

643 199 439

Ввоз

2

37 667

-

174 381

-

1 676 888

-

1 888 936

Вывоз

3

-

-39 960 532

1 715

-567 495 552

-

-

-607 454 369

Изменение запасов

4

604

-28 662

-2 872

-766

-

-

-31 697

Потребление первичной энергии

5

38 270

17 897 755

318 674

13 644 796

4 128 109

1 574 705

37 602 309

Статистическое расхождение

6

554

4 536 138

-23 270

-4 820 802

-228 857

66 188

-470 049

Статистическое расхождение, %

7

1

25

-7

-35

-6

4

-1

Производство электрической энергии

8

-2 145

-

-197 185

-2 984 045

-1 039

-2 702

-3 187 116

Производство тепловой энергии

9

-

-

-

-

-

-2 702

-2 702

Теплоэлектростанции

9.1

-21 369

-

-

-2 984 045

-

-

-3 005 414

Котельные

9.2

-14 432

-66 362

-67 658

-1 551 369

-56 039

-1 100

-1 756 960

Электрокотельные и теплоутилизационные установки

9.3

-

-

-

-

-5 037

-

-5 037

Преобразование топлива

10

-

-

-

-

-

-

0

Переработка нефти

10.1

-

-13 293 732

-

-141 132

29 245

-17 624

-13 423 242

Переработка газа

10.2

-

-

-

-5 721 210

297 006

-15 251

-5 439 455

Обогащение угля

10.3

-

-

-

-

-

-

0

Собственные нужды

11

-

-

-

-

-21 111

-

-21 111

Потери при передаче

12

230

-

-

-1 038 286

-158 539

-146 000

-1 342 595

Конечное потребление энергии

13

0

1 523

77 101

4 045 511

4 441 453

1 323 138

9 888 725

Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство

14

-

-

-

-

4 203

67

4 270

Промышленность

15

-

-

1 067

52 704

819 437

126 956

1 000 164

Добыча полезных ископаемых

15.1

-

-

1 857

202 674

2 701 008

244 423

3 149 962

Подготовка полезных ископаемых

15.2

-

-

-

3 774 360

453

1 779

3 776 592

Обрабатывающие производства

15.3

-

-

-

-

30 087

122 826

152 913

Распределение газа и воды

15

-

1 523

48

15 773

159 032

20 038

196 414

Строительство

16

-

-

59 461

-

133 838

415

193 714

Транспорт и связь

17

-

-

14 668

-

255 929

7 353

277 950

Торговля

18

-

-

-

-

43 441

148 466

191 907

Сфера услуг

19

-

-

-

-

5 747

919

6 665

Население

20

-

-

-

-

223 718

537 526

761 245

Прочие виды экономической деятельности

21

64 560

112 370

176 929

Таблица 28

ЕТЭБ ЯНАО за 2016 год, т у.т.

Показатель

№

пока-зателя

Уголь

Сырая

нефть

Нефте-продукты

Природный газ

Электри-ческая энергия

Тепловая энергия

Всего

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Производство энергетических ресурсов

1

-

60 225 950

1 445 397

473 618 483

2 575 874

1 426 680

539 292 384

Ввоз

2

35 755

-

-

1 359 888

-

1 395 643

Вывоз

3

-

-43 114 843

-455 227 500

-

-

-498 342 343

Изменение запасов

4

-2 864

116 952

129 341

-566 924

-

-

-323 495

Потребление первичной энергии

5

32 891.2

17 897 755

1 574 731

17 824 059

3 935 761

1 426 680

41 788 285

Статистическое расхождение

6

113

8 536 138

-390 994

4 327 235

-325 724

-106 905

13 103 926

Производство электрической энергии

7

-

-

-111 386

-2 215 894

-

-

-2 327 280

Производство тепловой энергии

8

-18 364

-58 796

-59 991

-1 219 550

-52 101

-1 349

-1 410 151

Теплоэлектростанции

8.1

-

-

-

-

-

-

0

Котельные

8.2

-18 364

-58 796

-59 991

-1 219 550

-48 079

-1 349

-1 406 129

Электрокотельные и теплоутилизационные установки

8.3

-

-

-

-

-4 022

-

-4 022

Преобразование топлива

9

-

-8 768 596

-230

-25 108

-248 968

-

-9 042 901

Переработка нефти

9.1

-

-8 768 596

-230

-25 108

-14 963

-

-8 808 896

Переработка газа

9.2

-

-

-

-

-234 005

-

-234 005

Обогащение угля

9.3

-

-

-

-

-

-

0

Собственные нужды

10

-

-

-

-

-5

-32 336

-32 341

Потери при передаче

11

-

-

-

-

-158 539

-

0

Конечное потребление энергии

12

14 414

1 523

1 012 137

10 036 272

6 424 802

1 979 517

18 840 516

Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство

13

-

-

5 556

-

-

2 298

7 854

Промышленность

14

-

-

212 019

5 984 878

3 115 839

626 625

9 939 362

Добыча полезных ископаемых

14.1

-

-

209 700

5 815 349

2 804 425

587 666

9 417 139

Подготовка полезных ископаемых

14.2

-

-

-

-

58 523

-

58 523

Обрабатывающие производства

14.3

-

-

2 320

169 530

252 891

38 960

463 700

Распределение газа и воды

15

-

1 523

146 259

2 568 435

191 945

377 285

3 283 924

Строительство

16

-

-

155 551

7 431

-

14 578

177 559

Транспорт и связь

17

-

-

358 590

1 449 707

210

218 519

2 027 026

Торговля

18

-

-

85 857

344

-

7 790

93 991

Сфера услуг

19

-

-

9 754

-

-

76 850

86 604

Население

20

106

-

0

168

-

16 035

16 309

Прочие виды экономической деятельности

21

14 308

38 551

25 308

969

12 912

92 048

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

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

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

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

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

Схема 22. Структура потребления первичных энергоресурсов в ЯНАО

в период 2012 – 2016 годов, т у.т.

При формировании ЕТЭБ ЯНАО выявлено статистическое расхождение. Данное статистическое расхождение объясняется неполнотой статистической информации по потреблению энергетических ресурсов конечными потребителями.

III. Особенности и проблемы текущего состояния

электроэнергетики на территории ЯНАО

3.1. ЭЭС ЯНАО.

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

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

1) в нормальной схеме электрической сети ЭЭС ЯНАО параметры режима находятся в области допустимых значений;

2) при нормативных возмущениях в нормальной схеме существует вероятность выхода параметров режима из области допустимых значений для ВЛ 110 кВ Муравленковская – Барсуковская - 1;

3) при нормативных возмущениях в единичных ремонтных схемах существует вероятность выхода параметров режима из области допустимых значений для следующих ЛЭП и оборудования с учетом СРМ (при их наличии):

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

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

- Т, 2Т ПС 110 кВ Опорная;

4) при отключении (аварийное отключение или вывод в ремонт) наиболее мощного трансформатора на ПС 110 кВ нагрузка оставшегося в работе трансформатора на ряде центров питания превышает 105% от номинального значения, а именно:

- 1Т, 2Т ПС 110 кВ Голубика.

Мероприятия:

Превышение ДДТН ВЛ 110 кВ Муравленковская – Барсуковская – 1 (участок от ПС 500 кВ Муравленковская до отпайки на ПС 110 кВ Н. Пурпейская) наблюдается в режимах летних максимальных и минимальных нагрузок при отключении 2 СШ 110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская или ВЛ 110 кВ Муравленковская – Барсуковская – 2. Максимальная токовая загрузка выявлена в режиме летних минимальных нагрузок при отключении 2 СШ 110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская при секционированном транзите 110 кВ Муравленковская – Барсуковская – ПП Комсомольский – Тарко-Сале с учетом работы АВР на ПС 110 кВ Н.Пурпейская и ПС 110 кВ Барсуковская. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Муравленковская – Барсуковская – 1 (участок от ПС 500 кВ Муравленковская до отпайки на ПС 110 кВ Н.Пурпейская) в указанной схемно-режимной ситуации составляет 107% (418 А) от Iддтн (390 А).

Для ликвидации превышения ДДТН ВЛ 110 кВ Муравленковская – Барсуковская – 1 и предотвращения ввода ГВО рекомендуется включение в транзитный режим ВЛ 110 кВ СП Барсуковский – ПП Комсомольский - 1,2. Для реализации данного мероприятия необходима установка основных быстродействующих защит на ПС 500 кВ Муравленковская ВЛ 110 кВ Муравленковская – СП Барсуковский - 1,2 и ПС 500 кВ Тарко-Сале ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – ПП Комсомольский - 1,2 и организацией ВЧ-канала связи.

Для ликвидации превышения АДТН ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Комсомольский - 1,2 и ВЛ 110 кВ Муравленковская – Барсуковская - 1,2 и предотвращения ввода ГВО при нормативных возмущениях в единичных ремонтных схемахв схеме замкнутого транзитанеобходима установка АОПО 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 с организацией ВЧ-канала связи. Включение в транзитный режим ВЛ 110 кВ СП Барсуковский – ПП Комсомольский - 1,2 также обеспечивает двустороннюю схему электроснабжения ПС 110 кВ Барсуковская и ПС 110 кВ Н.Пурпейская.

Превышение ДДТН ВЛ 110 кВ Вынгапур – Маяк, ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя, ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр наблюдается в режимах зимних максимальных и минимальных нагрузок и летних минимальных нагрузок при аварийном отключении одной из указанных ВЛ 110 кВ в схеме ремонта второй ВЛ 110 кВ.

Максимальные токовые нагрузки ВЛ 110 кВ Вынгапур – Маяк, ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя, ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр, ВЛ 110 кВ Кедр – Губкинская выявлены в режиме зимних максимальных нагрузок и составляют 127%, 127%, 156% и 153% от Iддтн соответственно. Выявленные перегрузки превышают АДТН рассматриваемых ВЛ 110 кВ.

На ПС 220 кВ Вынгапур на ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя, Вынгапур – Маяк и на ПС 220 кВ Янга-Яха на ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр установлены АОПО с действием на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Новогодняя. Токовая нагрузка оставшейся ВЛ 110 кВ после действия АОПО не превысит АДТН, но превысит ДДТН этой ВЛ 110 кВ. Для непревышения ДДТН ВЛ 110 кВ необходим ввод ГВО дополнительно к отключенной действием АОПО нагрузке. Схемно-режимные мероприятия (СРМ), реализация которых позволяет снизить (исключить) ввод ГВО, отсутствуют.

Для исключения ввода ГВО в схеме, складывающейся после единичного нормативного возмущения в ремонтной схеме, рекомендуется строительство ВЛ 110 кВ с реализацией транзита 110 кВ между ПП 110 кВ Северный и ПС 110 кВ Губкинская. При этом, учитывая планы по вводу энергопринимающих устройств ООО «Газпромдобыча Ноябрьск» на Еты-Пуровском газовом месторождении, максимальной мощностью 35 МВт, со строительством новой ПС 110 кВ ГДН с ВЛ 110 кВ ПП Северный – ГДН - 1,2 рекомендуется реализовать транзит 110 кВ между ПП 110 кВ Северный и ПС 110 кВ Губкинская протяженностью около 60 км с использованием планируемого к сооружению участка от ПП 110 кВ Северный до новой ПС 110 кВ ГДН.

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

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

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

ПС 110 кВ Варенга – Яха присоединена к двухцепной ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха – I,II.ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха I, II цепи введена в эксплуатацию в 1984 году. Таким образом, срок эксплуатации ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха I, II цепи на настоящий момент составляет 33 года. Учитывая большой срок эксплуатации в условиях Крайнего Севера (значительные сезонные климатическими перепады температур и ветровые нагрузки) и прохождение трассы вышеуказанной ВЛ 110 кВ как по заболоченной местности, так и в стесненных городских условиях, в соответствии с актом технического состояния № 19/02-17 от 28.02.2017, составленного по результатам осмотра, требуется комплексная реконструкция ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга – Яха I, II цепи. Мероприятия, необходимые для проведения реконструкции ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха I и II цепи, указаны в подпункте 4.6.4 пункта 4.6 настоящих Схемы и Программы.

В условиях плохого технического состояния ВЛ 110 кВ Уренгой-Варенга-Яха I, II цепи при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха – II (I) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха – I (II) и наоборот питание нагрузки 35 кВ г. Новый Уренгой будет осуществляться от 1Т ПС 110 кВ Опорная. При этом загрузка ПС 110 кВ Опорная составит до 34/18 МВА (зима/лето) и превысит номинальную мощность оставшегося в работе трансформатора на 212,5/112,5% (на 18/2 МВА). Учитывая изложенное, рекомендуется замена трансформаторов 2х16 МВА на ПС 110 кВ Опорная на трансформаторы 2х40 МВА[7].

3.2. Энергорайоны ЯНАО, работающие изолированно от ЕЭС.

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

С целью включения электрических сетей г. Салехарда на параллельную работу с ЕЭС России АО «Тюменьэнерго» в 2016 году введена в работу ПС 220 кВ Салехард, во II квартале 2017 года – ПС 110 кВ Северное Сияние и ПС 110 кВ Полярник. В 2018 году планируется технологическое присоединение электрических сетей г. Салехарда к этим ПС и включение сетей на параллельную работу с ЕЭС России.

Одним из приоритетных инвестиционных проектов, реализуемых на территории ЯНАО, включенных в Перечень приоритетных инвестиционных проектов в Уральском федеральном округе, утвержденный Председателем Правительства Российской Федерации от 10 ноября 2011 года № 5724п-П16, является инвестиционный проект «Развитие производства сжиженного природного газа (СПГ) на территории полуострова Ямал». Основным инвестором выступает ОАО «Ямал СПГ» (дочернее общество ПАО «НОВАТЭК»). Срок реализации проекта 2012 – 2019 годы. Проект «Ямал СПГ» предусматривает создание завода по производству сжиженного природного газа мощностью 16,5 млн тонн СПГ в год на ресурсной базе Южно-Тамбейского месторождения.

В рамках проекта «Ямал СПГ» предусмотрена локальная система электро-, теплоснабжения потребителей от источников генерации, включенных в технологический процесс производства сжиженного природного газа, а также аварийных источников энергоснабжения технологических потребителей, критичных к перерывам в энергоснабжении. Установленная мощность – 376 МВт электрической энергии и 160 МВт тепловой энергии; 8 единиц генерирующего оборудования. Основное используемое генерирующее оборудование и его электрическая мощность: в составе проекта применено оборудования Газотурбинная установка (ГТУ) номинальной электрической мощностью 47 МВт с котлом-утилизатором номинальной тепловой мощностью 40 МВт. Основной нагрузкой электростанции будет являться технологическое компрессорное оборудование в составе 3-х линий производства СПГ.

Информация о планах включения электростанции Ямал СПГ на параллельную работу с ЕЭС России в настоящий момент отсутствует.

IV. Основные направления развития электроэнергетики
на территории ЯНАО

4.1. Цели и задачи развития электроэнергетики ЯНАО.

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

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

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

- модернизация инфраструктуры и отраслей социальной сферы;

- развитие экономического потенциала;

- сохранение и развитие человеческого потенциала и традиций;

- охрана окружающей среды и оздоровление экологии;

- становление автономного округа международным форпостом развития Арктики.

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

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

- обеспечение надежного и безопасного энергоснабжения потребителей;

- снижение потерь в электрических сетях.

Для достижения указанных целей необходимо решение следующих задач:

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

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

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

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

Протоколом заседания рабочей группы «Развитие энергетики» Государственной комиссии по вопросам развития Арктики под председательством Первого заместителя Министра энергетики Российской Федерации А.Л. Текслера № АТ-559пр от 01.11.2016 рекомендовано в Схемах и программах развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации предусматривать отдельный раздел «Развитие Арктики», содержащий информацию о перспективных проектах, планируемых к реализации на территории Арктической зоны Российской Федерации, с указанием необходимости обеспечения таких проектов электросетевой инфраструктурой или генерирующей мощностью. Вся территория ЯНАО находится в арктической зоне, в связи с чем выделения отдельного раздела «Развитие Арктики» не требуется.

В соответствии с протоколом заседания рабочей группы «Развитие энергетики» Государственной комиссии по вопросам развития Арктики под председательством Первого заместителя Министра энергетики Российской Федерации А.Л. Текслера № АТ-362пр от 17.07.2017 проработан вопрос энергообеспечения «Ямало-Ненецкой опорной зоны» с учетом новых месторождений углеводородов к электрическим сетям (приведены в подпунктах 4.6.2 и 4.6.3 пункта 4.6 настоящих Схемы и Программы).

4.2. Прогноз потребления электроэнергии и мощности на период 2019 – 2023 годjd.

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

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

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

В настоящих Схеме и Программе рассмотрено два варианта прогнозов потребления электрической энергии и мощности в ЭЭС ЯНАО:

- прогноз, сформированный на основании данных базового варианта долгосрочного прогноза согласно СиПР ЕЭС России 2018 – 2024, – базовый прогноз (базовый вариант развития);

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

4.2.2.1. Базовый вариант развития.

Базовый прогноз потребления электроэнергии и мощности в ЭЭС ЯНАО до 2023 года сформирован на основании данных базового варианта долгосрочного прогноза согласно СиПР ЕЭС России 2018 – 2024 и представлен в таблице 29.

Таблица 29

Базовый прогноз изменения максимума нагрузки и электропотребления

ЭЭС ЯНАО до 2023 года

Показатель

2018 год

2019 год

2020 год

2021 год

2022 год

2023 год

1

2

3

4

5

6

7

Максимум нагрузки, МВт

1 570

1 605

1 630

1 655

1 670

1680

Электропотребление,
млн кВт ч

10 860

11 100

11 300

11 460

11 550

11 600

Динамика изменения максимума нагрузки и потребления электроэнергии ЭЭС ЯНАО на 2013 – 2017 годы (факт) и 2018 – 2023 годы (базовый прогноз) представлены на схеме 23.

Схема 23. Динамика изменения потребления электрической мощности и энергии

ЭЭС ЯНАО на 2013 – 2017 годы (факт) и 2018 – 2023 годы (базовый прогноз)

Таблица 30

Прогноз потребления электроэнергии крупными потребителями на территории ЯНАО на период до 2023 года

Наименование

Показатель

2018 год

2019 год

2020 год

2021 год

2022 год

2023 год

наименование

единица измерения

1

2

3

4

5

6

7

8

9

ООО «РН-Ванкор»

(НПС-1, НПС-2, КНПС)

потребление эл/энергии

млн. кВт·ч

86,27

92,11

86,00

86,35

86,7

86,7

максимальное потребление мощности

МВт

10

11

10

10

10

10

АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»

потребление эл/энергии

млн. кВт·ч

1 421

1 534

1 539

1 511

1 497

1 448

максимальное потребление мощности

МВт

172

175

176

172

171

165

Филиал «Газпромнефть-Муравленко»

АО «Газпромнефть-ННГ»

потребление эл/энергии

млн. кВт·ч

1 813

1 869

1 791

1 773

1 738

1 720

максимальное потребление мощности

МВт

207

213

204

202

198

196

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

потребление эл/энергии

млн. кВт·ч

55,00

55,00

55,00

55,00

55,00

55,00

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

287,2

315,9

311,6

334,2

358,79

383,62

максимальное потребление мощности

МВт

34

36

35

38

41

44

ООО «Газпром добыча Ямбург» (ЯНГКМ+ЗНГКМ)

(с учетом выработки собственной генерацией)

потребление эл/энергии

млн. кВт·ч

327,3

353,66

441,65

444,55

445,6

445,6

максимальное потребление мощности

МВт

78,5

78

93

93

93

93

ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ»

(с учетом выработки собственной генерацией)

потребление эл/энергии

млн. кВт·ч

112

112

112

112

112

112,8

максимальное потребление мощности

МВт

13

13

13

13

13

13

ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕ-ГАЗ»

потребление эл/энергии

млн. кВт·ч

119,62

131,58

144,74

158,52

165,3

165,3

максимальное потребление мощности

МВт

20

22

24

26

28

28

ООО «НОВАТЭК-ПУРОВСКИЙ ЗПК»

потребление эл/энергии

млн. кВт·ч

97,5

112

112

112

112

112

максимальное потребление мощности

МВт

14

16

16

16

16

16

ООО «Новоуренгойский газохимический комплекс»

потребление эл/энергии

млн. кВт·ч

36,5

58

86

172

516

724,66

максимальное потребление мощности

МВт

8,5

10

20

60

100,5

100,5

ООО «РН-Пурнефтегаз»

потребление эл/энергии

млн. кВт·ч

1 368,1

1 187,0

1 163,3

1 168,6

1 1911,9

1 242,9

максимальное потребление мощности

МВт

156,17

135,61

132,79

133,4

136,07

141,9

филиал АО «СибурТюменьГаз» – Губкинский ГПЗ

потребление эл/энергии

млн. кВт·ч

465,9

465,9

465,9

465,9

465,9

465,9

максимальное потребление мощности

МВт

64,1

64,1

64,1

64,1

64,1

64,1

филиал АО «СибурТюменьГаз» – Муравленковский ГПЗ

потребление эл/энергии

млн. кВт·ч

440,31

440,31

440,31

440,31

440,31

440,31

максимальное потребление мощности

МВт

50

50

50

50

50

50

филиал АО «СибурТюменьГаз» – Вынгапуровский ГПЗ

потребление эл/энергии

млн. кВт·ч

176,14

176,14

175,57

175,57

175,57

175,57

максимальное потребление мощности

МВт

22

22

22

22

22

22

ООО «Газпром трансгаз Югорск»

потребление эл/энергии

млн. кВт·ч

314,4

310,1

307,0

303,9

300,9

297,9

максимальное потребление мощности

МВт

42,1

41,5

41,1

40,7

40,3

39,9

ООО «Газпром трансгаз Сургут»

потребление эл/энергии

млн. кВт·ч

85

85

85

85

85

85

максимальное потребление мощности

МВт

13,1

13,1

13,1

13,1

13,1

13,1

ООО «Газпром переработка»

потребление эл/энергии

млн. кВт·ч

80,4

84,4

105,3

105,7

126,6

127,0

максимальное потребление мощности

МВт

9,8

10,3

12,7

12,8

15,3

15,3

ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»

потребление эл/энергии

млн. кВт·ч

305,164

330,306

345,254

341,464

340,870

335,291

максимальное потребление мощности

МВт

52,20

53,39

56,06

55,43

55,33

54,41

АО «Тюменнефтегаз»

потребление эл/энергии

млн. кВт·ч

222,8

468,8

570,6

635,2

732,9

818,5

максимальное потребление мощности

МВт

28,3

59

72,5

84,2

104,4

116,6

АО «Транснефть-Сибирь»

потребление эл/энергии

млн. кВт·ч

186,643

228,851

229,201

240,313

241,945

241,945

максимальное потребление мощности

МВт

18,890

21,960

21,960

22,960

22,960

22,960

Примечание.

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

6) Перечень основных перспективных потребителей.

В ЭЭС ЯНАО в рассматриваемый период 2018 – 2023 годов основная часть планируемой к вводу электрической нагрузки в рамках реализации заключенных договоров на технологическое присоединение приходится на увеличение потребляемой мощности существующих крупных потребителей, задействованных в сфере нефтегазодобывающей отрасли. В таблице 31 приведены данные о планируемых к вводу электрических нагрузках, заявляемая мощность которых согласно заключенным договорам на технологическое присоединение превышает 5 000 кВт.

Таблица 31

Планируемая к вводу электрическая нагрузка с указанием заявляемой максимальной мощности согласно заключенным договорам на технологическое присоединение

№

п/п

Наименование

заявителя

Район (расположение энергопринимающего устройства)

Наименование центра питания

Заявля-емая мощ-ность, кВт

1

2

3

4

5

1.

АО «Тюмен-нефтегаз»

Русское месторождение

ПС 220 кВ Ермак

(вновь вводимая),

ПС 110 кВ Русская

(вновь вводимая)

60 000

Русское месторождение

ПС 220 кВ Ермак

(вновь вводимая),

ПС 110 кВ ПСП Заполярное

(вновь вводимая)

14 000

Русское месторождение

ПС 220 кВ Ермак

(вновь вводимая),

ПС 220 кВ Тасу-Ява (вновь вводимая)

120 000

2.

АО «Транснефть – Сибирь»

Северный район

ПС 220 кВ Ермак

(вновь вводимая),

ПС 220 кВ Славянская (вновь вводимая)

16 412

Северный район

ПС 220 кВ Ермак

(вновь вводимая)

26 830

3.

ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь»

Северный район

ПС 220 кВ Ермак

(вновь вводимая),

ПС 220 кВ Славянская (вновь вводимая)

8 000[8]

4.

ООО «Газпром добыча Ноябрьск»

Ноябрьский район

ПС 110 кВ ГДН

(вновь вводимая)

35 000

5.

ООО «Газпром добыча Уренгой»

Северный район

ПС 110 кВ ЦПС-4

(вновь вводимая)

8 400

6.

«Вынгапуровский ГПЗ» – филиал

ОА «Сибур-Тюмень Газ»

Ноябрьский район

ПС 110 кВ Маяк

6 000

7.

ПАО «Газпром»

(ЗАО «Ямалгаз-инвест»)

Ноябрьский район

ПС 110 кВ ПСП

(вновь вводимая)

15 520

Северный район

ПС 220 кВ Исконная (вновь вводимая),

ПС 110 кВ НПС Уренгойская

(вновь вводимая)

40 000

8.

ОАО «Арктикгаз»

Северный район

ПС 110 кВ Ачимовская

6 000

9.

ООО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ»

Северный район

ПС 110 кВ Новоуренгойского лицензионного участка (вновь вводимая)

7 000

10.

Администрация

г. Новый Уренгой

г. Новый Уренгой

ПС 110 кВ Тихая

8 900

г. Новый Уренгой

ПС 110 кВ Ямал

13 000

11.

ООО «Газпром-энерго»

Северный район

ПС 110 кВ Ева-Яха

(сущ. РП 10 № 13)

5 000

Северный район

ПС 110 кВ Ева-Яха

(сущ. РП 10 № 22)

5 000

Северный район

ПС 110 кВ УГП-2В

14 100

Северный район

ПС 110 кВ УГП-5В

11300

Северный район

ПС 110 кВ УГП-2

6290

4.2.2.2. Умеренно оптимистический вариант развития.

Умеренно оптимистический прогноз потребления электроэнергии и мощности до 2023 года представлен органом исполнительной власти и основан на базовом прогнозе потребления и дополнительно учтенных данных о намерениях присоединения новых энергопринимающих устройств крупными потребителями, информации от территориальных сетевых организаций и органов местного самоуправления в ЯНАО. Умеренно оптимистический прогноз представлен в таблице 32.

Таблица 32

Умеренно оптимистический прогноз изменения максимума нагрузки

и потребления электроэнергии ЭЭС ЯНАО до 2023 года

Показатель

2018 год

2019 год

2020 год

2021 год

2022

год

2023

год

1

2

3

4

5

6

7

Максимум нагрузки, МВт

1 595

1 690

1 784

1 885

2 004

2 055

Электропотребление, млн кВт ч

11033

11688

12368

13053

13860

14189

Динамика изменения максимума нагрузки и потребления электроэнергии ЭЭС ЯНАО на 2013 – 2017 годы (факт) и 2018 – 2023 годы (умеренно оптимистический прогноз) представлены на схеме 24.

Схема 24. Динамика изменения максимума нагрузки и потребления

электроэнергии ЭЭС ЯНАО на 2013 – 2017 годы (факт) и 2018 – 2023 годы

(умеренно оптимистический прогноз)

7) Перечень основных перспективных потребителей

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

Ниже приведена информация о наиболее крупных, планируемых к вводу, потребителях:

- Средне-Хулымское месторождение с максимальной мощностью 9 МВт;

- Сандибинское месторождение с максимальной мощностью 3,5 МВт;

- Энергорайон г. Лабытнанги с максимальной мощностью 42 МВт;

- Северо-Комсомольское месторождение с вводом энергопринимающих устройств 60 МВт в 2022 году и увеличению суммарной потребляемой мощности до 74 МВт до 2055 года;

- Северо-Пуровское газоконденсатное месторождение с максимальной мощностью 6 МВт;

- Харбейское месторождение с максимальной мощностью 40 МВт;

- Пякяхинское месторождение с максимальной мощностью 40 МВт;

- Газовое месторождение Каменномысское море с максимальной мощностью 7,6 МВт в 2020 году, 15,7 МВт до 2030 года;

- Ярудейское месторождение с максимальной мощностью 36,58 МВт;

- Уренгойский завод по подготовке конденсата к транспорту с максимальной нагрузкой 19,034 МВт;

- Подключение Заполярного НГКМ с максимальной мощностью 22,54 МВт;

- планы ООО «Газпром добыча Уренгой» по подключению новых энергопринимающих устройств к существующим ПС 110 кВ в Уренгойском энергорайоне в объеме 54,21 МВт к 2023 году;

- в соответствии с заявкой на технологическое присоединение ООО «РН-Ванкор» планируется увеличение перетока по КВЛ 220 кВ Мангазея – Ванкор-1,2 до 150 МВт в 2022 году и до 176,5 МВт после 2022 года.

Сопоставление прогнозов максимума нагрузки ЭЭС ЯНАО на период до 2023 года приведено в схеме 25.

Схема 25. Сопоставление прогнозов максимума нагрузки ЭЭС ЯНАО

до 2023 года, МВт

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

4.2.3.1. Базовый прогноз.

В настоящем подпункте представлены перспективные балансы электроэнергии и мощности ЭЭС ЯНАО до 2023 года, учитывающие перспективный прогноз потребления электроэнергии (мощности) ЭЭС ЯНАО до 2023 года в рамках рассмотрения базового варианта развития ЭЭС ЯНАО.

Перспективный прогноз потребления электроэнергии и мощности принят на основании базового прогноза потребления электроэнергии и мощности согласно СиПР ЕЭС России 2018 – 2024 годы.

Также при составлении баланса электроэнергии и мощности учитывается изменение установленной мощности генерирующего оборудования на территории ЭЭС ЯНАО в соответствии с мероприятиями по демонтажу, вводу, модернизации и перемаркировке генерирующих объектов с высокой вероятностью реализации согласно СиПР ЕЭС России 2018 – 2024 годы.

Перспективный баланс электроэнергии (мощности) приведен таблице 33 (34) и на схеме 26 (27).

Таблица 33

Перспективный баланс электроэнергии ЭЭС ЯНАО до 2023 года, млн кВт·ч

Наименование показателя

2018 год

2019 год

2020 год

2021 год

2022 год

2023

год

1

2

3

4

5

6

7

Электропотребление,

млн кВт∙ч

10860

11100

11300

11460

11550

11600

Собственная выработка,

млн кВт∙ч

4662

4729

4791

4844

4892

4929

Среднегодовые темпы прироста электропотребления, %

0.91

2.21

1.80

1.42

0.79

0.43

Сальдо перетока

(«+» дефицит – получение;

«-» избыток – выдача)

6 198

6 371

6 509

6 616

6 658

6 671

Таблица 34

Перспективный баланс мощности ЭЭС ЯНАО до 2023 года, МВт

Показатель

2018 год

2019 год

2020 год

2021 год

2022 год

2023

год

1

2

3

4

5

6

7

Потребление – всего

1 570

1 605

1 630

1 655

1 670

1 680

Установленная мощность электростанций – всего

1008,67

1008,67

1008,67

1008,67

1008,67

1008,67

В т.ч. Уренгойская ГРЭС

529,7

529,7

529,7

529,7

529,7

529,7

Ноябрьская ПГЭ

119,57

119,57

119,57

119,57

119,57

119,57

ПЭС Надым

0

0

0

0

0

0

ПЭС Уренгой

72

72

72

72

72

72

ГТЭС Ямбургская

72

72

72

72

72

72

ГТЭС Харвутинская

10

10

10

10

10

10

ГТЭС Песцовая

15

15

15

15

15

15

ГТЭС Юрхаровского НГКМ

8

8

8

8

8

8

ГПЭС Вынгапуровского ГПЗ

9

9

9

9

9

9

Новоуренгойская ГТЭС

120

120

120

120

120

120

Муниципальные электростанции г. Салехард

53,4

53,4

53,4

53,4

53,4

53,4

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

561,33

596,33

621,3

646,3

661,3

671,3

Схема 26. Баланс электрической мощности ЭЭС ЯНАО до 2023 года

Схема 27. Баланс электрической энергии ЭЭС ЯНАО до 2023 года

Перспективный баланс электроэнергии (мощности) ЭЭС ЯНАО на период 2018 – 2023 годов характеризуется как дефицитный. Рост потребления ЭЭС ЯНАО планируется в том числе за счет присоединения Салехардского энергоузла и ввода промышленного предприятия ООО «НГХК». Данный рост электропотребления покрывается за счет ввода Новоуренгойской ГТЭС и электростанций Салехардского энергоузла.

Таким образом, перспективный баланс электроэнергии (мощности) до 2023 года сохранится дефицитным с небольшим увеличением сальдо-перетока из ЭЭС ХМАО.

4.2.3.2. Умеренно оптимистический прогноз.

В настоящем подпункте представлены перспективные балансы электроэнергии и мощности ЭЭС ЯНАО на период 2018 – 2023 годов, учитывающие перспективный прогноз потребления электроэнергии (мощности) ЭЭС ЯНАО на 2018 – 2023 годов в рамках рассмотрения умеренно оптимистического варианта развития ЭЭС ЯНАО.

Умеренно оптимистический прогноз потребления электроэнергии и мощности до 2023 года представлен органом исполнительной власти и основан на базовом прогнозе потребления и дополнительно учтенных данных о намерениях присоединения новых энергопринимающих устройств крупными потребителями, информации от территориальных сетевых организаций и органов местного самоуправления в ЯНАО.

Перспективный баланс электроэнергии (мощности) приведен в таблице 35 (36) и на схеме 28 (29).

Таблица 35

Перспективный баланс электроэнергии ЭЭС ЯНАО до 2023 года, млн кВт·ч

Наименование показателя

2018 год

2019 год

2020 год

2021 год

2022 год

2023 год

1

2

3

4

5

6

7

Электропотребление,

млн. кВт∙ч

11033

11688

12368

13053

13860

14189

Собственная выработка,

млн. кВт∙ч

4662

4729

4791

4844

4892

4929

Среднегодовые темпы прироста электропотребления, %

2.52

5.94

5.82

5.54

6.19

2.38

Сальдо перетока

(«+» дефицит – получение;

«-» избыток – выдача)

6 371

6 959

7 577

8 209

8 968

9 260

Таблица 36

Перспективный баланс мощности ЭЭС ЯНАО до 2023 года, МВт

Показатель

2018

год

2019

год

2020 год

2021

год

2022

год

2023

год

1

2

3

4

5

6

7

Потребление – всего

1 595

1 690

1 784

1 885

2 004

2 055

Установленная мощность электростанций – всего

1008,67

1008,67

1008,67

1008,67

1008,67

1008,67

Уренгойская ГРЭС

529,7

529,7

529,7

529,7

529,7

529,7

Ноябрьская ПГЭ

119,57

119,57

119,57

119,57

119,57

119,57

ПЭС Уренгой

72

72

72

72

72

72

ПЭС Надым

0

0

0

0

0

0

ГТЭС Ямбургская

72

72

72

72

72

72

ГТЭС Харвутинская

10

10

10

10

10

10

ГТЭС Песцовая

15

15

15

15

15

15

ГТЭС Юрхаровского НГКМ

8

8

8

8

8

8

ГПЭС Вынгапуровского ГПЗ

9

9

9

9

9

9

Новоуренгойская ГТЭС

120

120

120

120

120

120

Муниципальные электростанции
г. Салехард

53,4

53,4

53,4

53,4

53,4

53,4

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

586,3

681,3

775,3

876,3

995,3

1046,3

Схема 28. Баланс электрической мощности ЭЭС ЯНАО до 2023 года

Схема 29. Баланс электрической энергии ЭЭС ЯНАО до 2023 года

Перспективный баланс электроэнергии (мощности) ЭЭС ЯНАО до 2023 года характеризуется как дефицитный с увеличением сальдо-перетока из ЭЭС ХМАО.

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

В таблице 37 приведен прогноз потребления тепловой энергии на территории ЯНАО на период 2018 – 2023 годов с указанием прогноза по МО.

Таблица 37

Прогноз потребления тепловой энергии на территории ЯНАО

на период 2018 – 2023 годов

№

п/п

Прогноз потребления тепловой энергии

(тыс. Гкал)

2018 год

2019 год

2020 год

2021

год

2022

год

2023

год

1

2

3

4

5

6

7

8

Всего по ЯНАО

7 143

7 312

7 393

7 474

7 580

7 591

В том числе

1

Город Новый Уренгой

1 476

1 498

1 504

1 541

1 587

1 649

2

Город Ноябрьск

1242,04

1253,67

1260,21

1266,75

1277,29

1277,29

3

Город Надым

691,14

691,14

706,76

706,76

716,28

716,28

4

Город Салехард

856,2

879,8

903,3

918,5

934

934

5

Город Губкинский

256,7

256,7

256,7

256,7

256,7

256,7

6

Город Лабытнанги

401,06

411,76

418,73

420,16

432,22

432,22

7

Пгт Пангоды

195,57

271,21

271,27

271,21

271,27

271,27

8

Поселок Тазовский

157,9

153,17

153,17

153,17

153,17

153,17

9

Поселок Пурпе

61,13

61,13

61,13

61,13

61,13

61,13

10

Село Красноселькуп

75,00

75,75

76,51

77,27

78,05

78,83

11

Село Яр-Сале

78,3

78,3

81,9

82

83

83

12

Пгт Харп

60,07

87

87

87

87

87

13

Село Сеяха

74,5

74,5

79,8

83,4

86

86

14

Поселок Ханымей

37,83

37,83

37,83

37,83

37,83

37,83

15

Сельское поселение Мужевское

50,1

50,8

52,2

54,4

55

55

16

Село Аксарка

37,42

37,48

37,48

37,48

37,48

37,48

17

Сельское поселение Пуровское

28,32

28,32

28,32

28,32

28,32

28,32

18

Поселок Лонгъюган

26,05

26,05

27,55

27,55

27,55

27,55

19

Село Газ-Сале

53,78

49,08

49,08

49,08

49,08

49,08

20

Сельское поселение Приозерный

47,34

47,34

47,34

47,34

47,34

47,34

21

Село Мыс Каменный

42,75

42,75

42,75

42,75

42,75

42,75

22

Поселок Ягельный

17,48

17,48

17,48

17,48

17,48

17,48

23

Село Новый Порт

18,97

18,97

18,97

18,97

18,97

18,97

24

Село Гыда

27,39

25,07

25,07

25,07

25,07

25,07

25

Село Белоярск

14,41

14,41

14,41

14,41

14,41

14,41

26

Село Антипаюта

24,25

26,04

28,1

28,1

28,1

28,1

27

Сельское поселение Горковское

22,9

23,9

25,4

27,3

28

28

28

Поселок Правохеттинский

21,14

21,14

21,14

21,14

21,14

21,14

29

Село Самбург

16,32

16,32

16,32

16,32

16,32

16,32

30

Село Панаевск

19,2

19,2

19,4

22,6

23

23

31

Село Салемал

16,1

16,1

16,5

18,4

19

19

32

Сельское поселение Ныда

22,05

23,96

23,96

24,87

25,37

25,37

33

Сельское поселение Овгортское

10,8

11,1

11,7

14,2

15

15

34

Село Катравож

8,5

8,8

9

9,9

10

10

35

Пгт Заполярный

19,51

19,51

22,45

22,45

22,45

22,45

36

Село Ратта

1,24

1,24

1,24

1,24

1,24

1,24

37

Село Толька

39,44

39,44

39,44

39,44

39,44

39,44

38

Деревня Харампур

3,98

3,98

3,98

3,98

3,98

3,98

39

Село Находка

7,3

7,19

7,19

7,19

7,19

7,19

40

Сельское поселение Шурышкарское

5,3

5,6

5,9

6,3

7

7

41

Село Халясавэй

5,23

5,23

5,23

5,23

5,23

5,23

42

Село Кутопьюган

3,98

3,98

3,98

3,98

3,98

3,98

43

Сельское поселение Лопхаринское

3

3

3,1

3,2

3

3

44

Село Питляр

2,2

2,5

2,6

2,9

3

3

45

Сельское поселение Азовское

1,9

2

2

2

2

2

46

Город Муравленко

429,4

429,4

429,4

429,4

429,4

429,4

47

Город Тарко-Сале

182,8

182,8

182,8

182,8

182,8

182,8

48

Поселок Уренгой

97,85

97,85

97,85

97,85

97,85

97,85

49

Село Нори

0,25

0,25

0,25

0,25

0,25

0,25

50

Село Харсаим

4,96

4,98

4,98

4,98

4,98

4,98

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

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

В рамках рассмотрения базового варианта развития ЭЭС ЯНАО до 2023 года учтены мероприятия по изменению генерирующих мощностей с высокой вероятностью реализации согласно СиПР ЕЭС России на 2018 – 2024 годы. Вводы генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования в период 2018 – 2023 годов не планируются. В таблице 38 приведена информация по объемам вывода из эксплуатации генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования.

В таблице 39 приведены данные по дополнительным объемам и структуре вводов, вывода из эксплуатации и модернизации генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования по ЭЭС ЯНАО до 2023 года согласно СиПР ЕЭС России 2018 – 2024 годы. Выполнение дополнительных мероприятий по перемаркировке генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования в ЭЭС ЯНАО до 2023 года не планируется.

Таблица 38

Объемы вывода из эксплуатации генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования по ЭЭС ЯНАО

до 2023 года, МВт

Электростанция (станционный номер, тип турбины)

Генерирующая компания

Вид топлива

Тип демонтажа

2018

год

2019 год

2020 год

2021

год

2022

год

2023 год

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ПЭС Надым 05

ООО «Северная ПЛЭС»

1 ГТГ-2БЗ

газ природный

окончательный

12

2 ГТГ-2БЗ

газ природный

окончательный

12

Всего по станции

24

Таблица 39

Дополнительные объемы и структура вводов генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования по ЭЭС ЯНАО

до 2023 года согласно СиПР ЕЭС России 2018 – 2024 (не учитываемые при расчете режимно-балансовой ситуации), МВт

Электростанция (станционный номер, тип турбины)

Генерирующая компания

Вид топлива

Тип ввода

2018

год

2019 год

2020 год

2021 год

2022 год

2023 год

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

ПЭС Уренгой

ПАО «Передвиж-ная энергетика»

3 ГТЭС-12

газ природный

новое строительство

12,0

4 ГТЭС-12

газ природный

новое строительство

12,0

5 ГТЭС-12

газ природный

новое строительство

12,0

6 ГТЭС-12

газ природный

новое строительство

12,0

Всего по станции

48,0

4.3.2. Предложения по вводу новых генерирующих мощностей.

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

4.3.3. Структура генерирующих мощностей.

Согласно СиПР ЕЭС России на 2018 – 2024 годы в период 2018 – 2023 годов по ЭЭС ЯНАО в соответствии с мероприятиями с высокой вероятностью реализации не планируется ввод в эксплуатацию и включение на параллельную работу с ЕЭС Российской Федерации генерирующих объектов. Структура установленной мощности электростанций на ЭЭС ЯНАО на 2023 год приведена в таблице 40 и на схеме 30.

Таблица 40

Структура установленной мощности электростанций в ЭЭС ЯНАО
на 2023 год, базовый и умеренно оптимистический прогнозы

Тип электростанции

Мощность, МВт

1

2

Всего, в т.ч.

936,67

ПГУ

625,27

ГТУ

278,4

ПСУ

24

ГПУ

9

Схема 30. Структура установленной мощности электростанций в ЭЭС ЯНАО
на 2023 год, базовый и умеренно оптимистический прогнозы

4.3.4. Потребность электростанций генерирующих компаний в топливе.

В таблице 41 приведены данные о перспективном потреблении топлива генерирующими компаниями, действующими на территории ЭЭС ЯНАО.

Таблица 41

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

Наименование генерирующей компании

Наименование электростанции

Вид топлива

Потребление, тыс. т у.т.

2019 год

2020 год

2021 год

2022 год

2023 год

1

2

3

4

5

6

7

8

АО «Интер РАО – Электрогенерация»

Уренгойская ГРЭС

природный газ

835

835

835

835

835

ООО «НПГЭ»

Ноябрьская ПГЭ

природный газ

275,141

275,141

275,141

275,141

275,141

ПАО «Передвижная энергетика»

ПЭС Уренгой

природный газ

45,0

45,0

45,0

45,0

45,0

ПАО «Передвижная энергетика»

ПЭС Лабытнанги

природный газ

62,8

62,8

62,8

62,8

62,8

дизельное топливо

0,9

0,9

0,9

0,9

0,9

ООО «Газпром добыча Ямбург»

Ямбургская ГТЭС

природный газ

90,123

90,123

90,123

90,123

90,123

ООО «Газпром добыча Ямбург»

Харвутинская ГТЭС

природный газ

27,244

28,981

31,104

31,877

31,877

ООО «Газпром- добыча Уренгой»

ГТЭС Песцовая

природный газ

21,965

21,965

22,425

23,230

23,230

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

МО город Салехард.

Согласно схеме развития систем тепло-, электро-, водо-, газоснабжения и водоотведения МО город Салехард на период до 2023 года предусмотрены следующие мероприятия по развитию источников тепловой энергии:

- строительство ЦТП № 5 (15 Гкал/ч), ЦТП № 6 (7,2 Гкал/ч), ЦТП № 8 (23 Гкал/ч), ЦТП № 10 (7 Гкал/ч), ЦТП № 11 (2 Гкал/ч), ЦТП № 12 (9,8 Гкал/ч);

- строительство ЦТП № 13 (5,5 Гкал/ч), ЦТП № 16 (7,1 Гкал/ч) в центре нагрузок котельных №№ 13, 16;

- строительство пиковой котельной на площадке ГТЭС-1,2 мощностью 112,2 Гкал/ч;

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

- строительство котельной № 28/1 производительностью 15,0 Гкал/ч;

- строительство котельной на площадке ГТЭС 112,2 Гкал/ч;

- строительство котельной на ЦТП-1 (ТЭС-14) мощностью не менее 34,5 Гкал/ч для покрытия нагрузок котельных № 22, 14;

- строительство котельной в районе ДЭС-2 мощностью 47 Гкал/ч;

- строительство блочно-модульной газовой котельной в планировочном квартале 01:32:02;

- техническое перевооружение котельной № 5 с увеличением установленной мощности на 5,16 Гкал/ч;

- техническое перевооружение котельной № 8 с увеличением установленной мощности на 5,16 Гкал/ч;

- техническое перевооружение котельной № 21, 6, 29;

- реконструкция котельной № 36 с увеличением установленной мощности на 20 Гкал/ч;

- реконструкция котельной № 35 с увеличением установленной мощности на 30 Гкал/ч.

8) МО город Новый Уренгой.

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

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

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

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

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

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

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

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

- реконструкция и техническое перевооружение котельной № 3;

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

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

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

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

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

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

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

- техническое перевооружение котельной ЦОСК ОАО «Уренгойгорводоканал»;

- техническое перевооружение котельной ГВС СВХ ОАО «Уренгойгорводоканал».

9) МО город Ноябрьск.

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

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

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

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

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

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

- подключение БМК-6, 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. Автоматизация общекотельного оборудования до «верхнего уровня управления»;

- обустройство системы оборотного водоснабжения в котельной КВГМ-100;

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

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

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

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

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

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

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

- строительство теплосети-перемычки «Ноябрьская ПГЭС – котельная «КВГМ-100» 2Dу800 мм. Реконструкция технологических схем НПГЭС и котельной КВГМ-100.Наладка систем теплопотребления в связи с изменением эксплуатационных режимов города в целом. Разработка энергетических характеристик;

- строительство ЦТП, строительство и перекладка тепловых сетей инженерного обеспечения к объектам в мкр. «Б-2», «Б-2А», в т.ч. ПИР;

- строительство тепловых сетей инженерного обеспечения к зданиям мкр. «9», мкр. «10», в т.ч. ПИР;

- строительство тепловых сетей инженерного обеспечения к объектам мкр. «П-7», «П-7А», «П-8», в т.ч. ПИР;

- строительство тепловых сетей инженерного обеспечения 2Ду=250-350 мм в мкр. П-10;

- строительство сетей теплоснабжения от точек подключения к сетям теплоснабжающей организации до границ земельных участков строящихся объектов мкр. Вынгапуровский;

- строительство тепловых сетей инженерного обеспечения в мкр. П-11, П-12, П-13;

- строительство магистральных сетей теплоснабжения 2Ду=300 мм, 2Ду=350 мм от источника мкр. «10» к новым мкр. «12», «13», устройство перемычек между микрорайонами, в т.ч. ПИР;

- строительство резервных теплопроводов и кольцевых теплотрасс от мкр. «10» до котельной КВГМ-100, Dy 700 мм, в т.ч. ПИР;

- реконструкция центральных тепловых пунктов (ЦТП-27 ед.) с установкой приборов учета, современных теплообменников, современных насосов с частотными преобразователями (в т.ч. ПИР), установка повысительных насосов с ЧРП на ЦТП (10 ед.) для компенсации ущерба гидравлическим режимам в микрорайонах, подключенных до мкр. «8»;

- перекладка тепловых сетей, требующих замены, Dy до 273 мм;

- модернизация системы ЦДП с заменой программного обеспечения, установкой общего стенда в ЦДП, подключением сетей и ЦТП на централизованный пульт.

10) МО город Губкинский.

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

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

МО город Муравленко.

Схемой теплоснабжения МО г. Муравленко на период 2017 – 2032 годов предусмотрены следующие мероприятия по развитию теплосетевого хозяйства:

- модернизация и автоматизация котельной КОС;

- модернизация оборудования ЦТП № 3б;

- модернизация оборудования ЦТП БК;

- модернизация оборудования ЦТП № 7;

- модернизация оборудования ЦТП № 1;

- модернизация оборудования ЦТП № 4а;

- строительство двух новых ЦТП в микрорайоне № 8.

11) МО город Лабытнанги.

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

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

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

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

- консервация котельной № 5.

12) Красноселькупский район.

Согласно Перспективной схеме теплоснабжения МО с. Красноселькуп на период 2017 – 2028 годов предусмотрены следующие мероприятия по развитию источников тепловой энергии:

- строительство новой газопоршневой электростанции (ГПЭС) со схемой выдачи электрической мощности. Установленная мощность 4,424 Гкал/ч;

- реконструкция котельной № 5 «Термаль»;

- создание автоматизированной системы управления тепловыми и гидравлическими режимами котельных и тепловых сетей, при которых автоматически обеспечиваются постоянные напоры в характерных точках магистральных тепловых сетей с контролем температурного режима;

- строительство новой тепловой сети для подключения перспективных потребителей (согласно Генеральному плану) и взаимного резервирования котельных № 4 «Октан» и № 5 «Термаль» с организацией кольцевой схемы тепловых сетей Dy377 мм, L = 1 980 метров;

- перекладка тепловой сети от распределительного коллектора у котельной № 2 до вывода из котельной №1 (для увеличения пропускной способности тепловой сети и отключения откачивающего насоса): – перекладка с Dy219 мм на Dy273 мм, L = 468 м (в двухтрубном исчислении);

- строительство новых тепловых сетей для схемы выдачи тепловой мощности от новой газопоршневой станции (ГПЭС) Dy377(325) мм, L = 260 метров (от магистральной тепловой сети Dy426 мм в районе вывода из I и II очереди котельной № 5 «Термаль» да ввода в ГПЭС);

- перекладка участков магистральной тепловой сети в зонах теплоснабжения котельных № 2 и № 4 в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса: - Dy325 мм, = (137 + 872) = 1 009 м (в двухтрубном исчислении). Год ввода участков: 1990 – 1997 гг.;

- перекладка участков магистральной тепловой сети в зонах теплоснабжения котельных № 2 и № 5 в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса: - Dy273 мм, Lсумм = (155 + 180) = 335 м (в двухтрубном исчислении). Год ввода участков: 1990 – 2000 гг.;

- перекладка участков магистральной тепловой сети в зонах теплоснабжения котельных № 2, № 4 и № 5 в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса: - Dy219 мм, Lсумм = (1 214 + 370 + 370) = 1 954 м (в двухтрубном исчислении). Год ввода участков: 1990 – 2000 гг.;

- перекладка участков магистральной тепловой сети в зонах теплоснабжения котельных № 1...№ 5 в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса: - Dy159 мм, Lсумм = (410 + 648 + 1170 + 407) = 2 635 м (в двухтрубном исчислении). Год ввода участков: 1986 – 1990 – 1997 – 2000 гг.;

- перекладка участков магистральной тепловой сети в зонах теплоснабжения котельных № 1, № 2 и № 4 в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса: - Dy133 мм, Lсумм = (100 + 248 + 331) = 679 м (в двухтрубном исчислении). Год ввода участков: 1990 – 2000 – 2005 гг.;

- перекладка участков магистральной тепловой сети в зонах теплоснабжения котельных № 1...№ 5 в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса: - Dy108 мм, Lсумм = (805 + 1630 + 2230 + 210) = 4 875 м (в двухтрубном исчислении). Год ввода участков: 1986 – 1990 – 1997 – 2004 гг.;

- перекладка участков магистральной тепловой сети в зонах теплоснабжения котельных № 1...№ 5 в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса: - Dy276 мм, Lсумм = (840 + 450 + 570 + 355) = 2 215 м (в двухтрубном исчислении). Год ввода участков: 1986 – 1990 – 1997 – 2008 гг.;

- перекладка участков магистральной тепловой сети в зонах теплоснабжения котельных № 1...№ 5 в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса: -Dy257 мм, Lсумм = (90 + 285 + 280 + 30) = 685 м (в двухтрубном исчислении). Год ввода участков: 1986 – 1990 – 1997 – 2008 гг.

Согласно схеме теплоснабжения села Толька предусмотрены следующие мероприятия по развитию источников тепловой энергии:

- реконструкция тепловой схемы котельной № 2 «Октан» с организацией второго тепловода, изменением тепловой схемы котельной и расширением существующей АСУ ТП для организации совместной работы с газопоршневой электростанцией (одновременный ввод в эксплуатацию схемы реконструкции с ГПЭС);

- техническое перевооружение котельной № 2 «Октан» с изменением схемы подпитки котлового контура, установкой схемы дозировки комплексона, монтажом стационарной схемы промывки ВВП, монтажом установки деаэрации подпиточной воды с установкой двух баков аккумуляторов (200 м3) и пр.;

- вывод из эксплуатации котельных № 1 и № 4 (с демонтажем котельного оборудования) в связи с выработкой основным оборудованием нормативного срока службы и замещением их тепловой мощностью новой котельной № 1 (15 МВт);

- реконструкция распределительного коллектора РК2 на выводе из существующей котельной № 2 для организации возможности параллельной работы с новой котельной № 2 «Октан» и организации взаимного резервирования с существующей котельной № 3.

Согласно схеме теплоснабжения МО село Ратта на период 2014 – 2030 годов предусмотрены следующие мероприятия по развитию источников тепловой энергии:

- реконструкция существующей котельной с увеличением установленной тепловой мощности на 3,2 МВт (2,752 Гкал/ч) за счет строительства нового отдельно стоящего здания с двумя водогрейными котлами единичной теплопроизводительностью по 1,6 МВт и строительством топливного хозяйства (ввод котельной к началу отделочных работ в строящейся школе);

- перевод котельной на двухконтурную схему, замена сетевых и подпиточных насосов, монтаж системы водоподготовки и деаэрации, установка баков запаса холодной воды и баков аккумуляторов горячей воды Vстр. = (2∙2,5) = 5 м³ и пр.;

- строительство нового распределительного коллектора (РК) на выводе из существующей котельной с установкой регуляторов давления и подмеса (в связи с различными температурными графиками и располагаемыми напорами для тепловых сетей школы-интерната и жилой части села) и установкой измерительных участков систем коммерческого учета;

- строительство новой тепловой сети от нового распределительного коллектора (РК) существующей и новой котельных: 2Ø133 мм, L = (151+54)= 205 м, 2Ø57 мм, L = (22+32) = 54 м;

- первая очередь строительства нового участка кольцевой тепловой сети (узлы расчетной схемы 3-2/3-2-1/3-2-2/3-2-3/3-2-4/7-1-5) 2Ø108 мм, Lсум. = 310 м подземная безканальная, ТГИ ППУ;

- вторая очередь строительства нового участка кольцевой тепловой сети (узлы расчетной схемы 7-1-5/11-7/11-6/11-5/11-4/11-3/11-2/11-1/11) 2Ø108 мм, Lсум. = 330 м подземная безканальная, ТГИ ППУ;

- третья очередь строительства нового участка кольцевой тепловой сети (узлы расчетной схемы 7-1/7-1-1/7-1-2/7-1-3/7-1-4/7-1-5) 2Ø76 мм, Lсум. = 261 м подземная безканальная, ТГИ ППУ;

- четвертая очередь строительства нового участка кольцевой тепловой сети (узлы расчетной схемы 3-2/3-3-1/3-3-2/7-2/15-2) 2Ø89 мм, Lсум. = 324 м подземная безканальная, ТГИ ППУ;

- пятая очередь строительства нового участка кольцевой тепловой сети (узлы расчетной схемы 7-1/7-2) 2Ø89 мм, Lсум. = 153 м подземная безканальная, ТГИ ППУ.

13) Надымский район.

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

- 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;

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

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

- строительство АСДУ объектами энергоснабжения пгт Пангоды;

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

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

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

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

Шурышкарский район.

Согласно схеме теплоснабжения МО 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).

14) Пуровский район.

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

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

- строительство новой котельной в мощностью 24,68 Гкал/ч районе котельной № 2 с объединением зон действия выводимых из эксплуатации котельных № 1 и № 2 (срок реализации 2018 – 2028 годы);

- строительство новой блочно­модульной котельной в районе котельной № 9 (срок реализации 2020 год);

- строительство новой котельной в п. Пурпе-1 с объединением зон действия выводимых из эксплуатации котельных № 6 и № 8 (срок реализации 2018 – 2019 годы);

- строительство новой котельной в районе артезианских скважин по ул. Аэродромная с объединением зон действия выводимых из эксплуатации котельных № 3 и № 4 (срок реализации 2021 – 2025 годы);

- строительство новой котельной в мкр. Ямальский-2 (срок реализации 2021 – 2025 годы);

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

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

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

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

- строительство новой котельной в м/р Ямальский-2 в пос. Пурпе;

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

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

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

15) Приуральский район.

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

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

- 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 дер. Лаборовая установленной мощностью 2,1 Гкал/ч, располагаемой в центре территории населенного пункта вблизи компактно сгруппированной общественной застройки;

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

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

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

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

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

Тазовский район.

- строительство и ввод в эксплуатацию новой котельной № 1 установленной тепловой мощностью 6,5 МВт с. Антипаюта;

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

- строительство и ввод в эксплуатацию новой котельной установленной тепловой мощностью 15,0 МВт с. Гыда;

- строительство новой газопоршневой электростанции (ГПЭ) установленной мощностью 2,212 Гкал/ч. с. Гыда.

Ямальский район.

- реконструкция тепловых сетей, включая замену тепловой изоляции Яр-Салинское;

- строительство сетей теплоснабжения к объектам нового строительства, 5,41 м, с. Панаевск

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

В 2017 году комбинированная выработка тепловой и электрической энергии осуществлялась на следующих электростанциях ЯНАО: Уренгойская ГРЭС (установленная тепловая мощность 410 Гкал/час, осуществляет теплоснабжение р-н Лимбяяха г. Новый Уренгой), Ноябрьская ПГЭ (для обеспечения теплофикационного режима Ноябрьской парогазовой электростанции построена магистральная тепловая сеть «НПГЭ-котельная КГВМ-100»), ГТЭС «Обдорск» и ТЭС-14 (г. Салехард), ДЭС в с. Мужи. Также существует техническая возможность работы в комбинированном режиме электростанций ТЭС пгт Харп и ГПЭС с. Аксарка (данные объекты не осуществляют отпуск тепловой энергии внешним потребителям).

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

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

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

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

4.4.1. Ветроэнергетика.

В соответствии со схемой размещения генерирующих объектов электроэнергетики на основе использования возобновляемых источников энергии на территории Российской Федерации, утвержденной приказом Минэнерго России от 29.07.2011 № 316, на территории ЯНАО не предусмотрено размещение таких объектов.

Наиболее перспективной территорией по вводу ветрогенерирующих установок являются северо-западная и северная части ЯНАО – Ямальский, Тазовский, часть Приуральского и Надымского районов с удельным ветровым потенциалом от 0,4 до 1 кВт/м2. Данные территории отнесены к зоне децентрализованного электроснабжения и характеризуются изолированными энергосистемами с объектами генерации, работающими на дизельном топливе. Потенциал развития генерации электроэнергии на ветрогенерирующих установках можно оценить по схеме 31.

Схема 31. Распределение удельного ветропотенциала (Вт/м2) на высоте 100 м

В частности, развитие ветряной энергетики целесообразно рассматривать в 13 населенных пунктах: Самбург, Находка, Гыда, Ныда, Нори, Кутопьюган, Сеяха, Яр-Сале, Новый Порт, Салемал, Панаевск, Лоборовая, Щучье.

Суммарная годовая выработка электрической энергии в указанных населенных пунктах – 64,4 млн кВт*ч, что составляет 9% от всей электрической энергии, вырабатываемой в изолированных энергосистемах. Общий объем потребляемого дизельного топлива составляет 16,5 тыс. тонн, или 36% от всего жидкого топлива, потребляемого объектами генерации электрической энергии.

В условиях Крайнего Севера наиболее оптимальным вариантом развития возобновляемой энергетики признано применение универсальных гибридных ветро-дизельных энергетических станций (ВДЭС). Связано это в первую очередь с переменным характером ветропотенциала и нагрузки потребителей. В соответствии с письмом Минэнерго России от 05.09.2016 № ВК-9484/09 для использования в арктических территориях рекомендованы ветроэлектрические установки следующих производителей: Vergnet (Франция), Komaihaltec Inc. (Япония), Vestas (Дания).

В настоящее время строительство объектов энергетики на основе возобновляемых источников энергии не планируется, меры государственной поддержки в автономном округе не предусмотрены. Развитие электроснабжения децентрализованных потребителей автономного округа направлено в первую очередь на снижение объемов потребления привозного дизельного топлива, повышение надежности, эффективности и улучшение качества энергоснабжения. В этих целях в автономном округе реализуется комплекс мероприятий по следующим основным направлениям:

- использование ресурсной базы региона для газификации населенных пунктов в целях замещения дизельного топлива местными видами топлива;

- подключение населенных пунктов к системе централизованного энергоснабжения (строительство линий электропередач, укрупнение центров питания);

- реконструкция существующих энергоисточников и внутрипоселковых линий электропередач для повышения энергетической эффективности систем энергоснабжения;

- строительство новых электростанций с комбинированным режимом выработки электрической и тепловой энергии.

Обоснование структуры ветродизельного комплекса, определение уровня замещения ДЭС и выбор типов ветроэнергетического оборудования необходимо выполнять на основе отдельных технико-экономических расчетов, учитывающих вопросы реконструкции электросетевого комплекса, обеспечения раздельного коммерческого учета электроэнергии, а также дополнительные эксплуатационные затраты.

Согласно пункту 28.1. Правил разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 17.10.2009 № 823, генерирующий объект, функционирующий на основе использования возобновляемых источников энергии (далее – ВИЭ), включается в Схему и Программу на конкурсной основе при соблюдении следующих принципов:

- минимизация роста тарифов на электрическую энергию для конечных потребителей розничного рынка электрической энергии;

- для территорий, технологически связанных с Единой энергетической системой России, не превышение совокупного прогнозного объема производства электрической энергии над величиной, равной 5% совокупного прогнозного объема потерь электрической энергии территориальных сетевых организаций;

- технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах снижение стоимости электрической энергии.

На федеральном уровне Минэнерго России определены следующие основные параметры механизма поддержки ВИЭ в зонах оптового рынка электрической энергии:

- конкурсный отбор проектов осуществляется на 4 года в форме двухэтапного аукциона;

- отбор проектов осуществляется по критерию наименьших полных капитальных затрат;

- локализация проекта составляет не менее 70%;

- продажа мощности квалифицированных генерирующих объектов ВИЭ осуществляется по договорам о предоставлении мощности со сроком окупаемости, равным 15 годам;

- объем ежегодной компенсации составит не более 5% от объёма планируемого в очередном году совокупного прогнозного объема потерь электрической энергии территориальных сетевых организаций.

В пункте 4.7 настоящих Схемы и Программы приведены предложения и мероприятия по электроснабжению, в том числе от новых ВЭС, удаленных пунктов ЯНАО к ЕЭС России для населенных пунктов:

- с. Красноселькуп;

- с. Ныда, с. Нори, с. Кутопьюган;

- с. Аксарка, с. Белоярск, пгт Харп, с. Харсаим;

- с. Газ-Сале, пос. Тазовский;

- с. Мыс Каменный, с. Новый Порт.

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

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

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

Таким образом, можно считать целесообразным разработку проектов ВЭС с определением ветропотенциала и величины выработки электроэнергии такими электростанциями, а также с оценкой их коммерческой эффективности[9].

4.4.2. Гидроэнергетика.

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

4.4.3. Приливная энергетика.

Территория ЯНАО включает побережье Карского моря и многочисленных заливов, в число которых входит Обская губа. Поэтому перспективным может оказаться развитие возобновляемых источников энергии, основанной на энергии приливов – приливных электростанций. Однако у данного типа электростанции отмечается 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 32 приведена карта суммарной солнечной радиации в день на территории Российской Федерации.

Схема 32. Карта потока солнечной радиации, приходящегося на 1 м2 за один день

на территории России

По приведенной выше карте можно отметить, что по территории ЯНАО суммарная солнечная радиация на 1 м2 в течение дня распределяется следующим образом: на западе – от 3 до 3,5 кВт∙ч/м2, в центральной, южной и северо-западной частях – от 3,5 до 4 кВт∙ч/м2, в северо-восточной части – от 4 до 4,5 кВт∙ч/м2. При этом продолжительность солнечного сияния по территории ЯНАО составляет менее 1 700 часов в год. Карта продолжительности сияния приведена на схеме 33.

Схема 33. Карта продолжительности солнечного сияния

По приведенным выше картам можно приблизительно оценить максимальную возможную величину выработки электроэнергии на территории ЯНАО: 170 – 200 млн кВт∙ч за год. С учетом нахождения более половины территории ЯНАО за Полярным кругом можно утверждать, что выработка электроэнергии на солнечных электростанциях может осуществляться преимущественно в летний период. В зимний период данный вид ВИЭ не может быть использован по причине малой солнечной радиации, падающей на поверхность (высокие широты расположения региона), а периодические снегопады и затрудненный доступ к солнечным электростанциям (отсутствие дорог, большие заболоченные территории и т.д.) снижают потенциал развития данного источника ВИЭ. Также данный вид ВИЭ будет требовать установки маневренных дублирующих источников энергии сопоставимой мощности либо подключения к энергосистеме по причине непредсказуемости генерации в течение суток. Все это говорит о том, что применение солнечных электростанций на территории ЯНАО экономически и технически нецелесообразно.

4.4.5. Биоэнергетика.

Данный сегмент ВИЭ при производстве электрической и тепловой энергии в качестве сырья использует биотопливо – топливо, получаемое из биологического сырья. По типу исходного сырья различают три вида биотоплива: биологические отходы, лигно-целлюлозные соединения и водоросли.

Из биотоплива первого поколения наиболее перспективным направлением является использование торфа (наличие большого количества месторождений торфа) и леса (за 2011 год заготовка и первичная переработка составила 6 тыс. м3). В связи с тем что в ЯНАО посевные площади растений, отходы которых могут быть использованы для производства биотоплива, крайне малы, а поголовье крупного рогатого скота не более 1 000 голов, свиней – не более 2 200 голов и птицы – не более 1 900, использование данного типа сырья для выработки электроэнергии в промышленных масштабах не является перспективным. Расчеты, проведенные по существующим методикам, исходя из удельных показателей объема биогаза, которые возможно получить из отходов животноводства, показывают, что выход биогаза при применении технологии утилизации отходов может составить около 450 тыс. м3 или 320 т у.т. Также возможно получение биотоплива из твердых бытовых отходов и на очистных сооружениях. При переработке 25 м3 сточных вод можно получить около 1 м3 биогаза или 0,0007 т у.т. При переработке 1 т твердых бытовых отходов можно получить 70 – 115 м3 биогаза или 0,05 – 0,08 т у.т.

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

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

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

4.5.1. Базовый вариант развития.

В подпункте представлены перспективные балансы электроэнергии и мощности ЭЭС ЯНАО на 2019 – 2023 годы, учитывающие перспективный прогноз электроэнергии (мощности), соответствующий СиПР ЕЭС на 2018 – 2024 годы.

Перспективный баланс электрической энергии и мощности ЭЭС ЯНАО на 2019 – 2023 годы приведен в таблицах 42 и 43.

Таблица 42

Перспективный баланс электрической энергии ЭЭС ЯНАО

на период 2019 – 2023 годов, млн кВт·ч

Показатель

2019 год

2020 год

2021 год

2022

год

2023 год

1

2

3

4

5

6

Электропотребление, млн кВт∙ч

11100

11300

11460

11550

11600

Собственная выработка, млн кВт∙ч

4729

4791

4844

4892

4929

Среднегодовые темпы прироста электропотребления, %

2.21

1.80

1.42

0.79

0.43

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

6 371

6 509

6 616

6 658

6 671

Таблица 43

Перспективный баланс электрической мощности ЭЭС ЯНАО

на период 2019 – 2023 годов, МВт

Показатель

2019 год

2020 год

2021

год

2022

год

2023 год

1

2

3

4

5

6

Потребление всего

1 605

1 630

1 655

1 670

1 680

Установленная мощность электростанций, всего

1008,67

1008,67

1008,67

1008,67

1008,67

В т.ч. Уренгойская ГРЭС

529,7

529,7

529,7

529,7

529,7

Ноябрьская ПГЭ

119,57

119,57

119,57

119,57

119,57

ПЭС Уренгой

72

72

72

72

72

ПЭС Надым

0

0

0

0

0

ГТЭС Ямбургская

72

72

72

72

72

ГТЭС Харвутинская

10

10

10

10

10

ГТЭС Песцовая

15

15

15

15

15

ГТЭС Юрхаровского НГКМ

8

8

8

8

8

ГПЭС Вынгапуровского ГПЗ

9

9

9

9

9

Новоуренгойская ГТЭС

120

120

120

120

120

Муниципальные электростанции

г. Салехард

53,4

53,4

53,4

53,4

53,4

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

596,33

621,3

646,3

661,3

671,3

Перспективный баланс электроэнергии (мощности) ЭЭС ЯНАО на 2019 – 2023 годы характеризуется как дефицитный. Рост потребления ЭЭС ЯНАО планируется в основном за счет присоединения энергорайона г. Салехарда (до 60 МВт потребления электрической мощности в период до 2023 года), ввода промышленного предприятия ООО «НГХК» (110 МВт) и технологического присоединения объектов АО «Тюменнефтегаз». Данный рост электропотребления покрывается за счет ввода Новоуренгойской ГТЭС и электростанций энергорайона г. Салехарда.

Таким образом, перспективный баланс электроэнергии (мощности) на 2019 – 2023 годы сохранится дефицитным с небольшим увеличением сальдо-перетоков из ЭЭС ХМАО.

4.5.2. Умеренно оптимистический вариант развития.

Перспективный баланс электрической энергии и мощности ЭЭС ЯНАО на 2019 – 2023 годы приведен в таблицах 44 и 45.

Таблица 44

Перспективный баланс электрической энергии ЭЭС ЯНАО

на период 2019 – 2023 годов, млн кВт·ч

Наименование показателя

2019 год

2020 год

2021 год

2022 год

2023 год

1

2

3

4

5

6

Электропотребление, млн. кВт∙ч

11688

12368

13053

13860

14189

Собственная выработка, млн. кВт∙ч

4729

4791

4844

4892

4929

Среднегодовые темпы прироста электропотребления, %

5,94

5,82

5,54

6,19

2,38

Сальдо перетока

(«+» дефицит – получение;

«-» избыток – выдача)

6 959

7 577

8 209

8 968

9 260

Таблица 45

Перспективный баланс электрической мощности ЭЭС ЯНАО

на период 2019 – 2023 годов, МВт

Показатель

2019 год

2020 год

2021 год

2022 год

2023 год

1

2

3

4

5

6

Потребление всего

1 690

1 784

1 885

2 004

2 055

Установленная мощность электростанций, всего

1008,67

1008,67

1008,67

1008,67

1008,67

Уренгойская ГРЭС

529,7

529,7

529,7

529,7

529,7

Ноябрьская ПГЭ

119,57

119,57

119,57

119,57

119,57

ПЭС Уренгой

72

72

72

72

72

ПЭС Надым

0

0

0

0

0

ГТЭС Ямбургская

72

72

72

72

72

ГТЭС Харвутинская

10

10

10

10

10

ГТЭС Песцовая

15

15

15

15

15

ГТЭС Юрхаровского НГКМ

8

8

8

8

8

ГПЭС Вынгапуровского ГПЗ

9

9

9

9

9

Новоуренгойская ГТЭС

120

120

120

120

120

Муниципальные электростанции г. Салехард

53,4

53,4

53,4

53,4

53,4

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

681,3

775,3

876,3

995,3

1046,3

4.6. Перечень планируемых к вводу электросетевых объектов.

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

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

Электрические нагрузки на ПС 110 кВ и выше ЭЭС ЯНАО приняты в соответствии с летним и зимним контрольными замерами 2017 года.

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

Нормативные возмущения определены согласно методическим указаниям по устойчивости энергосистем, утвержденным приказом Минэнерго России от 30.06.2003 № 277[10].

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

Результаты анализа отчетного потокораспределения основной электрической сети ЭЭС ЯНАО приведены в пункте 3.1 настоящих Схемы и Программы.

4.6.2. Электрические расчеты режимов основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы на территории ЯНАО на 2019 – 2023 годы.

Расчеты электроэнергетических режимов ЭЭС ЯНАО для отчетных режимов зимних и летних нагрузок сети при нормативных возмущениях в электрической сети 110 – 500 кВ ЭЭС ЯНАО выполнены для нормальной и основных ремонтных схем на 2018 – 2023 годы с использованием программного комплекса «RastrWin».

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

Нормативные возмущения определены согласно методическим указаниям по устойчивости энергосистем, утвержденным приказом Минэнерго России от 30.06.2003 № 27710.

Поузловые прогнозы потребления, используемые при проведении расчетов электроэнергетических режимов, сформированы с учетом эффекта совмещения максимума потребления электрической мощности различных потребителей и вероятности набора заявленной максимальной мощности новых потребителей.

При формировании коэффициентов совмещения/вероятности учтен конкретный состав и характер потребителей (структура потребления) в узлах нагрузки, их режимы работы, планы по развитию и технологическому присоединению с учетом степени их обоснованности.

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

4.6.2.1. Базовый вариант развития.

В качестве исходной информации при проведении анализа режимов работы схемы электрической сети 110 кВ и выше ЭЭС ЯНАО на перспективу развития до 2023года были использованы данные о развитии энергосистемы в соответствии с СиПР ЕЭС 2018 – 2024, а также мероприятиями инвестиционных программ ПАО «ФСК ЕЭС», АО «Тюменьэнерго» и крупных потребителей по вводу электросетевого оборудования, по которым выданы технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям. Перечень вышеуказанных мероприятий приведен в таблице 46.

Таблица 46

Перечень объектов электросетевого строительства на территории ЭЭС ЯНАО

до 2023 года

№ пп

Электросетевой объект

Параметры объекта,

Год ввода

Основание для выполнения мероприятия

км

МВА, Мвар

1

2

3

4

5

6

Строительство ПС 220 кВ Исконная трансформаторной мощностью 125 МВА

-

1х125

2018

технологи-ческое присоединение в Северном энергорайоне (район

ПС 220 кВ Уренгой)

Строительство заходов ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой II цепь на ПС 220 кВ Исконная суммарной ориентировочной протяженностью 8,37 км

(4,1 км + 4,273 км)

1х4,1

1х4,273

-

Строительство ВЛ 110 кВ ПС Исконная - ПП Лимбя-Яха

18,02

-

2018

Строительство ПС 220 кВ Ермак трансформаторной мощностью

250 МВА (2х125 МВА) и мощностью средств компенсации реактивной мощности 126 Мвар

(2хУШР-63 Мвар) на ПС 220 кВ Ермак

-

2х125

2х40

2х63 (УШР)

2018

технологи-ческое присоедине-ние АО «Транснефть – Сибирь» и ОАО «Тюменнеф-тегаз»

Строительство заходов одной цепи

ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея на ПС 220 кВ Ермак суммарной ориентировочной протяженностью 160,62 км (80,42+80,2 км)

1х80,2

1х80,42

-

Строительство ПС 220кВ Славянская трансформаторной мощностью 50 МВА (2х25 МВА)

-

2х25

2018

Строительство двух одноцепных

ВЛ 220 кВ Ермак – Славянская

№ 1, 2 суммарной ориентировочной протяженностью 283,41 км (141,564 и 141,845 км)

1х141,564

1х141,845

-

Строительство ПС 110 кВ ПСП Заполярное с двухцепной

ВЛ 110 кВ Ермак –

ПСП Заполярное

2х1,394

2х16

2019

Строительство ПС 110 кВ Русская с двухцепной ВЛ 110 кВ

(в габаритах 220 кВ) Ермак – Русская

2х68,633

2х80

2019

Строительство ПС 110 кВ НПС Уренгойская

-

2х40

2019[11]

технологи-ческое присоедине-ние ПАО «Газпром»

Строительство ВЛ 110 кВ

«Лимбя-Яха – НПС Уренгойская-1,2 цепь»

135,105

-

2019

Строительство ПС 110 кВ ПСП

-

2х16

201911

технологи-ческое присоедине-ние ПАО «Газпром»

Установка АПНУ на ПС 220 кВ Уренгой

-

-

2018

технологи-ческое присоедине-ние Уренгойской ГРЭС к электрическим сетям

Строительство ПС 110 кВ Отдельная с отпайками от

ВЛ 110 кВ Холмогорская –

Вышка – 1,2

2х0,5

2х6,3

2018

технологи-ческое присоеди-нение АО «Газпром-нефть-Ноябрьскнеф-тегаз». Без увеличения отбора мощности – перераспреде-ление нагрузки с ПС 110 кВ Вышка

Строительство второй ВЛ 110 кВ от ПС 220/110/6 кВ «Оленья» до ПС 110/10 кВ «Песцовая»

(ВЛ 110 кВ Песцовая – Оленья - 2)

48,664

-

2019

технологи-ческое присоедине-ние систем электроснаб-жения объекта «Обустройство нижнемеловых отложений Песцового НГМК на период ОПЭ» ООО «Газпром-добыча Уренгой»

к электричес-ким сетям

Строительство ПС 110 ЦПС-4

-

2х10

Строительство участков ВЛ 110 кВ от ВЛ 110 кВ Оленья – Песцовая - 1,2 до вновь сооружаемой ПС 110/10 кВ «ЦПС-4» с образованием ВЛ 110 кВ Оленья – Песцовая - 1,2 с отпайкой на «ПС ЦПС-4»

2х10

-

Строительство ПП 110 кВ в пролете опор № 41-№ 42 ВЛ 110 кВ Вынгапур – Ярайнерская I, II цепи с отпайкой на Хорошуновская

-

-

2018

технологи-ческое присоединение энергоприни-мающих устройств

АО «Газпром-нефть-Ноябрьск-нефтегаз»

Строительство ПС 110 кВ Роспан с питающими ВЛ110 кВ (отпайки

от ВЛ 110 кВ Уренгой –

Лимбя-Яха-1,2)

2х11

2х10

2018

технологи-ческое присоедине-ние АО «РОСПАН ИНТЕР-НЕШНЛ»

Строительство ПС 110 кВ ГДН

-

2х40

2019

технологи-ческое присоедине-ние ДКС на Еты-Пуровском газовом месторождении ООО «Газпром добыча Ноябрьск»

Строительство СП 110 кВ в районе ПП 110 кВ Северный

-

-

Строительство двухцепной

ВЛ 110 кВ СП Северный –

ГДН - 1,2

2х60

-

Строительство ЛЭП 220 кВ Исконная – Ермак ориентировочной протяженностью 130 км

130

-

2021

Технологи-ческое присоединение АО «Транс-нефть – Сибирь» и ОАО «Тюмен-нефтегаз»

Строительство ПС 220 кВ

Тасу Ява трансформаторной мощностью 500 МВА (2х250 МВА)

-

2х250

2х25 (УШР)

4х25[12]

(БСК)

Перевод двухцепной ВЛ 110 кВ

(в габаритах 220 кВ) Ермак – Русская I,II цепи на номинальный класс напряжения 220 кВ с присоединением к РУ 220 кВ

ПС 220 кВ Ермак и ПС 220 кВ Тасу-Ява

-

-

Сооружение двухцепной ВЛ 110 кВ Тасу-Ява – Русская I, II цепь

2х5[13]

-

На ПС 220 кВ Вынгапур установка АОПО ВЛ 220 кВ Вынгапур – Северный Варьеган, ВЛ 220 кВ Вынгапур – Зима с организацией каналов УПАСК для ОН на объектах АО «Тюменнефтегаз»

-

-

На ПС 220 кВ Исконная установка АОПО ВЛ 220 кВ Исконная – Ермак с организацией каналов УПАСК для ОН на объектах

АО «Тюменнефтегаз»

-

-

На ПС 500 кВ Кирилловская установка АОПО ВЛ 220 кВ Кирилловская – Холмогорская,

ВЛ 220 кВ Кирилловская – Когалым с организацией каналов УПАСК для отключения нагрузки (ОН) на объектах

АО «Тюменнефтегаз»

-

-

На ПС 500 кВ Муравленковская изменение логики работы

АОПО ВЛ 220 кВ Муравленковская – Надым с организацией каналов УПАСК

для ОН на объектах

АО «Тюменнефтегаз»

-

-

На Уренгойской ГРЭС установка АОПО КВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея, КВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Ермак с организацией каналов УПАСК

для ОН на объектах

АО «Тюменнефтегаз»

-

-

На Уренгойской ГРЭС изменение логики работы АОПО ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Тарко-Сале с организацией каналов УПАСК

для ОН на объектах

АО «Тюменнефтегаз»

-

-

На Уренгойской ГРЭС модернизацию АПНУ Уренгойской ГРЭС с организацией каналов УПАСК с действием на ОН на объектах АО «Тюменнефтегаз»

-

-

4.6.2.2. Умеренно оптимистический вариант развития.

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

По информации органов исполнительной власти ЯНАО и предприятий, работающих на территории ЯНАО (в том числе ООО «РН-Пурнефтегаз», ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь», ПАО «НОВАТЭК», АО «РИТЭК», ООО «Газпромвьет», ООО «ЯРГЕО», ООО «Газпром добыча Ямбург», ООО «Газпромпереработка», ООО «Газпром добыча Уренгой»), в настоящее время в разработке находятся планы по присоединению к ЭЭС ЯНАО следующих объектов:

- Средне-Хулымское месторождение с максимальной мощностью 9 МВт;

- Сандибинское месторождение с максимальной мощностью 3,5 МВт;

- энергорайон г. Лабытнанги с максимальной мощностью 42 МВт;

- Северо-Комсомольское месторождение с вводом энергопринимающих устройств 60 МВт в 2022 году и увеличению суммарной потребляемой мощности до 74 МВт до 2055 года;

- Северо-Пуровское газоконденсатное месторождение с максимальной мощностью 6 МВт;

- Харбейское месторождение с максимальной мощностью 40 МВт;

- Пякяхинское месторождение с максимальной мощностью 40 МВт;

- газовое месторождение Каменномысское море с максимальной мощностью 7,6 МВт в 2020 году, 15,7 МВт до 2030 года;

- Ярудейское месторождение с максимальной мощностью 36,58 МВт;

- Уренгойский завод по подготовке конденсата к транспорту с максимальной нагрузкой 19,034 МВт;

- подключение Заполярного НГКМ с максимальной мощностью 22,54 МВт;

- планы ООО «Газпром добыча Уренгой» по подключению новых энергопринимающих устройств к существующим ПС 110 кВ в Уренгойском энергорайоне в объеме 54,21 МВт к 2023 году,

- в соответствии с заявкой на технологическое присоединение ООО «РН-Ванкор»планируется увеличение перетока по КВЛ 220 кВ Мангазея – Ванкор-1,2 до 150 МВт в 2022 году и до 176,5 МВт после 2022 года.

При моделировании электроэнергетических режимов схемы присоединения вышеуказанных объектов в расчетных моделях приняты условно. Учтенные в расчетах данные приведены в таблице 47.

Таблица 47

Перечень принятых мероприятий

при моделировании электроэнергетических режимов

№ пп

Объект

Год ввода

Электросетевой объект

Параметры объекта,

км

МВА, Мвар

1

2

3

4

5

6

1

Средне-Хулымское месторождение

2018

Сооружение ПС 110 кВ Средне-Хулымская с питающей ВЛ 110 кВ

от отпаек на ПС 110 кВ Приозерная

2х20

2х10

2

Сандибинское месторождение

2018

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

2х15

2х6,3

3

Северо-Пуровское газоконденсатное месторождение

2019

Сооружение ПС 110 кВ Северо-Пуровская с ВЛ 110 кВ ПП Лимбя-Яха – Северо-Пуровская - 1,2

2х70

2х10

4

Энергорайон

г. Лабытнанги

2022[14]

Строительство ПС 110 кВ Лабытнанги с питающей ЛЭП 110 кВ (в габаритах 220 кВ) Салехард – Лабытнанги

2х60

2х40

5

Северо- Комсомольское месторождение

2022

Сооружение ПС 110 кВ

ПК-1 с двухцепной

ВЛ 110 кВ Арсенал –

ПК1 - 1,2

2х60

2х63

6

Харбейское месторождение

2020

Сооружение ПС 220 кВ Харбейская с шлейфовым заходом одной из цепей

ВЛ 220 кВ Ермак – Славянская - 1,2 (шлейфовый заход 1 цепи)

2х1

2х63

7

Пякяхинское месторождение

2020

Сооружение ПС 220 кВ Пякяхинская с шлейфовым заходом одной из цепей

ВЛ 220 кВ Ермак – Славянская - 1,2 (шлейфовый заход 2 цепи)

2х1

2х63

8

Уренгойский завод по подготовке конденсата к транспорту

2019

Сооружение ПС 110 кВ Уренгойский зпк с

ВЛ 110 кВ отпайкой от

ВЛ 110 кВ ПП Лимбя-Яха – НПС Уренгойская

2х10

2х25

9

Ярудейское месторождение

2021

Сооружение ПС 220 кВ Янгкм с ВЛ 220 кВ с шлейфовым заходом одной из цепейВЛ 220 кВ

Надым – Салехард - 1,2

2х50

2х40

10

Газовое месторождение Каменномысское-море

2020

Сооружение ПС 110 кВ Каменномысское-море

с 2-мя ВЛ 110 кВ от

ПС 110 кВ Взлетная

2х20

2х16

Мероприятия по электросетевому строительству таблицы 47 носят предварительный характер. Необходимость реализации указанных мероприятий, итоговый вариант и сроки строительства подлежат определению в рамках осуществления процедуры технологического присоединения в соответствии с Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27.12.2004 № 861, с учетом выполненных внестадийных работ, схем развития систем электроснабжения городов и промышленных предприятий для последующей координации развития распределительных и основных электрических сетей.

4.6.3. Анализ характерных ремонтных, аварийных и послеаварийных режимов работы основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы на территории ЯНАО на 2019 – 2023 годы.

Расчеты электроэнергетических режимов ЭЭС ЯНАО для характерных режимов зимних и летних нагрузок сети при нормативных возмущениях в электрической сети 110 – 500 кВ ЭЭС ЯНАО выполнены для нормальной и основных ремонтных схем на 2018 – 2023 годы с использованием программного комплекса «RastrWin».

4.6.3.1. Базовый вариант развития.

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

При анализе потокораспределения основной электрической сети 110 кВ и выше ЭЭС ЯНАО в периоды зимних и летних максимальных и минимальных нагрузок на 2018 – 2023 годы для базового варианта развития выявлено следующее:

1) в нормальной схеме электрической сети ЭЭС ЯНАО параметры режима находятся в области допустимых значений;

2) при нормативных возмущениях в нормальной схеме существует вероятность выхода параметров режима из области допустимых значений для следующих ЛЭП и оборудования с учетом СРМ (при их наличии):

ВЛ 110 кВ Муравленковская – Барсуковская-1;

3) при нормативных возмущениях в единичных ремонтных схемах существует вероятность выхода параметров режима из области допустимых значений для следующих ЛЭП и оборудования с учетом СРМ (при их наличии):

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

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

- 1Т, 2Т ПС 110 кВ Опорная;

- энергорайон, ограниченный ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Тарко-Сале и ВЛ 220 кВ Муравленковская – Надым;

4) при отключении (аварийное отключение или вывод в ремонт) наиболее мощного трансформатора на ПС 110 кВ нагрузка оставшегося в работе трансформатора на ряде центров питания превышает 105% от номинального значения, а именно:

- 1Т, 2Т ПС 110 кВ Голубика.

Мероприятия.

Состав рекомендуемых мероприятий в сети 110 кВ и выше до 2023 года по предотвращению и ликвидации недопустимых значений параметров электроэнергетического режима в ЭЭС ЯНАО при условии выполнения сроков и объемов мероприятий, приведенных в таблице 46 приведен ниже.

Некоторые ремонты ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Тарко-Сале или ВЛ 220 кВ Муравленковская – Надым производятся преимущественно в зимний период времени при замерзшем грунте для обеспечения подъезда спецтехники. Вывод из эксплуатации генерирующего оборудования ПЭС Уренгой приводит к отключению нагрузки потребителей в Северном энергорайоне и ограничению режима потребления электрической энергии (мощности) при аварийных отключениях в единичных ремонтных схемах (ремонт ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Тарко-Сале или ВЛ 220 кВ Муравленковская – Надым). Таким образом, для возможности обеспечения вывода из эксплуатации генерирующего оборудования ПЭС Уренгой рекомендуется сооружение ВЛ 220 кВ Арсенал – Исконная с установкой АОПО ВЛ 220 кВ Арсенал – Исконная на ПС 220 кВ Арсенал с действием на ОН в Северном энергорайоне.

Превышение ДДТН ВЛ 110 кВ Муравленковская – Барсуковская - 1 (участок от ПС 500 кВ Муравленковская до отпайки на ПС 110 кВ Н. Пурпейская) наблюдается в режимах летних максимальных и минимальных нагрузок 2018 – 2020 годов при отключении 2 СШ 110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская или ВЛ 110 кВ Муравленковская – Барсуковская - 2. Максимальная токовая загрузка выявлена в режиме летних минимальных нагрузок 2020 года при отключении 2 СШ 110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская при секционированном транзите 110 кВ Муравленковская – Барсуковская – ПП Комсомольский – Тарко-Сале с учетом работы АВР на ПС 110 кВ Н. Пурпейская и ПС 110 кВ Барсуковская. Токовая загрузка ВЛ 110 кВ Муравленковская – Барсуковская - 1 (участок от ПС 500 кВ Муравленковская до отпайки на ПС 110 кВ Н.Пурпейская) в указанных СРС составляет 107% (418 А) от Iддтн (390 А).Для ликвидации превышения ДДТН ВЛ 110 кВ Муравленковская – Барсуковская - 1 и предотвращения ввода ГВО рекомендуется включение в транзитный режим ВЛ 110 кВ СП Барсуковский – ПП Комсомольский - 1,2. Для реализации данного мероприятия необходима 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 с организацией ВЧ-канала связи.

Для ликвидации превышения АДТН ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Комсомольский - 1,2 и ВЛ 110 кВ Муравленковская – Барсуковская - 1,2 и предотвращения ввода ГВО при нормативных возмущениях в единичных ремонтных схемах в схеме замкнутого транзита необходима установка АОПО 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 с организацией ВЧ-канала связи. Включение в транзитный режим ВЛ 110 кВ СП Барсуковский – ПП Комсомольский - 1,2 также обеспечивает двустороннюю схему электроснабжения ПС 110 кВ Барсуковская и ПС 110 кВ Н.Пурпейская.

ВЛ 110 кВ Вынгапур – Маяк, ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя, ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр. Превышение ДДТН ВЛ 110 кВ Вынгапур – Маяк, ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя, ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр наблюдается в режимах зимних и летних максимальных и минимальных нагрузок 2018 – 2023 годов при аварийном отключении одной из указанных ВЛ 110 кВ в схеме ремонта второй ВЛ 110 кВ. Максимальные токовые нагрузки ВЛ 110 кВ Вынгапур – Маяк, ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя, ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр выявлены в режиме летних минимальных нагрузок 2020 года и составляют 126, 126 и 153% от Iддтн соответственно. Выявленные перегрузки превышают АДТН рассматриваемых ВЛ 110 кВ.

На ПС 220 кВ Вынгапур на ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя, Вынгапур – Маяк и на ПС 220 кВ Янга-Яха на ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр установлены АОПО с действием на отключение нагрузки на ПС 110 кВ Новогодняя.Токовая нагрузка оставшейся ВЛ 110 кВ после действия АОПО не превысит АДТН, но превысит ДДТН этой ВЛ 110 кВ. Для непревышения ДДТН ВЛ 110 кВ необходим ввод ГВО дополнительно к отключенной действием АОПО нагрузке. Схемно-режимные мероприятия (СРМ), реализация которых позволяет снизить (исключить) ввод ГВО, отсутствуют.

Для исключения ввода ГВО в схеме, складывающейся после единичного нормативного возмущения в ремонтной схеме, рекомендуется строительство ВЛ 110 кВ с реализацией транзита 110 кВ между ПП 110 кВ Северный и ПС 110 кВ Губкинская. При этом учитывая планы по вводу энергопринимающих устройств ООО «Газпромдобыча Ноябрьск» на Еты-Пуровском газовом месторождении, максимальной мощностью 35 МВт, со строительством новой ПС 110 кВ ГДН с ВЛ 110 кВ ПП Северный – ГДН - 1,2 рекомендуетсяреализовать транзит 110 кВ между ПП 110 кВ Северный и ПС 110 кВ Губкинская протяженностью около 60 км с использованием планируемого к сооружению участка от ПП 110 кВ Северный до новой ПС 110 кВ ГДН.

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

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

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

ПС 110 кВ Варенга-Яха присоединена к двухцепной ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха – I,II. ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха I, II цепи введена в эксплуатацию в 1984 году. Таким образом, срок эксплуатации ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга – Яха I, II цепи на настоящий момент составляет 33 года. Учитывая большой срок эксплуатации в условиях Крайнего Севера (значительные сезонные климатическими перепады температур и ветровые нагрузки) и прохождение трассы вышеуказанной ВЛ 110 кВ как по заболоченной местности, так и в стесненных городских условиях, в соответствии с актом технического состояния № 19/02-17 от 28.02.2017, составленного по результатам осмотра, требуется комплексная реконструкция ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха I, II цепи. Мероприятия, необходимые для проведения реконструкции ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха I, II цепи, указаны в подпункте 4.6.4 пункта 4.6 настоящих Схемы и Программы.

В условиях плохого технического состояния ВЛ 110 кВ Уренгой-Варенга-Яха I, II цепи при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха – II (I) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха – I (II) и наоборот питание нагрузки 35 кВ г. Новый Уренгой будет осуществляться от 1Т ПС 110 кВ Опорная. При этом загрузка ПС 110 кВ Опорная составитдо 34/18 МВА (зима/лето) и превысит номинальную мощность оставшегося в работе трансформатора на 212,5/112,5% (на 18/2 МВА).

Учитывая изложенное, рекомендуется замена трансформаторов 2х16 МВА на ПС 110 кВ Опорная на трансформаторы большей мощности[15].

4.6.3.2. Умеренно оптимистический вариант развития.

При анализе потокораспределения основной электрической сети 110 кВ и выше ЭЭС ЯНАО в периоды зимних и летних максимальных и минимальных нагрузок на 2018 – 2023 годы для умеренно оптимистического варианта развития выявлены риски, аналогичные базовому варианту, а также следующее:

1) в нормальной схеме электрической сети ЭЭС ЯНАО параметры режима находятся в области допустимых значений при условии выполнения сроков и объемов мероприятий, рекомендуемых для выполнения в базовом варианте и предварительно сформированных мероприятий в таблице 47;

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

- энергорайон, ограниченный ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Тарко-Сале и ВЛ 220 кВ Муравленковская – Надым;

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

Состав рекомендуемых мероприятий в сети 110 кВ и выше до 2023 года по предотвращению и ликвидации недопустимых значений параметров электроэнергетического режима в ЭЭС ЯНАО в нормальной схеме и при единичном отключении в нормальной схеме при условии выполнения сроков и объемов мероприятий, приведенных в таблицах 46 и 47, приведен ниже.

Энергорайон, ограниченный ВЛ 220 кВ Тарко-Сале – Уренгойская ГРЭС, ВЛ 220 кВ Муравленковская – Надым. В случае аварийного отключения Блока 1 Уренгойской ГРЭС в режимах зимних максимальных и минимальных нагрузок 2021 – 2023 годов наблюдается снижение напряжений в Северном энергорайоне ЭЭС ЯНАО ниже критических значений. В целях недопущения возникновения недопустимых параметров электроэнергетического режима рекомендуется установка БСК 220 кВ с УШР 220 кВ по 100 Мвар на ПС 220 кВ Исконная, ПС 220 кВ Ермак, ПС 500 кВ Тарко-Сале.

3,4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой. В случае подтверждения планов по вводу новых энергопринимающих устройств в Уренгойском энергорайоне, рассмотренных в рамках умеренно оптимистического прогноза потребления мощности, рекомендуется сооружение новой ПС 220/110 кВ с установкой одного АТ 220/110 кВ мощностью 125 МВА. Учитывая существующее расположение энергопринимающих устройств потребителей, сооружение новой ПС 220 кВ с установкой АТ 220/110 кВ рекомендуется выполнить в районе существующей ПС 110 кВ УГП-2В, с подключением по сети 110 кВ. Окончательные параметры новой ПС 220 кВ, в том числе месторасположение, необходимость и количество ячеек 110 кВ, должно быть определено перед началом реализации по факту поступления заявок на технологическое присоединение. Мероприятия по электросетевому строительству, приведенные выше, могут быть использованы при формировании варианта состава мероприятий, обеспечивающих технологическое присоединение для учтенных исходных и расчетных условий, при этом носят предварительный характер. Необходимость включения указанных мероприятий в итоговый состав мероприятий, обеспечивающих технологическое присоединение энергопринимающих устройств заявителей, и сроки строительства должны быть определены в рамках осуществления процедуры технологического присоединения в соответствии с Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27.12.2004 № 861.

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

4.6.4.1. Базовый вариант развития.

В таблице 48 представлены мероприятия, рекомендуемые к выполнению на основании расчета и анализа перспективных электрических режимов в целях устранения выявленных схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений (в дополнение к мероприятиям, представленным в таблице 46).

Таблица 48

Перечень электросетевых объектов, рекомендуемых к вводу в 2018 – 2023 годах

в целях устранения выявленных схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых

значений, базовый вариант

№ пп

Электросетевой объект

Параметры объекта,

Год ввода

Основание для выполнения мероприятия

км

МВА, Мвар

1

2

3

4

5

6

1

Строительство ВЛ 220 кВ Арсенал – Исконная[16]

220

-

2021*

компенсационное мероприятие, связанное с выводом из эксплуатации ПЭС Уренгой

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

-

-

Установка АОПО

ВЛ 220 кВ Арсенал – Исконная на ПС 220 кВ Арсенал с действием на

ОН в Северном энергорайоне

-

-

2

Установка основных быстродействующих защит на ПС 500 кВ Муравленковская ВЛ 110 кВ Муравленковская – Барсуковская-1,2 и

ПС 500 кВ Тарко-Сале

ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Комсомольский-1,2 и организацией ВЧ-канала связи для замыкания в транзит ВЛ 110 кВ

СП Барсуковский –

ПП Комсомольский-1,2

-

-

2019

ликвидация превышений ДТН при единичных нормативных возмущениях в нормальной схеме

3

Установка АОПО

ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - Комсомольский-1,2 на

ПС 500 кВ Тарко-Сале и АОПО ВЛ 110 кВ Муравленковская – Барсуковская - 1,2 на

ПС 500 кВ Муравленковская с реализацией каналов УПАСК

-

-

2019

ликвидация превышений АДТН при нормативных возмущениях в ремонтных схемах

4

Сооружение участка ВЛ 110 кВ от точки врезки в

ВЛ 110 кВ Северный –

ГДН – 1,2 до ПС 110 кВ Губкинская с замыканием транзита 110 кВ между

ПП 110 кВ Северный и

ПС 110 кВ Губкинская

2х20

-

2021*

исключение ввода ГВО при единичных нормативных возмущениях в ремонтной схеме

5

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

-

2х25

2018

исключение перегрузки трансформаторного оборудования

6

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

-

2х40

2018

исключение перегрузки трансформаторного оборудования

* Общий срок сооружения ВЛ с реконструкцией ПС от начала проектирования до ввода объекта в работу составляет не менее 3 лет (СНиП 1.04.03-85 «Нормы продолжительности строительства и задела в строительстве предприятий, зданий и сооружений», Положение о порядке организации и проведения Государственной экспертизы проектной документации и результатов инженерных изысканий, утвержденное постановлением Правительства Российской Федерации от 05.03.2007 № 145).

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

16) Схема электроснабжения ПС 110 кВ Пур.

ПС 110/10 кВ Пур находится на балансе Свердловской железной дороги филиала ОАО «РЖД». На ПС установлено два трансформатора по 10 МВА каждый.

В соответствии с актом разграничения балансовой принадлежности и эксплуатационной ответственности электроустановок к ПС 110 кВ Пур присоединены потребители II категории по надежности электроснабжения.

По стороне 110 кВ ПС 110 кВ Пур питается по одной ВЛ 110 кВ Кирпичная – Пур протяженностью 41 км с двумя отпаечными ПС 110 кВ. В случае аварийного отключения питающей ВЛ 110 кВ отсутствует возможность перевода нагрузки ПС 110 кВ Пур по сетям 10 кВ и ниже на другие центры питания.

Таким образом, в настоящий момент схема присоединения ПС 110 кВ Пур по сети 110 кВ не обеспечивает II категорию по надежности электроснабжения.

С учетом того что в районе расположения ПС 110 кВ Пур в рамках реализации технических условий на технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО «Газпром» предусмотрено строительство новой ПС 110 кВ ПСП с ВЛ 110 кВ Кирпичная – ПС ПСП 2 ц (41 км), рекомендуется в целях приведения схемы присоединения ПС 110 кВ Пур в соответствие II категории по надежности электроснабжения рассмотреть возможность строительства отпайки от новой ВЛ 110 кВ до ПС 110 кВ Пур ориентировочной протяженностью 1 км.

17) Мероприятия по развитию городских электрических сетей г. Новый Уренгой.

В настоящее время электроснабжение потребителей г. Новый Уренгой осуществляется от ПС 110 кВ Опорная, ПС 110 кВ Варенга-Яха, ПС 110 кВ Новоуренгойская, ПС 110 кВ Ева-Яха и ПС 110кВ Ямал по тупиковой схеме от ПС 220/110кВ Уренгой:

18) - ПС 110 кВ Варенга-Яха, ПС 110 кВ Новоуренгойская подключены к двухцепной ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха I, II цепи;

19) - ПС 110 кВ Опорная, ПС 110 кВ Ева-Яха и ПС 110кВ Ямал подключены к отпаечной двухцепной ВЛ 110 кВ на ПС 110 кВ Ева-Яха (I цепь – отпайка от ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-5В и II цепь – отпайка от ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха II цепь).

От каждой из указанных ПС 110 кВ питаются потребители I и II категорий надежности электроснабжения, в том числе аэропорт и водозабор города Новый Уренгой.

ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха I, II цепи введена в эксплуатацию в 1984 году. Таким образом, срок эксплуатации ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха I, II цепи на настоящий момент составляет 33 года. Учитывая большой срок эксплуатации в условиях Крайнего Севера (значительные сезонные климатическими перепады температур и ветровые нагрузки) и прохождение трассы вышеуказанной ВЛ 110 кВ как по заболоченной местности, так и в стесненных городских условиях, в соответствии с актом технического состояния №19/02-17 от 28.02.2017, составленного по результатам осмотра, требуется комплексная реконструкция ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха I, II цепи.

Акт технического состояния составлен по результатам периодических обходов-осмотров, во время которых были выявлены дефекты ВЛ, связанные с коррозией металла опор, повреждениями грозотроса, проводов и фундаментов опор, в том числе 12 опор требуют перестановки на новый фундамент.

В связи с прохождением ВЛ частично по сильно заболоченной местности реконструкцию ВЛ 110 кВ возможно осуществить только в осенне-зимний период времени. Для обеспечения возможности вывода в ремонт двухцепной ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха I, II цепи под реконструкцию необходим предварительный перевод нагрузки по сети потребителя 6-10-35 кВ в объеме более 58 МВА в осенне-зимний период. Существующая электрическая сеть 6-10-35 кВ потребителя позволяет выполнить перевод нагрузки в объеме не более 10 МВА (на ПС 110 кВ Опорная, ПС 110 кВ Ева-Яха и ПС 110 кВ Ямал).

Учитывая высокие риски повреждения существующей двухцепной ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха I, II цепи из-за выявленных дефектов и, как следствие, потери электроснабжения более половины потребителей города Новый Уренгой, а также исключения длительного ввода ограничения при реконструкции, рекомендуется создание вокруг города кольцевой магистральной сети напряжением 110 кВ и обеспечение связи кольцевой сети 110 кВ по сети внешнего электроснабжения не менее чем с двумя независимыми источниками питания энергосистемы через разные опорные подстанции.

Учитывая вышеизложенное, рекомендуется реализация следующих мероприятий для обеспечения возможности реконструкции ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха I, II цепи:

- строительство ПП 110 кВ Монтажник;

- строительство участка ВЛ 110 кВ протяженностью ~4км с организацией ВЛ 110 кВ Уренгой-Монтажник-1,2 цепь (с питанием ПС 110 кВ Новоуренгойская и ПС 110 кВ Варенга-Яха);

- строительство участка ВЛ 110 кВ протяженностью ~4км с организацией ВЛ 110 кВ Уренгой-Монтажник-3,4 цепь (с питанием ПС 110 кВ Ямал, ПС 110 кВ Ева-Яха и ПС 110кВ Опорная).Учитывая, что выполнение реконструкции ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха I, II цепи (с выводом на длительный период времени) может быть выполнен только с переводом питания ПС 110 кВ Варенга-Яха, ПС 110 кВ Новоуренгойская со стороны ПП 110 кВ Монтажник от отпаек на ПС 110 кВ Ева-Яха, то при сохранении отпаечной схемы по отпайкам на ПС 110 кВ Ева-Яха будет осуществляться электроснабжение вышеуказанных пяти ПС 110 кВ, суммарной нагрузкой в зимний период 110 МВт (согласно данным зимнего контрольного замера нагрузок 2016 года). При этом отпайки на ПС 110 кВ Ева-Яха выполнены проводом марки АС-150 и АС-120, пропускной способностью в зимний период порядка 500 А (95 МВт) при температуре минус 5 С и ниже. Таким образом, учитывая отсутствие возможности перевода нагрузки с указанных пяти ПС 110 кВ в рассматриваемой схеме по сети 6-10-35 кВ на другие центры питания при аварийном отключении одной цепи ВЛ 110 кВ на ПС 110 кВ Ева-Яха потребуется отключение нагрузки в объеме порядка 15 МВт для ликвидации превышения ДДТН второй цепи ВЛ 110 кВ. В связи с этимнеобходимоизменение схемы подключения ВЛ 110 кВ на ПС 110 кВ Ева-Яха, ПС 110 кВ Ямал, ПС 110 кВ Опорная.

Изменение схемы подключения ВЛ 110 кВ на ПС 110 кВ Ева-Яха, ПС 110 кВ Ямал, ПС 110 кВ Опорная (отпайки от ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-5В и ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха II цепь) может быть выполнено по одному из следующих вариантов:

вариант 1: Строительство участков ВЛ 110 кВ от ВЛ 110 кВ Лимбя-Яха – НПС Уренгойская до отпаек ВЛ 110 кВ на ПС 110 кВ Ева-Яха (ориентировочная протяженность 10 км);

вариант 2: Переподключение (строительство участков ВЛ 110 кВ ориентировочной протяженностью 1 км) отпаечных ВЛ 110 кВ на ПС 110 кВ Ева-Яха на ВЛ 110 кВ Уренгой-УГТЭС 72 (после выполнения демонтажа ПЭС Уренгой).

Учитывая, что мероприятия по варианту 2 могут быть реализованы только после выполнения демонтажа ПЭС Уренгой с учетом реализации компенсирующих мероприятий (не ранее 2021 года) к реализации, рекомендуется вариант 1. Мероприятия по варианту 1 также позволяют выполнить перевод нагрузки с шин 110 кВ загруженной ПС 220 кВ Уренгой на вновь сооружаемую ПС 220 кВ Исконная (через ПП 110 кВ Лимбя – Яха) и обеспечить электроснабжение г. Новый Уренгой от двух независимых центров питания 220 кВ. Расчеты электроэнергетических режимов показали, что при единичных отключениях в нормальной и ремонтных схемах параметры электроэнергетических режимов не выходят из области допустимых значений.

4.6.4.2. Умеренно оптимистический вариант развития.

В таблице 49 представлены дополнительные мероприятия, рекомендуемые к выполнению на основании расчета и анализа перспективных электрических режимов в целях устранения выявленных схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений в рамках рассмотрения умеренно оптимистического прогноза потребления мощности ЭЭС ЯНАО (в дополнение к мероприятиям, представленным в таблицах 46 – 48 и указанным в подпункте 4.6.3.1 пункта 4.6 настоящих Схемы и Программы).

Таблица 49

Перечень электросетевых объектов, рекомендуемых к вводу в 2018 – 2023 годах

в рамках умеренно оптимистического прогноза потребления мощности,

в целях устранения выявленных схемно-режимных ситуаций,

характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров

режима из области допустимых значений

№ п/п

Электросетевой объект

Параметры объекта,

Год ввода

Основание для выполнения мероприятия

км

МВА, Мвар

1

2

3

4

5

6

1

Строительство новой

ПС 220/110 кВ в районе

ПС 110 кВ УГП-2В с шлейфовым заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой[17]

2х10

1х125

2019

ликвидация недопустимых токовых нагрузок 3,4 АТ

ПС 220 кВ Уренгой при единичных отключениях в нормальной схеме

2

Установка БСК 220 кВ с УШР 220 кВ по 100 Мвар на ПС 220 кВ Исконная, ПС 220 кВ Ермак,

ПС 500 кВ Тарко-Сале

-

3х100 + 3х100

2022

обеспечение возможности подключения новой нагрузки Северного энергорайона

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

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

При условии реализации мероприятий по строительству ПС 220 кВ в районе ПС 110 кВ УГП-2В и строительству ПП 110 кВ Монтажник целесообразно предусмотреть подключение кольцевой сети 110 кВ г. Новый Уренгой к ПС 110 кВ УГП-2В. Для реализации мероприятия целесообразно предусмотреть строительство шлейфовых заходов ВЛ 110 кВ Лимбя-Яха – Монтажник на ПС 110 кВ УГП-2В. Также при проведении проектных изысканий для мероприятия по строительству ПП 110 кВ Монтажник целесообразно предусмотреть возможность расширения данного объекта до ПС 110/35/10 кВ Монтажник для образования дополнительного центра питания для нужд потребителей г. Новый Уренгой.

Рассматриваемые мероприятия по развитию электрических сетей 110 кВ позволяют:

- существенно снизить вероятность нарушения электроснабжения потребителей г. Новый Уренгой при нормативных возмущениях в ремонтных схемах;

- повысить надежность электроснабжения промышленных потребителей на транзите 110 кВ Уренгой – Буран – Оленья;

- обеспечить возможность подключения дополнительных энергопринимающих устройств в районе г. Новый Уренгой и на транзите 110 кВ Уренгой – Буран – Оленья.

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

4.6.4.3. Сводный перечень объектов электросетевого хозяйства, рекомендуемых к сооружению.

Сводный перечень объектов электросетевого хозяйства, рекомендуемых к сооружению до 2023 года на территории ЭЭС ЯНАО приведен в таблице 50.

Таблица 50

Сводный перечень объектов электросетевого хозяйства, рекомендуемых

к сооружению до 2023 года на территории ЭЭС ЯНАО

№ п/п

Электросетевой объект

Параметры объекта,

Год ввода

Основание для выполнения мероприятия

км

МВА, Мвар

1

2

3

4

5

6

Мероприятия для обеспечения технологического присоединения

Строительство ПС 220 кВ

Исконная трансформаторной мощностью 125 МВА

-

1х125

2018

технологическое присоединение в Северном энергорайоне (район

ПС 220 кВ Уренгой)

Строительство заходов ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой II цепь на ПС 220 кВ Исконная суммарной ориентировочной протяженностью 8,37 км

(4,1 км + 4,273 км)

1х4,1

1х4,273

-

Строительство ВЛ 110 кВ

ПС Исконная – ПП Лимбя-Яха

18,02

-

2018

Строительство ПС 220 кВ Ермак трансформаторной мощностью

250 МВА (2х125 МВА) и мощностью средств компенсации реактивной мощности 126 Мвар (2хУШР-63 Мвар) на ПС 220 кВ Ермак

-

2х125

2х40

2х63 (УШР)

2018

технологическое присоединение АО «Транснефть – Сибирь» и ОАО «Тюменнефте-газ»

Строительство заходов одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Мангазея на ПС 220 кВ Ермак суммарной ориентировочной протяженностью 160,62 км (80,42+80,2 км)

1х80,2

1х80,42

-

Строительство ПС 220кВ Славянская трансформаторной мощностью 50 МВА (2х25 МВА)

-

2х25

2018

Строительство двух одноцепных ВЛ 220 кВ Ермак – Славянская

№ 1, 2 суммарной ориентировочной протяженностью 283,41 км (141,564 и 141,845 км)

1х141,564

1х141,845

-

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

2х1,394

2х16

2019

Строительство ПС 110 кВ Русская с двухцепной ВЛ 110 кВ

(в габаритах 220 кВ) Ермак – Русская

2х68,633

2х80

2019

Строительство ПС 110 кВ НПС Уренгойская

-

2х40

2019[18]

технологическое присоединение ПАО «Газпром»

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

135,105

-

2019

Строительство ПС 110 кВ ПСП

-

2х16

20199

технологическое присоединение ПАО «Газпром»

Установка АПНУ на ПС 220 кВ Уренгой

-

-

2018

технологическое присоединение Уренгойской ГРЭС к электрическим сетям

Строительство ПС 110 кВ Отдельная с отпайками от

ВЛ 110 кВ Холмогорская – Вышка – 1,2

2х0,5

2х6,3

2018

технологическое присоединение АО «Газпром-нефть-Ноябрьскнефте-газ». Без увеличения отбора мощности – перераспреде-ление нагрузки с

ПС 110 кВ Вышка

Строительство второй ВЛ 110 кВ от ПС 220/110/6 кВ «Оленья» до ПС 110/10 кВ «Песцовая»

(ВЛ 110 кВ Песцовая – Оленья - 2)

48,664

-

2019

технологическое присоединение систем электроснабже-ния объекта «Обустройство нижнемеловых отложений Песцового НГМК на период ОПЭ» ООО «Газпромдобыча Уренгой» к электрическим сетям

Строительство ПС 110 ЦПС-4

-

2х10

Строительство участков

ВЛ 110 кВ от ВЛ 110 кВ Оленья – Песцовая - 1,2 до вновь сооружаемой ПС 110/10 кВ

«ЦПС-4» с образованием

ВЛ 110 кВ Оленья – Песцовая - 1,2 с отпайкой на «ПС ЦПС-4»

2х10

-

Строительство ПП 110 кВ в пролете опор №41-№42 ВЛ 110 кВ Вынгапур – Ярайнерская I, II цепи с отпайкой на Хорошуновская

-

-

2018

технологическое присоединение энергоприни-мающих устройств

АО «Газпром-нефть-Ноябрьскнеф-тегаз»

Строительство ПС 110 кВ Роспан с питающими ВЛ110 кВ (отпайки от ВЛ 110 кВ Уренгой – Лимбя-Яха-1,2)

2х11

2х10

2018

технологическое присоединение АО «РОСПАН ИНТЕР-НЕШНЛ»

Строительство ПС 110 кВ ГДН

-

2х40

2019

технологическое присоединение ДКС на Еты-Пуровском газовом месторождении ООО «Газпром добыча Ноябрьск»

Строительство СП 110 кВ в районе ПП 110 кВ Северный

-

-

Строительство двухцепной

ВЛ 110 кВ СП Северный –

ГДН - 1,2

2х60

-

Строительство ЛЭП 220 кВ Исконная – Ермак ориентировочной протяженностью 130 км

130

-

2021

технологическое присоединение АО «Транснефть – Сибирь» и ОАО «Тюмен-нефтегаз»

Строительство ПС 220 кВ

Тасу Ява трансформаторной мощностью 500 МВА

(2х250 МВА)

-

2х250

2х25 (УШР)

4х25[19]

(БСК)

Перевод двухцепной ВЛ 110 кВ

(в габаритах 220 кВ) Ермак – Русская I,II цепи на номинальный класс напряжения 220 кВ с присоединением к РУ 220 кВ

ПС 220 кВ Ермак и ПС 220 кВ Тасу-Ява

-

-

Сооружение двухцепной ВЛ 110 кВ Тасу-Ява – Русская I,II цепь

2х5[20]

-

На ПС 220 кВ Вынгапур установка АОПО ВЛ 220 кВ Вынгапур – Северный Варьеган, ВЛ 220 кВ Вынгапур – Зима с организацией каналов УПАСК

для ОН на объектах

АО «Тюменнефтегаз»

-

-

На ПС 220 кВ Исконная установка АОПО ВЛ 220 кВ Исконная – Ермак с организацией каналов УПАСК для ОН на объектах

АО «Тюменнефтегаз»

-

-

На ПС 500 кВ Кирилловская установка АОПО ВЛ 220 кВ Кирилловская – Холмогорская, ВЛ 220 кВ Кирилловская – Когалым с организацией каналов УПАСК для отключения нагрузки (ОН) на объектах

АО «Тюменнефтегаз»

-

-

На ПС 500 кВ Муравленковская изменение логики работы

АОПО ВЛ 220 кВ Муравленковская – Надым с организацией каналов УПАСК для ОН на объектах АО «Тюменнефтегаз»

-

-

На Уренгойской ГРЭС установка АОПО КВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея, КВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Ермак с организацией каналов УПАСК

для ОН на объектах

АО «Тюменнефтегаз»

-

-

На Уренгойской ГРЭС изменение логики работы АОПО ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Тарко-Сале с организацией каналов УПАСК

для ОН на объектах

АО «Тюменнефтегаз»

-

-

На Уренгойской ГРЭС модернизацию АПНУ Уренгойской ГРЭС с организацией каналов УПАСК с действием на ОН на объектах

АО «Тюменнефтегаз»

-

-

Мероприятия для устранения выявленных схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений и обеспечения надежного электроснабжения потребителей, базовый вариант

1

Строительство ВЛ 220 кВ Арсенал – Исконная[21]

220

-

2021*

компенсацион-ные мероприятиеиз-за вывода из эксплуатации ПЭС Уренгой

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

-

-

Установка АОПО ВЛ 220 кВ Арсенал – Исконная на ПС 220 кВ Арсенал с действием на ОН в Северном энергорайоне

-

-

2

Установка основных быстродействующих защит на

ПС 500 кВ Муравленковская

ВЛ 110 кВ Муравленковская – Барсуковская-1,2 и ПС 500 кВ Тарко-Сале ВЛ 110 кВ

Тарко-Сале – Комсомольский-1,2 и организацией ВЧ-канала связи для замыкания в транзит

ВЛ 110 кВ СП Барсуковский –

ПП Комсомольский-1,2

-

-

2019

ликвидация превышений ДТН при единичных нормативных возмущениях в нормальной схеме

3

Установка АОПО ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - Комсомольский-1,2 на ПС 500 кВ Тарко-Сале и

АОПО ВЛ 110 кВ Муравленковская –

Барсуковская - 1,2 на ПС 500 кВ Муравленковская с реализацией каналов УПАСК

-

-

2019

ликвидация превышений АДТН при нормативных возмущениях в ремонтных схемах

4

Сооружение участка ВЛ 110 кВ

от точки врезки в ВЛ 110 кВ Северный – ГДН - 1,2 до ПС 110 кВ Губкинская с замыканием транзита 110 кВ между ПП 110 кВ Северный и ПС 110 кВ Губкинская

2х20

-

2021*

исключение ввода ГВО при единичных нормативных возмущениях в ремонтной схеме

5

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

на 2х25 МВА)

-

2х25

2018

исключение перегрузки трансформатор-ного оборудования

6

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

на 2х40 МВА)

-

2х40

2018

исключение перегрузки трансформатор-ного оборудования

Строительства отпайки от новой ВЛ 110 кВ Кирпичная – ПС ПСП 2 ц до ПС 110 кВ Пур

1

-

2020

обеспечение требуемой категории надежности электроснабже-ния потребителей ПС 110 кВ Пур

Строительство ПП 110кВ Монтажник

-

-

2021

обеспечение возможности вывода для комплексной реконструкции ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха I, II цепис заменой опор без погашения потребителей

г. Новый Уренгой

Строительство участков ВЛ 110 кВ с организацией ВЛ 110 кВ Уренгой – Монтажник-1,2 цепь

2х4,35

-

Строительство участков ВЛ 110 кВ с организацией ВЛ 110 кВ Уренгой – Монтажник-3,4 цепь

2х1,7

-

Строительство участков ВЛ 110 кВ от ВЛ 110 кВ Лимбя-Яха – НПС Уренгойская до отпаек

ВЛ 110 кВ на ПС 110 кВ Ева-Яха

2х10,11

-

2021

Умеренно оптимистический вариант развития,мероприятия, принятые при моделировании электроэнергетических режимов схем присоединения объектов потребителей

Сооружение ПС 110 кВ Средне-Хулымская с питающей

ВЛ 110 кВ от отпаек на ПС 110 кВ Приозерная

2х20

2х10

2018

электроснабже-ние Средне-Хулымского месторождения

Сооружение ПС 110 кВ Сандибинская с отпайками

от ВЛ 110 кВ Базовая – Ныда - 1,2

2х15

2х6,3

2018

электроснабже-ние Сандибинского месторождения

Сооружение ПС 110 кВ Северо-Пуровская с ВЛ 110 кВ ПП Лимбя-Яха – Северо-Пуровская - 1,2

2х70

2х10

2019

электроснабже-ние Северо-Пуровского газоконденсат-ного месторождения

Строительство ПС 110 кВ Лабытнанги с питающей

ЛЭП 110 кВ (в габаритах 220 кВ) Салехард – Лабытнанги

2х60

2х40

2022[22]

присоединение энергорайона

г. Лабытнанги к ЕЭС России

Сооружение ПС 110 кВ ПК-1 с двухцепной ВЛ 110 кВ Арсенал – ПК1 - 1,2

2х60

2х63

2022

электроснабже-ние Северо- Комсомольского месторождения

Сооружение ПС 220 кВ Харбейская с шлейфовым заходом одной из цепей ВЛ 220 кВ Ермак – Славянская - 1,2 (шлейфовый заход 1 цепи)

2х1

2х63

2020

электроснабже-ние Харбейского месторождения

Сооружение ПС 220 кВ Пякяхинская с шлейфовым заходом одной из цепей

ВЛ 220 кВ Ермак –

Славянская - 1,2 (шлейфовый заход 2 цепи)

2х1

2х63

2020

электроснабже-ние Пякяхинского месторождения

Сооружение ПС 110 кВ Уренгойский зпк с ВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ ПП Лимбя-Яха – НПС Уренгойская

2х10

2х25

2019

электроснабже-ние Уренгойского завода по подготовке конденсата к транспорту

Сооружение ПС 220 кВ Янгкм с шлейфовым заходом одной из цепей ВЛ 220 кВ Надым – Салехард-1,2

2х50

2х40

2021

электроснабже-ние Ярудейского месторождения

Сооружение ПС 110 кВ Каменномысское-море с 2-мя

ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Взлетная

2х20

2х16

2020

электроснабже-ние Газового месторождения Каменномыс-ское-море

Мероприятия для устранения выявленных схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений, умеренно оптимистический вариант

2

Строительство новой

ПС 220/110 кВ в районе

ПС 110 кВ УГП-2В с шлейфовым заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой[23]

2х10

1х125

2019

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

Установка БСК 220 кВ с

УШР 220 кВ по 100 Мвар на

ПС 220 кВ Исконная, ПС 220 кВ Ермак, ПС 500 кВ Тарко-Сале

-

3х100 (УШР), 3х100 (БСК)

2022

обеспечение возможности подключения новой нагрузки Северного энергорайона

* Общий срок сооружения ВЛ с реконструкцией ПС от начала проектирования до ввода объекта в работу составляет не менее 3 лет (СНиП 1.04.03-85 «Нормы продолжительности строительства и задела в строительстве предприятий, зданий и сооружений», Положение о порядке организации и проведения Государственной экспертизы проектной документации и результатов инженерных изысканий, утвержденное постановлением Правительства Российской Федерации от 05.03.2007 № 145)

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

Рекомендации по корректировке сроков ввода электросетевых объектов ЕНЭС, включенных в СиПР ЕЭС России 2018 – 2024, отсутствуют.

Некоторые ремонты ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Тарко-Сале или ВЛ 220 кВ Муравленковская – Надым производятся преимущественно в зимний период времени при замерзшем грунте для обеспечения подъезда спецтехники. Вывод из эксплуатации генерирующего оборудования ПЭС Уренгой приводит к отключению нагрузки потребителей в Северном энергорайоне и ограничению режима потребления электрической энергии (мощности) при аварийных отключениях в единичных ремонтных схемах (ремонт ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Тарко-Сале или ВЛ 220 кВ Муравленковская – Надым), в связи с чем для возможности обеспечения вывода из эксплуатации генерирующего оборудования ПЭС Уренгой рекомендуется сооружение ВЛ 220 кВ Арсенал – Исконнаяи АОПО ВЛ 220 кВ Арсенал – Исконная.

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

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

4.6.7. Сводные данные по развитию электрической сети энергосистемы ЯНАО на период 2018 – 2023 годов.

В таблице 51 приведены сводные данные по развитию электрической сети 110 кВ и выше в 2018 – 2023 годах с учетом перечня планируемых к вводу электросетевых объектов, приведенного в таблице 50. В данной таблице для каждого года приведены суммарные величины протяженности вводимых ЛЭП 110 кВ и выше, а также суммарная установленная мощность вновь вводимых трансформаторов (автотрансформаторов).

Таблица 51

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

на период 2018 – 2023 годов

Наименование

Единицы измере-ния

2018 год

2019 год

2020 год

2021 год

2022 год

2023

год

Всего 2018 – 2023

годы

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Базовый вариант развития

ВЛ 500 кВ

км

–

–

–

–

–

–

–

ВЛ 220 кВ

км

452

–

220

130

–

–

802

ВЛ 110 кВ

км

161

343

10

–

–

514

АТ 500/220 кВ

МВА

–

–

–

–

–

–

–

АТ 220/110 кВ

МВА

425

–

–

500

–

–

925

Т 110 кВ

МВА

322,6

324

–

–

–

–

646,6

Умеренно-оптимистический вариант развития

ВЛ 500 кВ

км

–

–

–

–

–

–

–

ВЛ 220 кВ

км

452

20

224

230

–

–

926

ВЛ 110 кВ

км

161

343

10

–

–

514

АТ 500/220 кВ

МВА

–

–

–

–

–

–

–

АТ 220/110 кВ

МВА

425

125

–

500

–

–

1050

Т 110 кВ

МВА

322,6

324

–

–

–

–

646,6

В таблице 52 приведены сводные данные по развитию электрических сетей 35 кВ и ниже на период 2019 – 2023 годов на территории ЭЭС ЯНАО.

Таблица 52

Сводные данные по развитию электрических сетей ниже 35 кВ

на период 2019 – 2023 годы ЭЭС ЯНАО

Наименование

Единицы измере-ния

2019 год

2020

год

2021

год

2022

год

2023

год

Всего 2019–2023 годы

1

2

3

4

5

6

7

8

Строительство/

реконструкция ЛЭП

км

7,9

2,6

–

–

–

10,5

Строительство/

реконструкция ПС/ТП

шт.

3

3

–

–

–

6

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

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

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

1) МО город Лабытнанги;

2) МО Красноселькупский район:

- с. Красноселькуп;

3) МО Надымский район:

- с. Ныда;

- с. Нори;

- с. Кутопьюган;

4) МО Приуральский район:

- с. Аксарка;

- с. Белоярск;

- пгт Харп;

- с. Харсаим;

5) МО Тазовский район:

- с. Газ-Сале;

- пос. Тазовский;

6) МО Ямальский район:

- с. Мыс Каменный;

- с. Новый Порт.

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

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

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

3) высокие существующие тарифы на электроэнергию в удаленных населенных пунктах (от 6,92 руб. без НДС/кВт·ч до 29,40 руб. без НДС/кВт*ч) и низкая себестоимость выработки электроэнергии ВЭС позволяют окупить строительство дорогостоящих ветроэлектростанций;

4) вариант присоединения населенных пунктов к ЕЭС экономичнее существующей схемы электроснабжения для МО город Лабытнанги и с. Красноселькуп. Для комплекса с. Аксарка и с. Харсаим эти варианты равно экономичны (разница суммарных дисконтированных затрат составляет около 5%). Затраты на покупку электроэнергии от существующих автономных источников в этих населенных пунктах выше, чем покупка электроэнергии из ЕЭС, строительство и эксплуатация необходимых для присоединения к ЕЭС электросетевых объектов;

5) вариант присоединения к ЕЭС для ост, капитальных вложений при малых присоединяемых нагрузках.

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

1) разработку проектов ВЭС с определением ветропотенциала и величины выработки электроэнергии такими электростанциями, а также с оценкой их коммерческой эффективности[24];

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

Схема размещения объектов электроэнергетики ЯНАО

Схема размещения объектов электроэнергетики ЯНАО на 2019 – 2023 годы является неотъемлемой частью программы развития электроэнергетики и разработана с учетом результатов расчетов электроэнергетических режимов.

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

- действующие по состоянию на 01 января 2018 года электрические станции мощностью более 5 МВт;

- действующие по состоянию на 01 января 2018 года электрические сети 110 кВ и выше;

- электрические станции, электрические сети 110 кВ и выше, ввод которых запланирован в период до 2023 года, с выделением соответствующими условными обозначениями.

Схема размещения объектов электроэнергетики ЯНАО на 2019 – 2023 годы

Карта-схема электростанций и электрических сетей 110 кВ и выше Ямало-Ненецкого автономного округа. Базовый вариант развития

Схема размещения объектов электроэнергетики ЯНАО на 2019 – 2023 годы

Карта-схема электростанций и электрических сетей 110 кВ и выше Ямало-Ненецкого автономного округа. Умеренно оптимистический вариант развития

[1] В соответствии с Законом ЯНАО от 06 октября 2006 года № 42-ЗАО «Об административно-территориальном устройстве Ямало-Ненецкого автономного округа» (принят Государственной Думой ЯНАО 20 сентября 2006 года) в ред. от 06.12.2012 г.

[2] Данные на 01 января 2018 года в органах государственной статистики отсутствуют.

[3] На момент выполнения работы данные за 2017 год органами государственной статистики не опубликованы.

[4] На момент выполнения работы данные за 2017 год органами государственной статистики не опубликованы.

[5] Расчеты за 2016 годы не приведены ввиду отсутствия статистической информации.

[6] За исключением электросетевых объектов 110 кВ крупных промышленных предприятий, работающих изолированно.

[7] По данным собственника, в настоящий момент строительно-монтажные работы выполнены на 50%, окончание работ планируется завершить во II квартале 2018 года.

[8] Указана суммарная величина по двум договорам на технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь» (3,6 МВт и 4,4 МВт).

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

[10] При выполнении анализа результатов расчетов электроэнергетических режимов, в случае необходимости выполнения схемно-режимных мероприятий в послеаварийных схемах, время реализации мероприятий принято в соответствии с методическими указаниями по устойчивости энергосистем, утвержденными приказом Минэнерго России от 30.06.2003 № 277. Согласно указанному документу продолжительность нормализации послеаварийного режима составляет 20 минут.

[11] В соответствии с письмом ООО «Газпром инвест» от 03.03.2017 № 17/011-6807 срок ввода ПС 110 кВ НПС Уренгойская и ПС 110 кВ ПСП планируется перенести на 2019 год. Строительство ВЛ 110 кВ Кирпичная – ПС ПСП 1,2 выполнено в 2017 году.

[12] 1х25 Мвар (УШР) и 2х25 Мвар (БСК) на ПС 220 кВ Тасу-Ява и 1х25 Мвар (УШР) и 2х25 Мвар (БСК) на ПС 110 кВ Русская.

[13] Протяженность ВЛ 110 кВ требуется уточнить при проектировании.

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

[15] По данным собственника, в настоящий момент строительно-монтажные работы выполнены на 50%, окончание работ планируется завершить во II квартале 2018 года.

[16] Протяженность ВЛ требуется уточнить при проектировании.

[17] Окончательные параметры новой ПС 220 кВ, в том числе необходимость и количество ячеек 110 кВ, должно быть определено перед началом реализации.

[18] В соответствии с письмом ООО «Газпром инвест» от 03.03.2017 № 17/011-6807 срок ввода ПС 110 кВ НПС Уренгойская и ПС 110 кВ ПСП планируется перенести на 2019 год. Строительство ВЛ 110 кВ Кирпичная – ПС ПСП 1,2 выполнено в 2017 году.

[19] 1х25 Мвар (УШР) и 2х25 Мвар (БСК) на ПС 220 кВ Тасу-Ява и 1х25 Мвар (УШР) и 2х25 Мвар (БСК) на ПС 110 кВ Русская.

[20] Протяженность ВЛ 110 кВ требуется уточнить при проектировании.

[21] Протяженность ВЛ требуется уточнить при проектировании.

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

[23] Окончательные параметры новой ПС 220 кВ, в том числе необходимость и количество ячеек 110 кВ, должно быть определено перед началом реализации.

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