Постановление Правительства Ямало-Ненецкого автономного округа от 28 апреля 2012 г. N 352-П "Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2012 - 2017 годов" (утратило силу)

Постановление Правительства Ямало-Ненецкого автономного округа
от 28 апреля 2012 г. N 352-П
"Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики
Ямало-Ненецкого автономного округа на период
2012 - 2017 годов"

ГАРАНТ:

Постановлением Правительства Ямало-Ненецкого автономного округа от 29 апреля 2013 г. N 294-П настоящее постановление признано утратившим силу

В целях исполнения требований Правил разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденных постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики", Правительство Ямало-Ненецкого автономного округа постановляет:

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

2. Признать утратившим силу постановление Правительства Ямало-Ненецкого автономного округа от 14 июня 2011 года N 396-П "Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2011 - 2016 годов".

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

Губернатор Ямало-Ненецкого автономного округа

Д.Н. Кобылкин

Схема и программа
развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа
на период 2012 - 2017 годов
(утв. постановлением Правительства Ямало-Ненецкого
автономного округа от 28 апреля 2012 г. N 352-П)

I. Общая характеристика региона

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

II. Анализ существующего состояния электроэнергетики автономного
округа за пятилетний период

2.1. Характеристика энергосистемы

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

Существующая схема электроснабжения автономного округа приведена в приложении N 7 к настоящей схеме и Программе.

Централизованный сектор.

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

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

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

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

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

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

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

Децентрализованный сектор.

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

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

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

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

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

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

2.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии в автономном
округе за последние 5 лет

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

Таблица 1

Динамика потребления электроэнергии на территории автономного округа

Наименование показателя	2007 год	2008 год	2009 год	2010 год	2011 год
1	2	3	4	5	6
Электропотребление (млн. кВт ч)	9 805,8	10 569,7	10 563	10 930,4	10 337,0
Собственная выработка (млн. кВт ч)	631	666,9	694,9	1 252,454	1 903,8
Среднегодовые темпы прироста электропотребления (%)	-	+7,79	-0,1	+3,47	-5,4

2.3. Структура электропотребления на территории автономного округа

Таблица 2

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

Автономный округ	Полезный отпуск ЭЭ в 2011 году (кВт*ч)	Доля полезного отпуска ЭЭ (%)
1	2	3
Всего ОАО "ТЭК"	8 015 679 630	100,0
I. Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство	1 464 158	0,02
II. Рыболовство, рыбоводство	186 803	0,002
III. Добыча полезных ископаемых	280 317 305	3,5
3.1. Добыча топливно-энергетических полезных ископаемых	280 268 976	3,5
3.2. Добыча полезных ископаемых, кроме топливно-энергетических	48 329	0,001
IV. Обрабатывающие производства	31 818 558	0,40
4.1. Производство пищевых продуктов, включая напитки, и табака	4 795 599	0,06
4.2. Текстильное и швейное производство	222 676	0,003
4.3. Производство кожи, изделий из кожи и производство обуви	-	0,00
4.4. Обработка древесины и производство изделий из дерева (кроме мебели)	515	0,00001
4.5. Целлюлозно-бумажное производство; издательская и полиграфическая деятельность	259 846	0,003
4.6. Производство кокса, нефтепродуктов и ядерных материалов	16 422 466	0,2
4.7. Химическое производство	1 438 742	0,02
4.8. Производство резиновых и пластмассовых изделий	318 268	0,004
4.9. Производство прочих неметаллических минеральных продуктов	1 578 700	0,02
4.10. Металлургическое производство и производство готовых металлических изделий	298 373	0,004
4.11. Производство машин и оборудования	4 118 881	0,05
4.12. Производство электрооборудования, электронного и оптического оборудования	1 293 928	0,02
4.13. Производство транспортных средств и оборудования	2 032	0,00003
4.14. Прочие производства	1 068 532	0,01
V. Производство и распределение электроэнергии, газа и воды	6 692 930 742	83,5
5.1. Производство, передача и распределение электроэнергии, газа, пара и горячей воды - всего	6 652 650 414	83,0
5.2. Сбор, очистка и распределение воды - всего	40 280 328	0,5
VI. Строительство	137 799 919	1,7
VII. Оптовая и розничная торговля; ремонт автотранспортных средств, мотоциклов, бытовых изделий и предметов личного пользования	233 292 911	2,9
VIII. Гостиницы и рестораны	5 664 613	0,07
IX. Транспорт и связь	80 245 723	1,0
X. Финансовая деятельность	6 795 122	0,08
XI. Операции с недвижимым имуществом, аренда и предоставление услуг	160 341 408	2,0
XII. Государственное управление и обеспечение военной безопасности; обязательное социальное обеспечение	24 907 501	0,3
XIII. Образование	18 101 771	0,2
XIV. Здравоохранение и предоставление социальных услуг	12 515 596	0,2
XV. Предоставление прочих коммунальных, социальных и персональных услуг	29 522 847	0,4
XVI. Предоставление услуг по ведению домашнего хозяйства
XVII. Деятельность экстерриториальных организаций
XVIII. Население	299 774 653	3,7
Справочно
ЖКХ	299 716 734	3,7

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

Электропотребление по энергорайонам.

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

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

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

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

Крупнейшим потребителем электроэнергии на территории автономного округа является ОАО "Газпром нефть Ноябрьскнефтегаз" - 40,7%.

Таблица 3

Основные крупные потребители электроэнергии на территории автономного
округа из промышленных предприятий

Автономный округ	Полезный отпуск ЭЭ в 2011 году (млн. кВт ч)	Доля полезного отпуска ЭЭ (%)
1	2	3
ООО "Роснефть-Пурнефтегаз"	1 186,1	11,5
ООО "СевЭнКо" (г. Ноябрьск)	226,4	2,2
ООО "Газпром добыча Ямбург" (с учетом выработки ГТЭС Ямбургская)	286,5	2,8
ООО "Ноябрьский газоперерабатывающий комплекс"	479,8	4,6
ООО "Газпром трансгаз Сургут"	54,9	0,5
ООО "Газпром трансгаз Югорск"	202,5	2,0
ООО "Газпром добыча Уренгой"	265,8	2,6
ООО "Газпром переработка"	65,3	0,6
ОАО "Газпром нефть Ноябрьскнефтегаз"	4 209,6	40,7
ООО "Ноябрьскгазпереработка"	468,0	4,5
ОАО "Губкинский ГПК"	596,5	5,8

2.5. Динамика изменения максимума нагрузки за последние пять лет

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

Таблица 4

Динамика изменения максимума нагрузок

Наименование электрических сетей	Факт (МВт)
	2007 год	2008 год	2009 год	2010 год	2011 год
1	2	3	4	5	6
Максимальные нагрузки по территории, в том числе	1 392	1 468	1 454	1 456	1 461
НЭС	1 121	1 230	1 210	1 175	1 194
СвЭС	271	238	244	281	267

График изменения нагрузок

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

2.6. Динамика потребления тепловой энергии в автономном округе

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

Таблица 5

Динамика потребления тепловой энергии за последние пять лет

Реализация тепловой энергии (тыс. Гкал/год)	2007 год	2008 год	2009 год	2010 год	2011 год
1	2	3	4	5	6
Всего	7550,0	8386,5	8460,7	7614,9	8045,0
Населению	3679,0	4292,5	4265,0	4121,2	4396,3
Бюджетным организациям	797,0	882,0	961,2	833,6	914,4
Прочим потребителям	3074,0	3212,0	3234,5	2660,0	2734,2
Собственное потребление	1422,0	979,5	938,3	943,7	1106,0

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

2.7. Перечень основных потребителей тепловой энергии в автономном округе

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

Таблица 6

Структура потребления тепловой энергии

N п/п	Муниципальное образование	Количество котельных (ед.)	Суммарная установленная мощность (Гкал/час)	Годовая выработка (Гкал)	Реализация тепловой энергии (Гкал/год)				Расход на собственные нужды (Гкал)
					всего	населению	бюджетным организациям	прочие
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1.	Город Салехард	38	328	547 102	458 432	267 151	125 953	65 328	13 660
2.	Город Губкинский	5	177	441 180	355 030	223 170	43 030	88 830	11 570
3.	Город Лабытнанги	18	320	478 953	357 403	252 790	43 799	60 814	22 980
4.	Город Муравленко	8	351	553 594	443 600	271 850	48 280	123 470	11 080
5.	Город Надым	16	529	964 012	811 274	459 045	92 777	259 452	14 705
6.	Надымский район	23	307	1 174 886	769 526	279 048	39 583	450 895	18 949
7.	Город Ноябрьск	25	852	2 340 174	1 766 966	883 871	125 210	757 885	52 582
8.	Город Новый Уренгой	44	1 326	2 193 101	1 644 725	977 501	138 794	528 430	62 099
9.	Красноселькупский район	10	74	137 084	107 613	74 423	20 081	13 109	2 348
10.	Приуральский район	11	192	195 707	139 140	88 373	31 475	19 292	8 085
11.	Пуровский район	31	448	1 190 109	814 480	402 133	91 979	320 368	27 615
12.	Тазовский район	16	128	200 965	160 778	92 220	52 923	15 635	5 100
13.	Шурышкарский район	19	70	89 195	63 857	34 822	24 300	4 735	3 048
14.	Ямальский район	19	130	298 848	152 126	89 888	36 253	25 985	6 401
Итого по автономному округу		282	5 238	10 804 910	8 044 950	4 396 285	914 437	2 734 228	260 222

2.8. Структура установленной электрической мощности
на территории автономного округа

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

Таблица 7

Структура
установленной электрической мощности автономного округа

Тип ЭС	Наименование	Установленная мощность (МВт)	Процент
1	2	3	4
ГТЭС	Ямбургская ГТЭС	72	12
	ПЭС Уренгой	72	12
ГРЭС	Уренгойская ГРЭС	24	4
ПЭС	ПЭС Надым	24	4
ПГЭ	Ноябрьская ПГЭ	124	20
Мелкие генерирующие источники		308	48
Всего		624	100

Структура установленной мощности

2.9. Состав существующих электростанций

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

Таблица 8

Состав, месторасположение, установленная мощность электростанций

Собственник электростанции	Наименование электростанции	Установленная мощность (МВт)
1	2	3
ООО "Газпром добыча Ямбург"	Ямбургская ГТЭС*	72
	Харвутинская ГТЭС*	10
ООО "Газпром добыча Уренгой"	ГТЭС Песцовая*	15
ОАО "Роснефть"	Тарасовская ГПЭС*	52,38
ОАО "Передвижная энергетика"	ПЭС Уренгой*	72
ОАО "ОГК-1"	Уренгойская ГРЭС*	24
ООО "Северные ПЛЭС"	ПЭС Надым*	24
ООО "Ноябрьская ПГЭ"	Ноябрьская ПГЭ*	119,6
Муниципальное образование город Салехард	ГТЭС-3	39,4
	ДЭС-1	19,4
	ДЭС-2	12,5
	ТЭС-14	14
ОАО "Передвижная энергетика" город Лабытнанги	ГТЭ-24	50
	ГТЭ-4; 5	23
Муниципальное образование Красноселькупский район	ДГ-72	6,4
Муниципальное образование Приуральский район	ГПЭС с. Аксарка	6
	ТЭС пгт Харп	10,8
Муниципальное образование Тазовский район	ПАЭС-2500 пгт Тазовский	17,5
	ПАЭС-2500 с. Газ-Сале	17,5
	ПАЭС-2500 с. Антипаюта	5
Муниципальное образование Шурышкарский район	ДЭС с. Мужи	8,2
Муниципальное образование Ямальский район	ДЭС с. Яр-Сале	7,9
	ПАЭС-2500 с. Мыс Каменный	7,5

Примечание.

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

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

Таблица 9

Структура
выработки электрической энергии по типам электростанций
мощностью более 5 МВт

Тип электростанции	Собственник электростанции	Наименование электростанции	Годовая выработка за 2011 год (млн. кВт час)	% по видам собственности	% по типам электростанций
1	2	3	4	5	6
Всего, в том числе			2756	100,0	100,0
ГТЭС	ООО "Газпром добыча Ямбург"	Ямбургская ГТЭС*	277	11,0	11,3
		Харвутинская ГТЭС*	18
	ООО "Газпром добыча Уренгой"	ГТЭС Песцовая*	16	0,6
ПЭС	ОАО "Передвижная энергетика"	ПЭС Уренгой*	321	12,0	17,5
	ООО "Северные ПЛЭС"	ПЭС Надым*	162	7,0
ГРЭС	ОАО "ОГК-1"	Уренгойская ГРЭС*	174	6,0	6,33
ГПЭС	ОАО "Роснефть"	Тарасовская ГПЭС*	224	8,0	8,12
ПГЭ	ООО "Ноябрьская ПГЭ"	Ноябрьская ПГЭ*	970	35,0	35,2
ГТЭ	ОАО "Передвижная энергетика"	ГТЭ-24	138	5,0	5,03
		ГТЭ-4; 5	0,2	0,01
Мелкие генерирующие источники	МО город Салехард	ГТЭС-3	243	9,0	16,53
		ДЭС-1	12	0,4
		ДЭС-2	6	0,2
		ТЭС-14	50	1,8
	МО Красноселькупский район	ДГ-72 с. Красноселькуп	18	0,7
	МО Приуральский район	ГПЭС с. Аксарка	17	0,6
		ТЭС пгт Харп	24	0,9
	МО Тазовский район	ПАЭС-2500 пгт Тазовский	22	0,8
		ПАЭС-2500 с. Газ-Сале	11	0,4
		ПАЭС-2500 с. Антипаюта	9	0,3
	МО Шурышкарский район	ДЭС с. Мужи	16	0,6
	МО Ямальский район	ДЭС с. Яр-Сале	19	0,7
		ПАЭС-2500 с. Мыс Каменный	8	0,3

Примечание.

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

Выработка электроэнергии по типам электростанций

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

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

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

Таблица 10

Фактический баланс электрической энергии на территории автономного
округа за период 2007 - 2011 годов

млн. кВт ч

Объект генерации	2007 год	2008 год	2009 год	2010 год	2011 год
1	2	3	4	5	6
Выработка - всего	631,0	666,9	695,0	1252,5	1903,9
в том числе
Уренгойская ГРЭС	191,7	190,1	184,4	177,8	174,3
Ноябрьская ПГЭ				296,0	970,2
ПЭС Надым	180,9	194,5	212,7	200,7	161,7
ПЭС Уренгой	241,9	244,8	277,9	284,7	321,1
Ямбургская ГТЭС*	16,5	37,5	20,0	293,3	276,5
Потребление - всего	9805,8	10569,7	10563,0	10930,4	10337,0
Сальдо-переток (дефицит)	9174,8	9902,8	9868,0	9677,9	8433,1

Примечание.

* В 2007 - 2009 годах Ямбургский энергоузел учитывался только покупкой ОАО "Тюменская энергосбытовая компания" Ямбургской ГТЭС.

Таблица 11

Фактический баланс мощности на территории автономного округа
за период 2007 - 2011 годов

МВт

Объект генерации	2007 год	2008 год	2009 год	2010 год	2011 год
1	2	3	4	5	6
Выработка - всего	76,0	79,0	88,0	234,0	238,2
в том числе
Уренгойская ГРЭС	24,0	24,0	24,0	24,0	24,2
Ноябрьская ПГЭ				124,0	123,5
ПЭС Надым	22,0	22,0	33,0	23,0	22,5
ПЭС Уренгой	30,0	30,0	29,0	31,0	40,0
Ямбургская ГТЭС*	0,0	3	2,0	32,0	28,0
Потребление - всего	1392,0	1468,0	1454,0	1456,0	1461,0
Сальдо-переток (дефицит)	1316,0	1389,0	1366,0	1222,0	1222,8

Примечание.

* В 2007 - 2009 годах Ямбургский энергоузел учитывался только покупкой ОАО "Тюменская энергосбытовая компания" Ямбургской ГТЭС.

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

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

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

Таблица 12

Тип электрической станции	Объёмы потребляемого топлива (т у.т.)	%
1	2	3
Всего, в том числе	652334,7	100
ГТЭС	133126,2	20
ПГЭ	73149,2	11
ГРЭС	79822,6	12
ПЭС	150451,1	23
Мелкие генерирующие источники	215785,6	33

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

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

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

газ - 83,28%;

попутный газ - 8,03%;

ГШЗ - 4,81%;

ДТЗ - 1,44%;

нефть - 1,1%;

уголь - 1,34%.

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

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

Основные характеристики объектов электросетевого хозяйства региона 110 кВ и выше, включая перечень существующих ЛЭП и подстанций, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ, приведены в приложении N 5 к настоящей схеме и Программе.

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

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

Таблица 13

Обобщенные данные по электросетевым объектам, расположенным
на территории автономного округа

Объекты электросетевого комплекса	Установленная мощность, МВА	Единица измерения (шт./км)
1	2	3
Класс напряжения 500 кВ
ПС	3882	3
ВЛ		717,25
Класс напряжения 220 кВ
ПС	2152	10
ВЛ		2067,06
Класс напряжения 110 кВ
ПС	5314,9	129
ВЛ		5588,6

2.14. Основные внешние связи энергорайонов автономного округа

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

Две ВЛ 500 кВ	- СГРЭС-1 - Холмогорская; - Кирилловская - Холмогорская;
Четыре ВЛ 220 кВ	- Холмогорская - Когалым; - Вынгапур - Зима; - Вынгапур - Северный Варьеган; - Холмогорская - Кирилловская;
Одна ВЛ 110 кВ	- Лонг-Юган - Сорум.

III. Особенности функционирования энергорайонов автономного округа

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

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

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

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

Крайний север: ВЛ 500 кВ Холмогорская - Тарко-Сале, ВЛ 500 кВ Муравленковская - Тарко-Сале, ВЛ 220 кВ Муравленковская - Тарко-Сале, ВЛ 220 кВ Муравленковская - Надым.

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

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

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

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

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

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

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

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

Таблица 14

N п/п	Наименование питающего центра с учетом прилегающей сети 110 кВ	Ограничивающий элемент	Мероприятие по ликвидации узких мест
1	2	3	4
1.	ПС 500/220/110 кВ Холмогорская	ВЛ 500 кВ: - СГРЭС-1 - Холмогорская; - Кирилловская - Холмогорская; - ВЛ 220 (500) кВ Тарко-Сале - Уренгой; - ВЛ 220 (500) кВ Муравленковская - Надым; АТ 220/110 кВ Муравленковская АТ-220/110 кВ ПС Уренгой, двух систем шин 220 кВ ПС Уренгой	- Уренгойская ГРЭС-450 МВт; - 4АТ-125 МВА на ПС Муравленковская; - вторая АТГ 501 МВА на ПС Муравленковская; - ПС Исконная с 2 х 63 МВА
2.	ПС 500/220/110 кВ Тарко-Сале
3.	ПС 500/220/110 кВ Муравленковская
4.	ПС 220/110 кВ Вынгапур
5.	ПС 220/110 кВ Янга-Яха
6.	ПС 220/110 кВ Пуль-Яха
7.	ПС 220/110 кВ Надым
8.	ПС 220/110 кВ Уренгой
9.	ПС 220/110 кВ Пангоды
10.	ПС 220 кВ П. Хеттинская
11.	ПС 220/110 кВ Оленья
12.	ПС 220 кВ Губкинский ГПЗ
13.	ПС 220 кВ Аврора

Таблица 15

Перечень подстанций, на которых имеется недопустимое повышение
или снижение напряжения в сети 110 кВ и выше при использовании
всех имеющихся средств регулирования напряжения
по автономному округу

Наименование ПС	U	Причины
1	2	3
ПС 110 - 220 кВ Северного энергорайона	v	отсутствие второго центра питания (отключение двух АТ-220/110 кВ ПС Уренгой, двух систем шин 220 кВ ПС Уренгой)

IV. Основные направления развития электроэнергетики автономного округа

4.1. Цели и задачи развития электроэнергетики автономного округа

Основными целями развития электроэнергетики автономного округа являются:

- покрытие дефицита региона в электроэнергии за счет собственной генерации;

- обеспечение надежного и безопасного энергоснабжения потребителей;

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

- снижение потерь в электрических сетях;

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

4.2. Прогноз потребления электроэнергии и мощности
(разработан ОАО "СО ЕЭС")

Таблица 16

Прогнозный баланс электроэнергии на территории автономного
округа до 2017 года

млн. кВт ч

Объект генерации	2011 год (факт)	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год
1	2	3	4	5	6	7	8
Выработка всего	1 903,8	2 430,0	5 053,4	7 763,6	7 632,6	7 903,5	7 844,5
в том числе
Уренгойская ГРЭС	174,3	918,6	3 311,0	3 522,0	3 240,0	3 054,0	2 994,0
Ноябрьская ПГЭ	970,2	717,4	657,6	717,4	717,4	717,4	717,4
ПЭС Надым	161,7	180,2	180,2	180,2	180,2	220,0	220,0
ПЭС Уренгой	321,1	308,0	308,0	308,0	308,0	724,1	724,1
Ямбургская ГТЭС	276,5	305,7	305,0	306,0	307,0	308,0	309,0
ГТЭС Новоуренгойский ГХК			291,6	930,0	930,0	930,0	930,0
ТЭС Полярная				1 800,0	1 950,0	1 950,0	1 950,0
Потребление - всего	10 337,0	10 350,0	10 400,0	11 020,3	10 954,7	10 949,9	10 862,3
Сальдо-переток (дефицит)	8 433,3	7 920,0	5 346,6	3 256,7	3 322,1	3 046,4	3 017,8

Таблица 17

Прогноз спроса на электрическую энергию до 2017 года (разработан
системным оператором - филиалом ОАО "СО ЕЭС" Тюменское РДУ)

Потребитель	2011 год (факт)	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год
1	2	3	4	5	6	7	8
Потребление на территории автономного округа - всего	10 337,0	10 350,0	10 400,0	11 020,3	10 954,7	10 949,9	10 862,3
в том числе крупные потребители
ООО "Роснефть-Пурнефтегаз"	1 186,1	1 225,2	1 228,6	1 204,4	1 158,2	1 118,3	1 188,5
ООО "Ноябрьский газоперерабатывающий комплекс"	479,8	464,9	393,7	383,0	380,4	378,7	375,1
ООО "Газпром добыча Уренгой"	265,8	266,5	266,6	268,8	279,0	292,6	305,2
ОАО "Газпром нефть Ноябрьскнефтегаз"	4 209,6	3 950,4	4 011,7	3 781,1	3 514,2	3 318,3	3 165,3
ОАО "Губкинский ГПК"	596,5	484,7	424,0	413,3	410,6	408,9	405,3
ООО "Новоуренгойский газохимический комплекс"		64,8	233,3	332,6	481,0	677,2	677,2
в том числе собственные нужды станций
ОАО "ОГК-1" филиал Уренгойская ГРЭС"	23,4	39,5	154,7	163,6	151,7	143,9	141,4
Ноябрьская ПГЭ	17,3	23,3	21,4	23,3	23,3	23,3	23,3

Примечание.

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

Таблица 18

Прогноз спроса на электрическую мощность до 2017 года (разработан
системным оператором - филиалом ОАО "СО ЕЭС" Тюменское РДУ)

МВт

Объект генерации	2011 год (факт)	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год
1	2	3	4	5	6	7	8
Нагрузка электростанций - всего	238,2	297,0	792,0	1105,0	1 105,0	1 147,0	1 147,0
в том числе
Уренгойская ГРЭС	24,2	24,0	474,0	474,0	474,0	474,0	474,0
Ноябрьская ПГЭ	123,5	120,0	120,0	120,0	120,0	120,0	120,0
ПЭС Надым	22,5	23,0	23,0	23,0	23,0	30,0	30,0
ПЭС Уренгой	40,0	65,0	65,0	65,0	65,0	100,0	100,0
Ямбургская ГТЭС	28,0	65,0	65,0	65,0	65,0	65,0	65,0
ГТЭС Новоуренгойского ГХК			45,0	120,0	120,0	120,0	120,0
ТЭС Полярная				238,0	238,0	238,0	238,0
Потребление - всего	1 461,0	1 446,0	1 475,0	1 530,0	1 515,0	1 520,0	1 500,0
Сальдо-переток (дефицит)	1 222,8	1 149,0	683,0	425,0	410,0	373,0	353,0

Таблица 19

Обобщенные данные по прогнозу потребления электроэнергии и мощности
на территории автономного округа

Электропотребление, нагрузка	2011 год (факт)	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год
1	2	3	4	5	6	7	8
Электропотребление (млн. кВт. ч)	10 337,0	10 350	10 400	11 020	10 955	10 950	10 862
Максимум нагрузки - всего (МВт)	1 461	1 446	1 475	1 530	1 515	1 520	1 500

Прогноз электропотребления и мощности

Таблица 20

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

Год	Наименование	Салехард	Лабытнанги	Тазовский район	Шурышкарский район	Приуральский район	Красноселькупский район	Ямальский район	Надымский район	Пуровский район	Всего
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
2011	Установленная мощность, кВт	85 660	77 560	42 270	17 640	23 776	13 615	29 870	135 255	4 484	430 130
2012	Установленная мощность, кВт	109 660	77 560	42 270	17 640	23 776	13 615	29 870	135 255	4 484	454 130
2013	Установленная мощность, кВт	353 660	77 560	42 270	17 640	23 776	13 615	29 870	135 255	4 484	698 130
2014	Установленная мощность, кВт	-	77 560	42 270	23 640	23 776	13 615	29 870	135 255	4 484	350 470
2015	Установленная мощность, кВт	-	-	42 270	23 640	23 776	24 615	39 800	135 255	4 484	293 840
2011	Выработка, тыс. кВт ч	320 000	139 901	46 749	36 561	54 070	27 006	42 903	522 297	4 583	1 194 069
2011	Потребление, тыс. кВт ч	320 000	139 901	46 749	36 561	54 070	27 006	42 903	522 297	4 583	1 194 069
Сальдо-перетоки в иные изолированные системы		0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
2012	Выработка, тыс. кВт ч	336 000	146 896	49 087	38 389	56 774	28 356	45 048	548 412	4 812	1 253 772
2012	Потребление, тыс. кВт ч	336 000	146 896	49 087	38 389	56 774	28 356	45 048	548 412	4 812	1 253 772
Сальдо-перетоки в иные изолированные системы		0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
2013	Выработка, тыс. кВт ч	352 800	154 241	51 541	40 308	59 612	29 774	47 300	575 832	5 052	1 316 461
2013	Потребление, тыс. кВт ч	352 800	154 241	51 541	40 308	59 612	29 774	47 300	575 832	5 052	1 316 461
Сальдо-перетоки в иные изолированные системы		0	0	0	0	0	0	0	0	0	0
2014	Выработка, тыс. кВт ч	640 000	161 953	54 118	42 323	62 593	31 262	49 665	604 624	5 305	1 651 844
2014	Потребление, тыс. кВт ч	370 440	161 953	54 118	42 323	62 593	31 262	49 665	604 624	5 305	1 382 284
Сальдо-перетоки		269 560	0	0	0	0	0	0	0	0	269 560
2015	Выработка, тыс. кВт ч	640 000	140 000	56 824	44 440	65 723	32 826	52 148	634 855	5 570	1 672 386
2015	Потребление, тыс. кВт ч	388 962	170 050	56 824	44 440	65 723	32 826	52 148	634 855	5 570	1 451 398
Сальдо-перетоки		251 038	30 050	0	0	0	0	0	0	0	281 088

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

Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях автономного округа, предусмотренных генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики Российской Федерации до 2020 года с учетом перспективы до 2030 года, приведены в приложении N 1 к настоящей схеме и Программе.

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

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

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

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

Таблица 21

Вводы мощности электростанций по территории автономного
округа (мощностью более 5 МВт)

МВт

Наименование субъекта	Наименование электростанции	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год
1	2	3	4	5	6	7	8
Всего, в т.ч.		698	424,5	110	50	0	0
ТЭС		450	0	0	0	0	0
ОАО "ОГК-1"	Уренгойская ГРЭС	450
Механизм гарантирования инвестиций	станция в районе ПС Тарко-Сале (справочно)				600 - 660
ГТЭС, ГПЭС		248	424,5	0	50	0	0
ООО "Новоуренгойский газохимический комплекс"	ГТЭС Новоуренгойского ГХК		120
	ПГЭ (расширение Ноябрьской ПГЭ путем установки третьего энергоблока)			110
ОАО "Передвижная энергетика"	ПЭС Уренгой (расширение)				50
ОАО "Корпорация УП-УП"	ГТЭС Полярная		262,5
ЗАО "Ванкорнефть"	ГПЭС при "НПС-2"		42
	Ванкорская ГТЭС*	200
ООО "Ноябрьский газоперерабатывающий комплекс"	ГПЭС на Вынгапуровском ГПЗ	8
ООО "Газпром добыча Ямбург"	ГТЭС-72 "Ямбургская" (расширение)	40,0

Примечание.

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

4.4. Определение развития электрической сети напряжением 110 кВ и выше

В развитии электрической сети автономного округа можно выделить следующие направления:

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

Схема выдачи Уренгойской ГРЭС (реализуется филиалом ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири):

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

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

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

Схема выдачи Полярной ТЭС:

- сооружение РУ 220, 110 кВ ТЭС "Полярная";

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

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

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

- сооружение двух одноцепных ВЛ 220 кВ ТЭС Полярная - Салехард N 1, 2;

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

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

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

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

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

Объекты, предусмотренные схемой и программой развития единой энергетической системы России на период до 2018 года, представлены в приложении N 2 к настоящей схеме и Программе.

Представленная филиалом ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири, ОАО "Тюменьэнерго" и предприятиями нефтегазового комплекса информация по вводам электросетевого оборудования указана в приложениях NN 3, 4 к настоящей схеме и Программе.

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

В настоящее время в энергорайонах автономного округа имеется ряд проблем:

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

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

1) Ноябрьский энергорайон.

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

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

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

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

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

- Уренгойской ГРЭС с установленной мощностью 450 МВт;

- ВЛ 500 кВ Трачуковская - Кирилловская;

- электростанций в Ноябрьском и Северном энергорайонах.

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

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

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

2) Северный энергорайон.

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

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

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

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

Схема развития электроэнергетики автономного округа приведена в приложении N 6.1 к настоящей схеме и Программе, условные обозначения к схеме развития электроэнергетики автономного округа приведены в приложении N 6 к настоящей схеме и Программе, существующая схема электроснабжения автономного округа - в приложении N 7 к настоящей схеме и Программе.

V. Условия реализации Программы

Для реализации Программы требуется выполнение следующих работ:

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

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

5.3. Финансирование инвестиционных программ субъектов электроэнергетики в необходимом объеме.

VI. Исходные данные и материалы

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

Приложение N 1
к схеме и программе
развития электроэнергетики
Ямало-Ненецкого
автономного округа
на период 2012 - 2017 годов

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

N п/п	Наименование ТЭС, место размещения	Тип оборудования	Вид топлива	Блок, N	Установленная мощность (МВт)					Примечание
					2009 год	2015 год	2020 год	2025 год	2030 год
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
1.	ПГУ в г. Тарко-Сале, Тюменская обл., ЯНАО, Пуровский район	базовый вариант
		ПГУ-300	газ	1		300	300	300	300	2
				2		300	300	300	300	2
		итого по станции				600	600	600	600
		максимальный вариант
		ПГУ-300	газ	1		300	300	300	300	2
				2		300	300	300	300	2
		ПГУ-400		3			400	400	400	2
				4			400	400	400	2
		итого по станции				600	1400	1400	1400
2.	Уренгойская ГРЭС Тюменская обл., г. Новый Уренгой, пос. Лимбя-Яха	базовый вариант
		ПТ-12-35	газ	1	12	12	12	12	12
				2	12	12	12	12	12
		ПГУ-450		3		450	450	450	450
		итого по станции			24	474	474	474	474
		максимальный вариант
		ПТ-12-35	газ	1	12	12	12	12	12
				2	12	12	12	12	12
		ПГУ-450		3		450	450	450	450	1
		ПГУ-400		4				400	400	3
				5				400	400	3
				6				400	400	3
		Итого по станции			24	474	474	1674	1674

Приложение N 2
к схеме и программе
развития электроэнергетики
Ямало-Ненецкого
автономного округа
на период 2012 - 2017 годов

Объекты
электросетевого хозяйства, предусмотренные схемой и программой развития
Единой энергетической системы (ЕЭС) России на период 2012 - 2018 годов

N п/п	Перечень объектов	Год ввода объекта	Характеристика объекта (ВЛ, км ПС, МВА (МВАр))	2012 год		2013 год		2014 год		2015 год		2016 год		2017 год		2018 год		Основное назначение объекта
				км	МВА	км	МВА	км	МВА	км	МВА	км	МВА	км	МВА	км	МВА
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18	19
Объекты для выдачи мощности электростанций
ТЭС
1.	Реконструкция ВЛ 220 кВ (в габаритах 500 кВ) с образованием ВЛ 220 кВ Уренгой - Тарко-Сале и ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Уренгой	2012	2 х 76 км	152														выдача мощности блока N 3 ПГУ-450 МВт Уренгойской ГРЭС
2.	ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Уренгой	2012	2 х 76 км	152
Объекты нового строительства
	500 кВ
3.	ПС 500 кВ Муравленковская АТГ N 2 500/220 кВ	2018	501 МВА														501	повышение надежности электроснабжения потребителей Северного и Ноябрьского энергоузлов
4.	ОРУ 500 кВ г. Надым с переводом ВЛ 500 кВ Надым - Муравленковская на напряжение	2018	2 х 501 МВА														1002	повышение надежности электроснабжения потребителей Северного и Ноябрьского энергоузлов
220 кВ
5.	Две ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Мангазея с ПС 220 кВ Мангазея	2012	2 х 125 МВА УШР 100 МВАр, в 2015 году - БСК 50 МВАр	440	250						50							электроснабжение Ванкорского месторождения
6.	ПС 220 кВ Арсенал с ВЛ 220 кВ Арсенал - Тарко-Сале (Ванкорское месторождение)	2014	2 х 125 МВА 2 х 90 км					180	500									электроснабжение Ванкорского месторождения
7.	ПС 220 кВ Исконная с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Уренгой	2015	2 х 125 МВА 2 х 5 км							10	250							повышение надёжности электроснабжения потребителей Уренгойского энергорайона
8.	ПС 220 кВ Салехард с ВЛ 220 кВ Надым - Салехард	2014	2 х 125 МВА 2 2 х 336 км					672	250									присоединение к системе района Салехард - Лабытнанги Тюменской энергосистемы
9.	ПС 220 кВ/10 кВ Славянская (ГНПС) с двумя одноценными ВЛ 220 кВ Ермак (НПС-2) - Славянская (ГНПС) (ТС Заполярье - Пурпе)	2016	2 х 25 МВА 2 х 150 км									300	50
10.	НПС-2 (ПС Андреевская) на напряжении 220 кВ с сооружением двух одноцепных ВЛ 220 кВ Янга-Яха - Андреевская (НПС-2)	2017	2 х 100 км, 2 х 25 МВА											200	50
Объекты с источником финансирования ПТП
11.	ПС 500 кВ Муравленковская (4-й АТ 220/110 кВ)	2014	125 МВА						125									повышение надежности электроснабжения потребителей Северного и Ноябрьского энергоузлов, присоединение новых потребителей (ОАО "Газпром Нефть")

Приложение N 3
к схеме и программе
развития электроэнергетики
Ямало-Ненецкого
автономного округа
на период 2012 - 2017 годов

Электросетевые объекты,
реализуемые филиалом ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири
на территории Ямало-Ненецкого автономного округа

N п/п	Объект	Ввод объекта в эксплуатацию	Характеристика объекта	Обоснование необходимости выполнения
1	2	3	4	5
1.	ПС 500 кВ Муравленковская АТГ N 2 500/220 кВ	2014 год (2018 год)	501 МВА	системная надежность
2.	Сооружение двухцепной ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Уренгой с использованием участка ВЛ 110 кВ (в габаритах 220 кВ) Уренгой - Муяганто - 1, 2	2012 год	2 х 76 км	выдача мощности Уренгойской ГРЭС
3.	Строительство двух одноцепных ВЛ 220 кВ, отходящих от Уренгойской ГРЭС с подключением к ВЛ 220 кВ Уренгой - Тарко-Сале и образованием ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале и ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Уренгой	2012 год	2 х 76 км	выдача мощности Уренгойской ГРЭС
4.	Реконструкция ВЛ 220 кВ (в габаритах 500 кВ) Тарко-Сале - Уренгой с увеличением сечения провода на концевом участке ВЛ со стороны ПС 220 кВ Уренгой	2012 год	0,42 км	выдача мощности Уренгойской ГРЭС
5.	ВЛ 500 (220) кВ Муравленковская - Надым на головных участках со стороны ПС Муравленковская и ПС Надым с заменой провода	2012 год	8,37 км	выдача мощности Уренгойской ГРЭС
6.	Две ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Мангазея с ПС 220 кВ Мангазея (Ванкорское месторождение)	2012 год	2 х 125 МВА 2 х 220 км	электроснабжение Ванкорского месторождения
7.	ПС 220 кВ Арсенал с ВЛ 220 кВ Тарко-Сале - Арсенал (Ванкорское месторождение)	2014 год	2 х 125 МВА 2 х 90 км	электроснабжение Ванкорского месторождения
8.	Строительство 2 ячеек 220 кВ на ПС-220 Надым	2014 год (2012 год)	-	присоединение ВЛ 220 кВ Надым - Салехард к сети ЕНЭС. Создание возможности увеличения отбора мощности и повышение надежности коммунально-бытовых и промышленных потребителей г. Салехарда
9.	ПС 500 кВ Муравленковская АТ N 4 220/110 кВ	2014 год	125 МВА	повышение надежности электроснабжения потребителей Северного и Ноябрьского энергоузлов. Присоединение новых потребителей - ОАО "Газпром Нефть"
10.	Надстройка ОРУ-500 кВ на ПС 220 кВ Надым с переводом ВЛ 500 кВ Надым - Муравленковская на номинальное напряжение	2018 год (2017 год)	501 МВА	выдача мощности Уренгойской ГРЭС
11.	ПС 220 кВ Ермак со шлейфовым заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Мангазея	2015 год	2 х 125 МВА 2 х 75 км	электроснабжение нефтепровода Заполярье - Пурпе
12.	ПС 220 кВ Славянская с двумя ВЛ 220 кВ Ермак - Славянская	2016 год	2 х 25 МВА 2 х 150 км	электроснабжение нефтепровода Заполярье - Пурпе
13.	ПС 220 кВ Вынгапур (расширение ОРУ-110 кВ на две линейные ячейки)	2012 год		повышение надежности электроснабжения потребителей ОАО "Газпромнефть" (заявка ОАО "Тюменьэнерго")
14.	ПС 220 кВ Пуль-Яха (расширение ОРУ-110 кВ на две линейные ячейки)	2012 год		повышение надежности электроснабжения потребителей ЗАО "Ямалгазинвест"
15.	ПС 220 кВ Андреевская с двумя одноцепными ВЛ 220 кВ Андреевская - Вынгапур	2017 год	2 х 25 МВА 2 х 150 км	электроснабжение ТС Пурпе - Самотлор
16.	Одноцепная ВЛ 220 кВ Исконная - Ермак (НПС-2)	2015 год	120 км	электроснабжение ТС Заполярье - Пурпе
17.	ПС 220 кВ Славянская (ГНПС) с двумя одноцепными ВЛ 220 кВ Ермак (НПС-2) - Славянская (ГНПС)	2016 год	2 х 25 МВА 2 х 150 км	электроснабжение ТС Заполярье - Пурпе
18.	ПС 220 кВ Исконная с присоединением шлейфовыми заходами ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Уренгой заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Уренгой	2015 год	2 х 125 МВА 2 х 1 х 3 км	электроснабжение ТС Заполярье - Пурпе
19.	ПС 220/110 кВ Муромская с двумя одноцепными ВЛ 220 кВ Муромская - Исконная	2016 год	2 х 125 МВА 2 х 70 км	электроснабжение ТС Заполярье - Пурпе
20.	ВЛ 220 кВ Муромская - Арсенал	2017 год	110 км	усиление связи между Ноябрьским и Северным энергорайонами
21.	ПС 220 кВ Обдорск (Салехард) с двумя одноцепными ВЛ 220 кВ Обдорск - Надым	2015 год (2014 год)	2 х 125 МВА 2 х 336 км	северный транзит
22.	ПС 220 кВ Ермоловская с двумя одноцепными ВЛ 220 кВ Обдорск - Ермоловская	2017 год	2 х 125 МВА 2 х 15 км	северный транзит
23.	ПС 220 кВ Яблочкова с двумя одноцепными ВЛ 220 кВ Ермоловская - Яблочкова	2017 год	2 х 125 МВА 2 х 30 км	северный транзит
24.	ПС 220 кВ Донская с двумя одноцепными ВЛ 220 кВ Ермоловская - Донская	2017 год	2 х 125 МВА 2 х 150 км	северный транзит

Приложение N 4
к схеме и программе
развития электроэнергетики
Ямало-Ненецкого
автономного округа
на период 2012 - 2017 годов

Электросетевые объекты,
реализуемые ОАО "Тюменьэнерго" и электросетевыми компаниями
нефтегазодобывающих предприятий на территории
Ямало-Ненецкого автономного округа

N п/п	Объект	Ввод объекта в эксплуатацию	Характеристика объекта	Обоснование необходимости выполнения
1	2	3	4	5
Объекты технического перевооружения
1.	Замена трансформаторов мощностью 2*16 МВА на 2*25 МВА на ПС Геолог	2012 год	50 МВА	повышение надежности электроснабжения г. Ноябрьска
2.	Замена трансформаторов мощностью 16 МВА на трансформаторы мощностью 25 МВА на ПС 110 КВ Голубика	2013 год	50 МВА	создание возможности увеличения отбора мощности и повышение надежности коммунально-бытовых потребителей
3.	Замена трансформаторов мощностью 25 МВА на трансформаторы мощностью 40 МВА на ПС 110 КВ Опорная	2013 год	80 МВА	создание возможности увеличения отбора мощности и повышение надежности коммунально-бытовых потребителей
Объекты капитального строительства
4.	ВЛ 110 кВ УрГРЭС - Уренгой с ПП-110 кВ в районе пос. Лимбя-Яха с заходами ВЛ 110 кВ	2013 год	146,8 км	повышение надежности электроснабжения потребителей в районе пос. Лимбя-Яха
5.	ПС 220 кВ Салехард с питающей ВЛ 220 кВ Надым - Салехард	2014 год	250 МВА 2 х 336 км	создание возможности увеличения отбора мощности и повышение надежности коммунально-бытовых и промышленных потребителей г. Салехарда
6.	ПС 110 кВ в г. Салехарде Северное сияние с питающей ВЛ 110 кВ	2018 год	80 МВА 10 км	создание возможности увеличения отбора мощности и повышение надежности коммунально-бытовых потребителей г. Салехарда
7.	ПС 110 кВ в г. Лабытнанги с питающей ВЛ 110 кВ (в габарите 220 кВ) Салехард - Лабытнанги - Харп	2018 год	80 МВА 210 км	создание возможности увеличения отбора мощности и повышение надежности коммунально-бытовых потребителей г. Лабытнанги
8.	ПС 110 кВ Полярник с ВЛ 110 кВ в г. Салехарде	2018 год	80 МВА 10 км	создание возможности увеличения отбора мощности и повышение надежности коммунально-бытовых потребителей г. Салехарда
9.	Расширение ПС 110 кВ ГТЭС-72 с заходами ВЛ 110 кВ	2018 год	1,5 км	повышение системной надежности
10.	Расширение ЗРУ 220 кВ ПС 220/110/6 кВ Салехард на две линейные ячейки	2015 год	две ячейки 220 кВ	присоединение ГТЭС "Полярная" для параллельной работы с энергосистемой Тюменской области
11.	Расширение ОРУ 110 кВ ПП Лимбя-Яха на 4 линейные ячейки	2013 год	четыре ячейки 110 кВ	подключение потребителя ООО "НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз"

Приложение N 5
к схеме и программе
развития электроэнергетики
Ямало-Ненецкого
автономного округа
на период 2012 - 2017 годов

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

Характеристики линий электропередач

N п/п	Класс напряжения (кВ)	Диспетчерское название	Принадлежность
1	2	3	4
500 кВ
1.	500	Холмогорская - Тарко-Сале	МЭС Западной Сибири
2.	500	Холмогорская - Муравленковская	МЭС Западной Сибири
3.	500	Муравленковская - Тарко-Сале	МЭС Западной Сибири
4.	500	Кирилловская - Холмогорская	МЭС Западной Сибири
5.	500	СГРЭС-1 - Холмогорская	МЭС Западной Сибири
220 кВ
1.	220	Муравленковская - Пуль-Яха	МЭС Западной Сибири
2.	220	Холмогорская - Пуль-Яха	МЭС Западной Сибири
3.	220	Северный Варьеган - Вынгапур	МЭС Западной Сибири
4.	220	Зима - Вынгапур	МЭС Западной Сибири
5.	220	Тарко-Сале - Уренгой	МЭС Западной Сибири
6.	220	Тарко-Сале - Муравленковская	МЭС Западной Сибири
7.	220	Тарко-Сале - ГГПЗ-1	МЭС Западной Сибири
8.	220	Тарко-Сале - ГГПЗ-2	МЭС Западной Сибири
9.	220	Муравленковская - Надым	МЭС Западной Сибири
10.	220	Холмогорская - Когалым	МЭС Западной Сибири
11.	220	Холмогорская - Кирилловская	МЭС Западной Сибири
12.	220	Уренгой - Пангоды	МЭС Западной Сибири
13.	220	Надым - Пангоды	МЭС Западной Сибири
14.	220	Уренгой - Надым	МЭС Западной Сибири
15.	220	Холмогорская - Вынгапур	МЭС Западной Сибири
16.	220	Вынгапур - Янга-Яха	МЭС Западной Сибири
17.	220	Холмогорская - Янга-Яха	МЭС Западной Сибири
18.	220	Муравленковская - Аврора	МЭС Западной Сибири
19.	220	Холмогорская - Аврора	МЭС Западной Сибири
20.	220	Уренгой - Оленья-1	МЭС Западной Сибири
21.	220	Уренгой - Оленья-2	МЭС Западной Сибири
110 кВ
1.	110	Холмогорская - Крайняя	ОАО "Тюменьэнерго"
2.	110	Пуль-Яха - Крайняя	ОАО "Тюменьэнерго"
3.	110	Холмогорская - Пуль-Яха	ОАО "Тюменьэнерго"
4.	110	Холмогорская - НПС Холмогоры	ОАО "Тюменьэнерго"
5.	110	Ноябрьская ПГЭ - Холмогорская-1	ОАО "Тюменьэнерго"
6.	110	Ноябрьская ПГЭ - Холмогорская-2	ОАО "Тюменьэнерго"
7.	110	Ноябрьская ПГЭ - Городская	ОАО "Тюменьэнерго"
8.	110	Ноябрьская ПГЭ - Летняя	ОАО "Тюменьэнерго"
9.	110	Ноябрьская ПГЭ - Владимирская	ОАО "Тюменьэнерго"
10.	110	Ноябрьская ПГЭ - Янга-Яха	ОАО "Тюменьэнерго"
11.	110	Холмогорская - Разряд-1	ОАО "Тюменьэнерго"
12.	110	Холмогорская - Разряд-2	ОАО "Тюменьэнерго"
13.	110	Холмогорская - Вышка 1	ОАО "Тюменьэнерго"
14.	110	Холмогорская - Вышка 2	ОАО "Тюменьэнерго"
15.	110	Янга-Яха - Спорышевская-1	ОАО "Тюменьэнерго"
16.	110	Янга-Яха - Спорышевская-2	ОАО "Тюменьэнерго"
17.	110	Янга-Яха - Летняя	ОАО "Тюменьэнерго"
18.	110	Янга-Яха - Городская	ОАО "Тюменьэнерго"
19.	110	Янга-Яха - Комплект 1	ОАО "Тюменьэнерго"
20.	110	Янга-Яха - Комплект 2	ОАО "Тюменьэнерго"
21.	110	Янга-Яха - Кедр	ОАО "Тюменьэнерго"
22.	110	Янга-Яха - Владимирская	ОАО "Тюменьэнерго"
23.	110	Вынгапур - Песчаная-1	ОАО "Тюменьэнерго"
24.	110	Вынгапур - Песчаная-2	ОАО "Тюменьэнерго"
25.	110	Вынгапур - Новогодняя	ОАО "Тюменьэнерго"
26.	110	Вынгапур - Маяк	ОАО "Тюменьэнерго"
27.	110	Вынгапур - Ярайнерская-1	ОАО "Тюменьэнерго"
28.	110	Вынгапур - Ярайнерская-2	ОАО "Тюменьэнерго"
29.	110	Вынгапур - Янтарная-1	ОАО "Тюменьэнерго"
30.	110	Вынгапур - Янтарная-2	ОАО "Тюменьэнерго"
31.	110	Вынгапур - НПС-2 Промежуточная-1	ОАО "Сибнефтепровод"
32.	110	Вынгапур - НПС-2 Промежуточная-2	ОАО "Сибнефтепровод"
33.	110	Новогодняя - Маяк	ОАО "Тюменьэнерго"
34.	110	Новогодняя - Еты-Пур 1	ОАО "Тюменьэнерго"
35.	110	Новогодняя - Еты-Пур 2	ОАО "Тюменьэнерго"
36.	110	Губкинская - Новогодняя-1	ОАО "Тюменьэнерго"
37.	110	Губкинская - Новогодняя-2	ОАО "Тюменьэнерго"
38.	110	Губкинская - Кедр	ОАО "Тюменьэнерго"
39.	110	Муравленковская - Стрела	ОАО "Тюменьэнерго"
40.	110	Пуль-Яха - Стрела	ОАО "Тюменьэнерго"
41.	110	Муравленковская - Геращенко	ОАО "Тюменьэнерго"
42.	110	Пуль-Яха - Геращенко	ОАО "Тюменьэнерго"
43.	110	Геращенко - Пяку-Пур-1	ОАО "Тюменьэнерго"
44.	110	Геращенко - Пяку-Пур-2	ОАО "Тюменьэнерго"
45.	110	Муравленковская - Барсуковская-1	ОАО "Тюменьэнерго"
46.	110	Муравленковская - Барсуковская-2	ОАО "Тюменьэнерго"
47.	110	Барсуковская - Комсомольская	ОАО "Тюменьэнерго"
48.	110	Муравленковская - Сугмутская-2	ОАО "Тюменьэнерго"
49.	110	Муравленковская - Сугмутская-1	ОАО "Тюменьэнерго"
50.	110	Пуль-Яха - Нуриевская-1	ОАО "Тюменьэнерго"
51.	110	Пуль-Яха - Нуриевская-2	ОАО "Тюменьэнерго"
52.	110	Муравленковская - Орловская-1	ОАО "Тюменьэнерго"
53.	110	Муравленковская - Орловская-2	ОАО "Тюменьэнерго"
54.	110	Тарко-Сале - ПП Северный-1	ОАО "Тюменьэнерго"
55.	110	Тарко-Сале - Сигнал	ОАО "Тюменьэнерго"
56.	110	Тарко-Сале - ПП Северный-2	ОАО "Тюменьэнерго"
57.	110	Тарко-Сале - Светлая	ОАО "Тюменьэнерго"
58.	110	Тарко-Сале - ПП Северный-4	ОАО "Тюменьэнерго"
59.		Тарко-Сале - Пурпейская	ОАО "Тюменьэнерго"
60.	110	Тарко-Сале - Градиент	ОАО "Тюменьэнерго"
61.	110	Тарко-Сале - ПП Комсомольский-1	ОАО "Тюменьэнерго"
62.	110	Тарко-Сале - ПП Комсомольский-2	ОАО "Тюменьэнерго"
63.	110	Градиент - Кирпичная	ОАО "Тюменьэнерго"
64.	110	Пурпейская - Кирпичная	ОАО "Тюменьэнерго"
65.	110	Кирпичная - Пур	ОАО "Тюменьэнерго"
66.	110	Кирпичная - Кристалл-1	ОАО "Тюменьэнерго"
67.	110	Кирпичная - Кристалл-2	ОАО "Тюменьэнерго"
68.	110	Кирпичная - Таланга	ОАО "Тюменьэнерго"
69.	110	Кирпичная - Пуровский ЗПК	ОАО "Тюменьэнерго"
70.	110	ПП Северный - Харампурская-1	ОАО "Тюменьэнерго"
71.	110	ПП Северный - Харампурская-2	ОАО "Тюменьэнерго"
72.	110	ПП Северный - Светлая	ОАО "Тюменьэнерго"
73.	110	Уренгой - УГТЭС-1	ОАО "Тюменьэнерго"
74.	110	Уренгой - УГТЭС-2	ОАО "Тюменьэнерго"
75.	110	Уренгой - УГТЭС-3	ОАО "Тюменьэнерго"
76.	110	Уренгой - УГП-2В	ОАО "Тюменьэнерго"
77.	110	УГП-2В - Буран	ОАО "Тюменьэнерго"
78.	110	Уренгой - УГП-5В	ОАО "Тюменьэнерго"
79.	110	Уренгой - Звезда-1	ОАО "Тюменьэнерго"
80.	110	Уренгой - Звезда-2	ОАО "Тюменьэнерго"
81.	110	УГП-5В - Буран	ОАО "Тюменьэнерго"
82.	110	Буран - Табъяха	ОАО "Тюменьэнерго"
83.	110	Буран - УГП-10	ОАО "Тюменьэнерго"
84.	110	Табъяха - Оленья	ОАО "Тюменьэнерго"
85.	110	Оленья - УГП-13-1	ОАО "Тюменьэнерго"
86.	110	Оленья - УГП-13-2	ОАО "Тюменьэнерго"
87.	110	Ямбург - ЯГТЭС	ОАО "Тюменьэнерго"
88.	110	ЯГП-6 - ЯГТЭС	ОАО "Тюменьэнерго"
89.	110	Ямбург - ЯГП-1В	ОАО "Тюменьэнерго"
90.	110	ЯГП-1В - ЯГТЭС	ОАО "Тюменьэнерго"
91.	110	Ямбург - ЯГП-6	ОАО "Тюменьэнерго"
92.	110	ЯГП-6 - ЯГТЭС	ОАО "Тюменьэнерго"
93.	110	Ямбург - ЯГП-9	ОАО "Тюменьэнерго"
94.	110	Ямбург - ЯГП-1	ОАО "Тюменьэнерго"
95.	110	Уренгой - Варенга-Яха-1	ОАО "Тюменьэнерго"
96.	110	Уренгой - Варенга-Яха-2	ОАО "Тюменьэнерго"
97.	110	Пангоды - Хасырейская-1	ОАО "Тюменьэнерго"
98.	110	Пангоды - Хасырейская-2	ОАО "Тюменьэнерго"
99.	110	Надым - Береговая	ОАО "Тюменьэнерго"
100.	110	Надым - Морошка	ОАО "Тюменьэнерго"
101.	110	Надым - Багульник	ОАО "Тюменьэнерго"
102.	110	Надым - Левохеттинская	ОАО "Тюменьэнерго"
103.	110	Левохеттинская - Лонг-Юган	ОАО "Тюменьэнерго"
104.	110	Уренгой - Муяганто-1	МЭС Западной Сибири
105.	110	Уренгой - Муяганто-2
106.	110	Оленья - Ямбург-1
107.	110	Оленья - Ямбург-2
108.	110	Надым - Лонг-Юган - Сорум
109.	110	ЯГТЭС - Взлетная -1	ОАО "Тюменьэнерго"
110.	110	ЯГТЭС - Взлетная -2	ОАО "Тюменьэнерго"
111.	110	Пангоды - Базовая-1	ОАО "Тюменьэнерго"
112.	110	Пангоды - Базовая-2	ОАО "Тюменьэнерго"
113.	110	Базовая - ПГП-9-1	ОАО "Тюменьэнерго"
114.	110	Базовая - ПГП-9-2	ОАО "Тюменьэнерго"
115.	110	СП Новатэк - Юрхарово-1	ОАО "Тюменьэнерго"
116.	110	СП Новатэк - Юрхарово-2	ОАО "Тюменьэнерго"
117.	110	ПП Комсомольский - Ямальская-1	ООО "РН-Пурнефтегаз"
118.	110	ПП Комсомольский - Ямальская-2	ООО "РН-Пурнефтегаз"
119.	110	Тарко-Сале - НПС Пурпе-1	ОАО "Сибнефтепровод"
120.	110	Тарко-Сале - НПС Пурпе-2	ОАО "Сибнефтепровод"
121.	110	Оленья - Песцовая	"ГПЭ" (Газпромэнерго)

Характеристика трансформаторных подстанций

N п/п	Класс напряжения (кВ)	Наименование ПС	Принадлежность
1	2	3	4
1.	500	Холмогорская	МЭС Западной Сибири
2.		Тарко-Сале
3.		Муравленковская
4.	220	Вынгапур	МЭС Западной Сибири
5.		Аврора
6.		Пуль-Яха
7.		Губкинский ГПЗ
8.		Янга-Яха
9.		Надым
10.		Оленья
11.		Пангоды
12.		Правохеттинская
13.		Уренгой
14.	110	Айваседопур (п)	Свердловская железная дорога
15.		Барсуковская	НЭС
16.		Владимирская
17.		Вынгаяхинская
18.		Вышка
19.		Геолог
20.		Геращенко
21.		ГКС Холмогоры
22.		Городская
23.		Градиент
24.		Губкинская
25.		Еты-Пур
26.		Жемчужина
27.		Западно-Ноябрьская
28.		Итурская
29.		Карамовская
30.		Карьер
31.		Кедр
32.		Кирпичная
33.		КНС-1
34.		КНС-9
35.		Комплект
36.		Комсомольская
37.		Крайняя
38.		Кристалл
39.		Курская
40.		Летняя
41.		Майская
42.		Мара-Яха
43.		Маяк
44.		Новогодняя
45.		Новопурпейская
46.		Ноябрьская (п)	Свердловская железная дорога
47.		НПС Холмогоры	ОАО "Тюменьэнерго"
48.		Нуриевская (п)	ООО "Ноябрьскэнергонефть"
49.		Орловская
50.		Песчаная
51.		Победа
52.		Погружная
53.		Пур
54.		Пуровский ЗПК
55.		Пурпе (п)	Свердловская железная дорога
56.		Пурпейская	ОАО "Тюменьэнерго"
57.		Пяку-Пур
58.		Разряд
59.		Светлая
60.		Сигнал
61.		Снежная (п)	ООО "Ноябрьскэнергонефть" ПрЭО "СН"
62.		Спорышевская (п)	ООО"Ноябрьскэнергонефть"
63.		Стрела	ОАО "Тюменьэнерго"
64.		Сугмутская
65.		Суторминская
66.		Таланга
67.		Тарасовская
68.		Трудовая
69.		Ударная
70.		УКПГ
71.		Ханупа
72.		Ханымей (п)	Свердловская железная дорога
73.		Харампурская	ОАО "Тюменьэнерго"
74.		Хрустальная
75.		Южно-Харампурская
76.		Янтарная
77.		Ярайнерская (п)	ООО "Ноябрьскэнергонефть"
78.	Адмиральская	МЭС Западной Сибири
79.	Звездная (п)	ООО "Ноябрьскэнергонефть"
80.	СП Барсуковский	ОАО "Тюменьэнерго"
81.	Фортуна
82.	ПП Северный
83.	Ямальская (п)	ООО "РН-Пурнефтегаз"
84.	Хорошуновская (п)	ООО "Ноябрьскэнергонефть" ПрЭО "Заполярнефть"
85.	ПП Комсомольский	ОАО "Тюменьэнерго"
86.	НПС Пурпе	МЭС Западной Сибири
87.	НПС-2 Промежуточная	МЭС Западной Сибири
88.	Базовая (п)	Пангодыэнергогаз
89.	Береговая (п)	ООО "Северные ПЛЭС"
90.	Буран	ОАО "Тюменьэнерго"
91.	Буровик (п)	УУГЭ
92.	Варенга-Яха	ОАО "Тюменьэнерго"
93.	Взлетная
94.	ГКС (п)	Пангодинское ЛПУ
95.	Глубокая (п)	Тюменская ГРЭ СГП
96.	Головная (п)	Уренгойская ГРЭС
97.	Голубика	ОАО "Тюменьэнерго"
98.	Ева-Яха
99	Звезда
100.	КС-0 (п)	Надымское ЛПУ
101.	Левохеттинская	ОАО "Тюменьэнерго"
102.	Лонг-Юган
103.	Морошка
104.	Новоуренгойская
105.	Ныда
106.	Опорная
107.	Приозерная
108.	Промплощадка (п)	Уренгойская ГРЭС
109.	Уренгойская ГРЭС (п)	ОАО "ОГК-1"
110.	Сварочная	ОАО "Тюменьэнерго"
111.	Старый Надым
112.	Строительная (п)	ООО "НГХК"
113.	Табъяха	ОАО "Тюменьэнерго"
114.	Тихая (п)	Свердловская железная дорога
115.	УГП-1А	ОАО "Тюменьэнерго"
116.	УГП-2
117.	УГП-2В
118.	УГП-3
119.	УГП-4
120.	УГП-5
121.	УГП-5В
122.	УГП-7
123.	УГП-8
124.	УГП-9
125.	УГП-10
126.	УГП-12
127.	УГП-13
128.	УГП-15
129.	Ужгородская
130.	УГТЭС-72 (п)
131.	Фарафонтьевская
132.	Хасырейская
133.	Холод
134.	Юность (п)	МУП "ОМПЭ и ЖКХ"
135.	ЯГП-1	ОАО "Тюменьэнерго"
136.	ЯГП-1В
137.	ЯГП-2
138.	ЯГП-2В	Ямбургское РЭУ
139.	ЯГП-3	ОАО "Тюменьэнерго"
140.	ЯГП-3В	Ямбургское РЭУ
141.	ЯГП-4	ОАО "Тюменьэнерго"
142.	ЯГП-5
143.	ЯГП-6
144.	ЯГП-7
145.	Ямбург
146.	Ямбургская ГТЭС	Ямбургское РЭУ
147.	ЯГП-9	Ямбургское РЭУ
148.	Ямал	ОАО "Тюменьэнерго"
149.	Юрхарово
150.	СП Новатэк	ОАО "Тюменьэнерго"

Приложение N 6
к схеме и программе
развития электроэнергетики
Ямало-Ненецкого
автономного округа
на период 2012 - 2017 годов

Условные обозначения
к схеме развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа

Наименование объекта	Приложение в Программе
1	2
1. Строительство Уренгойской ГРЭС мощностью 450 МВт	приложение N 1, п. 2
2. Расширение ПГЭ г. Ноябрьск (блоком мощностью 110 МВт)	в составе Программы
3. Строительство ПГУ Тарко-Сале мощностью 600 - 660 МВт	приложение N 1, п. 1
4. Строительство ТЭС Полярная мощностью 268 МВт	в составе Программы
5. Строительство ГТЭС Новоуренгойского газохимического комбината мощностью 120 МВт	в составе Программы
6. Расширение ПЭС Уренгой на мощность 50 МВт	в составе Программы
7. Расширение Ямбургской ГТЭС на мощность 40 МВт	в составе Программы
8. Ванкорская ГТЭС мощностью 200 МВт	в составе Программы
9. Строительство двух одноцепных ВЛ 220 кВ, отходящих от Уренгой ГРЭС с подключением к ВЛ 220 кВ Уренгой - Тарко-Сале и образованием ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале и ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Уренгой	приложение N 3, п. 3
10. Сооружение двухцепной ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Уренгой с использованием участка ВЛ 110 кВ (в габаритах 220 кВ) Уренгой - Муяганто-1, 2	приложение N 3, п. 2
11. Реконструкция ВЛ 220 кВ (в габаритах 500 кВ) Тарко-Сале - Уренгой с увеличением сечения провода на концевом участке ВЛ со стороны ПС 220 кВ Уренгой	приложение N 3, п. 4
12. ПС 500 кВ Муравленковская АТГ N 2 500/220 кВ	приложение N 3, п. 1
13. ПС 500 кВ Муравленковская (4-й АТ 220/110 кВ)	приложение N 3, п. 9
14. ПС 220 кВ Вынгапур (расширение ОРУ-110 кВ на две линейные ячейки)	приложение N 3, п. 13
15. ПС 220 кВ Пуль-Яха (расширение ОРУ-110 кВ на две линейные ячейки)	приложение N 3, п. 14
16. Надстройка ОРУ 500 кВ на ПС 220 кВ Надым	приложение N 3, п. 10
17. Строительство двух ячеек 220 кВ на ПС-220 кВ Надым	приложение N 3, п. 8
18. ПС 220 кВ Арсенал с ВЛ 220 кВ Арсенал - Тарко-Сале (Ванкорское месторождение)	приложение N 3, п. 7
19. ПС-220 кВ Мангазея	в перспективе
21. ПС-220 кВ Ермак со шлейфовым заходом одной цепи ВЛ-220 кВ Уренгойская ГРЭС - Мангазея	приложение N 3, п. 11
22. ПС-220 кВ Славянская (ГПНС) с двумя одноцепными ВЛ-220 кВ Ермак (НПС-2) - Славянская ГНПС) (ТС Заполярье - Пурпе)	приложение N 3, п. 12
23. ВЛ-220 кВ Исконная - Ермак	приложение N 3, п. 16
24. ПС-220 кВ Муромская с двумя одноцепными ВЛ 220 кВ Муромская - Исконная	приложение N 3, п. 19
25. ВЛ-220 кВ Исконная - Муромская	приложение N 3, п. 19
26. ВЛ-220 кВ Арсенал - Муромская	приложение N 3, п. 20
27. НПС-2 (ПС Андреевская) на напряжение 220 кВ с сооружением двух одноцепных ВЛ 220 кВ Янга-Яха - Андреевская (НПС-2)	в перспективе
30. ПС-110 кВ в с. Красноселькуп с питающей ВЛ-110 кВ	в перспективе
31. Расширение ЗРУ 220 кВ на ПС-220 кВ Салехард на две линейные ячейки	в перспективе
32. Две ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Сидоровская с ПС 220 кВ Сидоровская	приложение N 3, п. 18
33. ПС 220 кВ Исконная с заходами одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Уренгой	приложение N 3, п. 18
34. ПС 220 кВ Салехард с питающей ВЛ 220 кВ Надым - Салехард (Северные ЭС)	приложение N 3, п. 21
35. Заходы двухцепной ВЛ 220 кВ Тарко-Сале - Арсенал и заходы ВЛ 220 кВ Муравленковская - Тарко-Сале на ПГУ Тарко-Сале	приложение N 3, п. 7
36. Заходы ВЛ 110 кВ Янга-Яха - З. Ноябрьская - 1, 2	в перспективе
37. ПП Полярный с ВЛ 110 кВ ПП Полярный - ПП Северный	в перспективе
38. Установка комплекса БСК и УШР 110 кВ в районе ПС 110 кВ Южно-Харампурская	в перспективе
39. ВЛ 500 (220) кВ Муравленковская - Надым на головных участках со стороны ПС Муравленковская и ПС Надым с заменой провода	приложение N 3, п. 5
40. ВЛ 110 кВ УГРЭС - Уренгой с ПП 110 кВ в районе пос. Лимбя-Яха с заходами ВЛ 110 кВ (Северные ЭС)	приложение N 4, п. 4
41. ВЛ 110 кВ ПП Лимбя-Яха - ПС Кирпичная с СП 110 кВ и ПП 110 кВ Полярный (Северные и Ноябрьские ЭС)	в перспективе
42. ПС 110 кВ Северное Сияние в г. Салехарде с питающей ВЛ 110 кВ (Северные ЭС)	приложение N 4, п. 6
43. ПС 110 кВ в г. Лабытнанги с питающей ВЛ 110 кВ (в габарите 220 кВ) (Северные ЭС)	приложение N 4, п. 7
44. ПС 110 кВ в п. Харп (Северные ЭС)	в перспективе
45. ПС 110 кВ Полярник с ВЛ 110 кВ в г. Салехарде (Северные ЭС)	приложение N 4, п. 8
46. ПС 110 кВ ГТЭС-72 с заходами ВЛ 110 кВ в г. Новом Уренгое (Северные ЭС)	приложение N 4, п. 9
47. ПС 220 кВ Ермоловская с двумя одноцепными ВЛ 220 кВ Обдорск - Ермоловская	приложение N 3, п. 22
48. ПС 220 кВ Яблочкова с двумя одноцепными ВЛ 220 кВ Ермоловская - Яблочкова	приложение N 3, п. 23
49. ПС 220 кВ Донская с двумя одноцепными ВЛ 220 кВ Ермоловская - Донская	приложение N 3, п. 24

Приложение N 6.1
к схеме и программе
развития электроэнергетики
Ямало-Ненецкого
автономного округа
на период 2012 - 2017 годов

Схема
развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа

Приложение N 7
к схеме и программе
развития электроэнергетики
Ямало-Ненецкого
автономного округа
на период 2012 - 2017 годов

Существующая схема
электроснабжения Ямало-Ненецкого автономного округа