Постановление Правительства Ямало-Ненецкого автономного округа от 29 апреля 2013 г. N 294-П "Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2014 - 2018 годов" (утратило силу)

Постановление Правительства Ямало-Ненецкого автономного округа
от 29 апреля 2013 г. N 294-П
"Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2014 - 2018 годов"

ГАРАНТ:

Постановлением Правительства Ямало-Ненецкого автономного округа от 16 мая 2014 г. N 390-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 2014 - 2018 годов.

2. Признать утратившим силу постановление Правительства Ямало-Ненецкого автономного округа от 28 апреля 2012 года N 352-П "Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2012 - 2017 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 2014 - 2018 годов
(утв. постановлением Правительства Ямало-Ненецкого автономного округа
от 29 апреля 2013 г. N 294-П)

I. Общая характеристика Ямало-Ненецкого автономного округа

1.1. Географические особенности региона

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

Автономный округ - центральная часть арктического фасада России. Территория автономного округа расположена в арктической зоне на севере крупнейшей в мире Западно-Сибирской равнины и занимает обширную площадь более 750 тысяч квадратных километров. Более ее половины расположено за Полярным округом, охватывая низовья Оби с притоками, бассейны рек Надыма, Пура и Таза, полуострова Ямал, Тазовский, Гыданский, группу островов в Карском море (Белый, Шокальский, Неупокоева, Олений и др.), а также восточные склоны Полярного Урала. Крайняя северная точка материковой части Ямала находится под 73° 30 минут северной широты.

Рельеф автономного округа представлен двумя частями: горной и равнинной. Равнинная часть почти на 90% лежит в пределах высот до 100 метров над уровнем моря. Горная часть автономного округа занимает неширокую полосу вдоль Полярного Урала и представляет собой крупные горные массивы общей протяженностью свыше 200 километров. Средняя высота южных массивов 600 - 800 метров, а ширина 20 - 30 метров. Наиболее высокими вершинами являются горы: Колокольня - 1305 метров, Пай-Ер - 1499 метров. Севернее высота гор достигает 1000 - 1300 метров. Главный водораздельный хребет Полярного Урала извилист, его абсолютные высоты достигают 1200 - 1300 метров и выше.

На территории автономного округа 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 четвертичным оледенением.

Северная граница автономного округа, омываемая водами Карского моря, имеет протяженность 5100 километров и является частью государственной границы Российской Федерации (около 900 километров). На западе по Уральскому хребту автономный округ граничит с Ненецким автономным округом и Республикой Коми, на юге - с Ханты-Мансийским автономным округом - Югра, на востоке - с Красноярским краем.

1.2. Климатические особенности региона

Автономный округ 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, открытых 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, причем самые низкие температуры наблюдаются на юго-востоке автономного округа с удалением от моря и увеличением континентальности климата. Характерной чертой для территории автономного округа является преобладание циклонического типа погоды в течение всего года, особенно в переходные сезоны и в начале зимы. В связи с этим с декабря по февраль, а также в августе и сентябре наблюдаются туманы. Довольно часты магнитные бури: в зимнее время они нередко сопровождаются полярным сиянием.

1.3. Административно-территориальное деление региона

В состав автономного округа непосредственно входят:

1) районы:

- Красноселькупский с административным центром в селе Красноселькуп;

- Надымский с административным центром в городе Надыме;

- Приуральский с административным центром в селе Аксарка;

- Пуровский с административным центром в городе Тарко-Сале;

- Тазовский с административным центром в поселке Тазовский;

- Шурышкарский с административным центром в селе Мужи;

- Ямальский с административным центром в селе Яр-Сале;

2) города окружного значения:

- Губкинский;

- Муравленко;

- Надым;

- Новый Уренгой;

- Ноябрьск;

- Лабытнанги;

- Салехард.

Автономный округ состоит из 55 муниципальных образований, в том числе 7 муниципальных районов, 6 городских округов, 6 городских поселений, 36 сельских поселений.

Промышленный прогресс последних десятилетий способствовал стремительному росту населения автономного округа. За 50 лет численность населения в регионе достигла к 01 июля 2011 года 530,2 тысяч человек (0,38% населения России). Основные населенные пункты автономного округа приведены в таблице 1.3.1.

Таблица 1.3.1

Населенные пункты с количеством жителей выше 5 тысяч человек

Населённый пункт	Количество жителей
1	2
Ноябрьск	110,5
Новый Уренгой	104,1
Надым	46,5
Салехард	42,8
Муравленко	33,4
Лабытнанги	26,9
Губкинский	23,3
Тарко-Сале	20,4
Пангоды	11,1
Уренгой	10,1
Пурпе	9,1
Тазовский	6,8
Харп	6,4

Сведения приведены по данным переписи 2010 года.

1.4. Стратегия развития автономного округа

Стратегия социально-экономического развития автономного округа до 2020 года была принята в декабре 2011 года. Она представляет собой сбалансированный сценарий развития региона, направленный на улучшение качества жизни населения и повышение устойчивости экономики автономного округа.

Главные ориентиры социально-экономического развития Ямала в целом совпадают с планами по развитию Арктической зоны России. 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 автономного округа достаточно стабильно. Внушительный ресурсный и человеческий потенциал сохранят устойчивость региона даже при инерционном сценарии управления. Тем не менее, темпы социально-экономического развития способны вырасти, если стимулировать эффективное использование региональных преимуществ и планомерно заниматься решением проблем, снижающих качество жизни населения в условиях Крайнего Севера. Выбор активного (инновационного) сценария развития региона отвечает прогрессивным планам государства, согласуется с ожиданиями населения и целями делового сообщества. Поэтому за основу стратегического планирования принят активный сценарий развития.

1.5. Промышленность региона

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.

Основным газодобывающим предприятием в автономном округе является ОАО "Газпром" (91% добычи газа в автономном округе).

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

Индекс промышленного производства за последние годы составляет около 99% (в добыче полезных ископаемых - 99%, в обрабатывающем секторе - 108,4%, производстве и распределении электроэнергии, газа и воды - 99,9%).

В 2008 году реализован ряд крупных инвестиционных проектов по созданию новых, расширению и реконструкции действующих предприятий. В течение 2008 года введены в действие мощности: по первичной переработке нефти (70,5 тыс. тонн), нефтяные скважины из разведочного (17 единиц) и эксплуатационного (143 единицы) бурения, газовые скважины из разведочного (3 единицы) и эксплуатационного (161 единица) бурения.

По результатам анализа перспективы экономического развития автономного округа выявлено, что необходима разработка технических решений, при реализации которых появится возможность обеспечить надежное электроснабжение потребителей автономного округа при росте спроса на электрическую энергию и мощность.

1.6. Необходимость разработки схемы и программы развития электроэнергетики автономного округа

Схема и программа развития электроэнергетики автономного округа на период 2014 - 2018 годов (далее - схема и программа развития электроэнергетики автономного округа) разработаны в соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики", Методическими рекомендациями по разработке схемы и программы развития электроэнергетики субъекта Российской Федерации на пятилетний период (доработанная редакция), принятыми на совещании по вопросу разработки схем и программ развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации под председательством заместителя Министра энергетики Российской Федерации, заместителя руководителя Правительственной комиссии по обеспечению безопасности электроснабжения (федеральный штаб) Шишкина А.Н. (протокол Минэнерго России от 09 ноября 2010 года N АШ-369 пр), на основании государственного контракта от 15 августа 2012 года N 588-03-10-12 на выполнение работ по разработке схемы и программы перспективного развития электроэнергетики автономного округа, заключенного между департаментом энергетики и жилищно-коммунального комплекса автономного округа и ОАО "НТЦ ЕЭС".

Основными целями разработки схемы и программы развития электроэнергетики автономного округа являются развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, обеспечение удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, формирование стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство объектов электроэнергетики на территории автономного округа.

Задачами формирования схемы и программы развития электроэнергетики автономного округа являются:

- обеспечение надежного функционирования энергосистемы автономного округа в составе Единой энергетической системы России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем в долгосрочной перспективе;

- обеспечение баланса между производством и потреблением электроэнергии в энергосистеме автономного округа и технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах, в том числе предотвращение возникновения локальных дефицитов производства электрической энергии и мощности и ограничения пропускной способности электрических сетей;

- скоординированное планирование строительства и ввода в эксплуатацию, а также вывода из эксплуатации объектов сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;

- информационное обеспечение деятельности органов государственной власти при формировании государственной политики в сфере электроэнергетики, а также организаций коммерческой и технологической инфраструктуры отрасли, субъектов электроэнергетики и потребителей электрической энергии, инвесторов;

- обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса, транспортной инфраструктуры, программ (схем) территориального планирования и схем и программ перспективного развития электроэнергетики.

Основными принципами формирования схемы и программы развития электроэнергетики автономного округа являются:

- экономическая эффективность решений, предлагаемых в схеме и программе развития электроэнергетики автономного округа, основанная на оптимизации режимов работы энергосистемы автономного округа;

- применение новых технологических решений при формировании долгосрочных схем и программ перспективного развития электроэнергетики;

- скоординированность схемы и программы развития электроэнергетики автономного округа и инвестиционных программ субъектов электроэнергетики;

- скоординированное развитие магистральной и распределительной сетевой инфраструктуры;

- скоординированное развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;

- публичность и открытость государственных инвестиционных стратегий и решений.

Схема и программа развития электроэнергетики автономного округа сформированы на основании:

- схемы и программы развития Единой энергетической системы России;

- прогноза спроса на электрическую энергию и мощность по автономному округу и основным крупным узлам нагрузки, расположенным на территории автономного округа;

- ежегодного отчета о функционировании Единой энергетической системы России и данных мониторинга исполнения схем и программ перспективного развития электроэнергетики;

- сведений о заявках на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей;

- предложений ОАО "СО ЕЭС" по развитию распределительных сетей, в том числе по перечню и размещению объектов электроэнергетики, полученных на основе результатов использования перспективной расчетной модели энергосистемы автономного округа, а также предложений сетевых организаций и органов исполнительной власти автономного округа по развитию электрических сетей и объектов генерации на территории автономного округа;

- предложений субъектов оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах о перечне и размещении генерирующих и сетевых объектов на территории автономного округа, относящихся к технологически изолированным территориальным электроэнергетическим системам.

Схема и программа развития электроэнергетики автономного округа состоят их трех томов. Том третий "Схема и программа развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2014 - 2018 годов" предназначен для его утверждения органами исполнительной власти автономного округа. Том первый "Исходные данные для формирования схемы и программы развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа" и том второй "Расчеты и анализ электрических режимов" предназначены для обоснования решений, предлагаемых в схеме и программе развития электроэнергетики автономного округа.

Том первый "Исходные данные для формирования схемы и программы развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа" содержит сведения, используемые при разработке схемы и программы развития электроэнергетики автономного округа, полученные от органов исполнительной власти автономного округа, субъектов электроэнергетики (ОАО "СО ЕЭС", ОАО "ФСК ЕЭС", ОАО Энергетики и Электрификации "Тюменьэнерго", ООО "Газпром добыча Надым", ООО "Газпром трансгаз Сургут", ООО "Газпром трансгаз Югорск", ООО "Ноябрьская парогазовая электрическая станция", ОАО "Передвижная энергетика", ООО "РН-Пурнефтегаз", ООО Энергетическая компания "Урал Промышленный - Урал Полярный", муниципальное предприятие "Салехардэнерго").

Том второй "Расчеты и анализ электрических режимов" состоит из трех частей. Первая часть второго тома содержит расчеты потокораспределения и уровней напряжения в нормальных режимах, расчеты потокораспределения и уровней напряжения при аварийном отключении сетевого элемента. Вторая часть второго тома содержит расчеты потокораспределения в ремонтных режимах при аварийном отключении сетевого элемента. Третья часть второго тома содержит расчеты уровней напряжения в ремонтных режимах при аварийном отключении сетевого элемента, расчеты потокораспределения и уровней напряжения в нормальных и ремонтных режимах при аварийном отключении сетевого элемента для сетей 35 кВ и энергоузла г. Салехарда и анализ результатов расчетов электрических режимов. В приложении к первой части второго тома представлены схемы потокораспределения и уровней напряжения.

Том третий "Схема и программа развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2014 - 2018 годов" содержит программу развития электроэнергетики, включающую в себя в отношении каждого года планирования:

- схему развития электроэнергетики автономного округа;

- прогноз спроса на электрическую энергию и мощность, разрабатываемый ОАО "СО ЕЭС" по субъектам Российской Федерации, региональным энергосистемам и основным крупным узлам нагрузки, расположенным на территории субъекта Российской Федерации, в том числе на основе данных о максимальных объемах потребления по узловым подстанциям, представляемых сетевыми организациями;

- прогноз спроса на электрическую энергию и мощность, разрабатываемый субъектами оперативно-диспетчерского управления в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах, в том числе на основе данных о максимальных объемах потребления по узловым подстанциям, расположенным на территории субъектов Российской Федерации, относящихся к технологически изолированным территориальным электроэнергетическим системам;

- перспективные балансы производства и потребления электрической энергии и мощности в границах автономного округа;

- иные сведения перспективного развития электроэнергетики автономного округа.

Схема и программа развития электроэнергетики автономного округа подлежат к использованию в качестве:

- основы для разработки схем выдачи мощности региональных электростанций;

- основы для формирования энергосистемы автономного округа и предложений по определению зон свободного перетока электрической энергии (мощности) с использованием перспективной расчетной модели.

Схема и программа развития электроэнергетики автономного округа являются основой для разработки инвестиционных программ распределительных сетевых компаний.

II. Анализ существующего состояния электроэнергетики автономного округа за прошедший пятилетний период

2.1. Характеристика схемы электроснабжения, осуществляющей электроснабжение потребителей автономного округа

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

Схема электроснабжения автономного округа входит в состав объединенной энергосистемы (ОЭС) Урала и имеет связи со схемой электроснабжения Ханты-Мансийского автономного округа - Югра. Схема электроснабжения содержит две части: синхронную и изолированную (децентрализованную). Синхронная часть связана с Единой энергетической системой России и представлена сетями класса 500 кВ и ниже. Изолированная часть представлена сетью 35 кВ и ниже и содержит большой объем распределенной генерации.

Централизованная часть автономного округа

Основными поставщиками электрической энергии для потребителей централизованного сектора являются: Сургутская ГРЭС-1, Сургутская ГРЭС-2 и Нижневартовская ГРЭС, расположенные в Ханты-Мансийском автономном округе - Югра. Именно эти крупные электростанции производят 90% электроэнергии, передаваемой по сетям филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири и ОАО "Тюменьэнерго", которые снабжают южную и восточную части автономного округа по линиям электропередач, протяженность которых составляет от 250 до 600 км.

Электроэнергия поступает на территорию автономного округа по двум одноцепным ВЛ 500 кВ (Сургутская ГРЭС-1 - Холмогорская, Кирилловская - Холмогорская) и ВЛ 220 кВ (Холмогорская - Когалым и Холмогорская - Кирилловская) через головной центр питания ПС 500 кВ Холмогорская, а также через ПС 220 кВ Вынгапур (ВЛ 220 кВ Вынгапур - С. Варьеган, ВЛ 220 кВ Вынгапур - Зима).

Высокие темпы роста электропотребления в условиях отставания сетевого строительства привели к резкому увеличению дефицитности энергорайонов региона.

Нагрузки централизованного сектора по данным филиала ОАО "СО ЕЭС" Тюменское РДУ на 2012 год составили 1472 МВт. К централизованному сектору относятся города Новый Уренгой, Ноябрьск, Губкинский, Муравленко, Тарко-Сале, Надым, часть Пуровского и Надымского районов. Потребление электроэнергии в автономном округе составило 10,553 млрд. кВтч.

Наиболее динамично развивающимися направлениями деятельности в автономном округе являются добыча и транспортировка углеводородного сырья, в связи с чем необходима разработка технических решений, при реализации которых появится возможность обеспечить надежное электроснабжение потребителей автономного округа при росте спроса на электрическую энергию и мощность.

Характерные графики нагрузки потребителей представлены на диаграммах 2.1.1 и 2.1.2.

Диаграмма 2.1.1. Зимний почасовой суточный график нагрузок потребителей автономного округа на 21.12.2011 (МВт)

Диаграмма 2.1.2. Летний почасовой суточный график нагрузок потребителей автономного округа на 15.06.2011 (МВт)

Максимум потребления автономного округа в осенне-зимний период 2011/2012 года составил 1511 МВт.

Ноябрьский и Северный энергорайоны автономного округа включены на параллельную работу с ЕНЭС.

Энергоснабжение Ноябрьского энергорайона осуществляется от трех питающих центров ПС 500 кВ Холмогорская, Тарко-Сале и ПС 220 кВ Вынгапур. Кроме того, по сетям Ноябрьского энергорайона осуществляется транзит мощности в северную часть схемы энергоснабжения автономного округа. Транзитные потоки затрагивают как сеть 500 кВ, так и сеть 220 - 110 кВ. Ноябрьский энергорайон является дефицитным, сальдированный переток мощности направлен из энергосистемы в энергорайон.

Ноябрьский энергорайон включает в себя основные энергообъекты:

- Ноябрьская ПГЭ;

- ПС 500 кВ Муравленковская;

- ПС 500 кВ Тарко-Сале;

- ПС 500 кВ Холмогорская;

- ПС 220 кВ Аврора;

- ПС 220 кВ Вынгапур;

- ПС 220 кВ ГГПЗ;

- ПС 220 кВ Пуль-Яха;

- ПС 220 кВ Янга-Яха.

Энергоснабжение Северного энергорайона осуществляется от двух питающих центров ПС 220 кВ Уренгой и ПС 220 кВ Надым по линиям 220 кВ. Основные центры питания энергосистемы расположены по транзиту 220 кВ между ПС 220 кВ Надым и ПС 220 кВ Уренгой. Электроснабжение потребителей северной части энергосистемы осуществляется от центров питания ПС 220 кВ Уренгой и ПС 220 кВ Оленья.

Северный энергорайон включает в себя основные энергообъекты:

- Надымская ПЛЭС-04;

- Надымская ПЛЭС-05;

- Уренгойская ГРЭС;

- ПЭС Уренгой;

- Харвутинская ГТЭС;

- Ямбургская ГТЭС;

- ПС 220 кВ Надым;

- ПС 220 кВ Оленья;

- ПС 220 кВ П. Хеттинская;

- ПС 220 кВ Пангоды;

- ПС 220 кВ Уренгой.

Децентрализованная часть автономного округа

Изолированная часть энергосистемы представлена энергорайонами, не подключенными к ЕНЭС, наиболее крупный из которых Салехард. В энергорайон входит три центра питания ПС 35 кВ и четыре объекта генерации. Регулирование частоты и перетоков мощности осуществляет МП "Салехардэнерго". Максимумы нагрузок в энергорайоне Салехарда составляют около 50 МВт в зимний период.

Изолированный энергорайон Салехарда включает в себя основные энергообъекты:

- ТЭС-14;

- ДЭС-1;

- ДЭС-2;

- ГТЭС-3;

- ПС 35 кВ Дизельная;

- ПС 35 кВ Турбинная;

- ПС 35 кВ Центральная.

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.

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

В разделе приведены данные по балансам электроэнергии автономного округа за пятилетний период с указанием структуры электропотребления.

Таблица 2.2.1

Балансы электроэнергии за пятилетний период

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

Таблица 2.2.2

Структура электропотребления

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

Диаграмма 2.2.1 - Структура электропотребления за 2011 год

2.3. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии

Основные крупные потребители электрической энергии и мощности схемы электроснабжения автономного округа приведены в таблице 2.3.1.

Таблица 2.3.1

Перечень основных крупных потребителей электроэнергии и мощности энергосистемы

Потребитель	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

Характеристика основных субъектов электроэнергетики:

- ОАО "Тюменьэнерго", г. Сургут.

ОАО "Тюменьэнерго" обеспечивает для каждого клиента надежность, качество и безопасность услуг по передаче и распределению электроэнергии в соответствии с высочайшими стандартами, гарантирует возможность свободного роста региональной экономики, своевременно строя и развивая эффективный, экономичный и безопасный электросетевой комплекс.

- ОАО "Тюменская энергосбытовая компания", г. Сургут.

Тюменская энергосбытовая компания - крупнейшая энергосбытовая компания - гарантирующий поставщик электрической энергии в Тюменской области, Ханты-Мансийском автономном округе - Югре и автономном округе.

- ОАО "Межрегионэнергосбыт", г. Москва;

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

В настоящее время более 700 крупных и средних потребителей электроэнергии в 43 субъектах Российской Федерации являются абонентами ОАО "Межрегионэнергосбыт".

- ООО "РН-Энерго", г. Москва.

ООО "РН-Энерго" занимается куплей-продажей электрической энергии и предоставлением мощностей для обеспечения нужд дочерних предприятий НК "Роснефть", эксплуатацией и ремонтом генерирующего оборудования, управлением строительства новых генерирующих мощностей, эксплуатацией и ремонтом электросетевого комплекса и систем теплоснабжения предприятий, управлением действующими энергосервисными предприятиями.

- Филиал ОАО "СО ЕЭС" Тюменское РДУ, г. Сургут.

Филиал ОАО "СО ЕЭС" "Региональное диспетчерское управление энергосистемы Тюменской области" (Тюменское РДУ) осуществляет функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики на территории Тюменской области, Ханты-Мансийского автономного округа - Югра и автономного округа и входит в зону операционной деятельности филиала ОАО "СО ЕЭС" ОДУ Урала.

- Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири, г. Сургут.

Магистральные электрические сети Западной Сибири осуществляют свою деятельность на территории Тюменского региона (автономного округа, Ханты-Мансийского автономного округа - Югра, Тюменской области). На обслуживании у филиала находится 83 ПС и более 13 000 км ЛЭП, относящихся к Единой национальной электрической сети (ЕНЭС).

- ООО "Русэнергоресурс", г. Москва.

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 России, в том числе Красноярский край, Курганская область, Новосибирская область, Пермский край, Республика Башкортостан, Республика Саха, Республика Татарстан, Ставропольский край, Кировская область, Московская область. В Тюменском регионе ООО "Русэнергоресурс" осуществляет свою деятельность в интересах крупного потребителя ОАО "Сибнефтепровод".

2.4. Динамика изменения максимума нагрузки за последние 5 лет и наличие резерва мощности крупных узлов нагрузки

Сводные данные по динамике изменения максимума нагрузки приведены в таблице 2.4.1 и на диаграммах 2.4.1 и 2.4.2.

Таблица 2.4.1

Динамика изменения максимума нагрузки за пятилетний период

Наименование	Единица измерения	Год
		2007	2008	2009	2010	2011
1	2	3	4	5	6	7
Максимум потребления	МВт	1392	1520	1512	1513	1511
Ноябрьские электрические сети	МВт	1121	1230	1210	1175	1194
Северные электрические сети	МВт	271	238	244	281	267

Диаграмма 2.4.1. Динамика изменения максимума потребления

* Депонированные сведения за 2007 год по изолированной части отсутствуют.

Диаграмма 2.4.2. Динамика изменения максимума генерации

* Депонированные сведения за 2007 год по изолированной части отсутствуют.

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

Установленная тепловая мощность генерирующих установок по муниципальным образованиям в автономном округе приведена в таблице 2.5.1.

Таблица 2.5.1

Установленная тепловая мощность источников теплоснабжения муниципальных образований в автономном округе

N п/п	Муниципальное образование в автономном округе	Количество котельных	Суммарная установленная мощность (Гкал/час)	Преимущественный вид топлива
1	2	3	4	5
1.	Город Губкинский	5	177	газ, нефть
2.	Город Лабытнанги	18	320,4	газ, нефть, ДТЗ, мазут
3.	Город Муравленко	8	351,3	газ, нефть, попутный газ
4.	Город Надым	16	538,55	газ, ДТЗ, ГШЗ
5.	Город Ноябрьск	25	852,4	газ, ДТЗ, попутный газ
6.	Город Новый Уренгой	62	1553,8	газ, газовый конденсат, ГШЗ, мазут
7.	Город Салехард	36	334,3	газ, ДТЗ
8.	Красноселькупский район	10	76,34	нефть, ГШЗ, газовый конденсат, дрова
9.	Надымский район	21	271,38	газ, ВЭР, нефть, ДТЗ, газовый конденсат
10.	Приуральский район	11	192,68	газ, ДТЗ, мазут, нефть
11.	Пуровский район	31	436	газ, ГШЗ, нефть
12.	Тазовский район	16	128,7	газ, ГШЗ, ДТЗ
13.	Шурышкарский район	19	72,4	ДТЗ, уголь,
14.	Ямальский район	19	126,48	газ, ГКСКН, ДТ, уголь, дрова

Таблица 2.5.2

Динамика потребления тепловой энергии в автономном округе по регулируемым организациям (тыс. Гкал/год)

Наименование	2008 год	2009 год	2010 год	2011 год
1	2	3	4	5
Выработка	н/д	н/д	10 184,4	10 804,9
Отпуск потребителям - всего	9 366	9 399	8 558,5	9 150,9
Населению	4 292,5	4 265	4 121,2	4 396,3
Бюджетным организациям	882	961,2	833,6	914,4
Прочим потребителям	3 212	3 234,5	2 660	2 734,2
Собственное потребление	979,5	938,3	943,7	1 106

Диаграмма 2.5.1. Структура отпуска тепловой энергии по автономному округу за 2011 год

Объем теплоснабжения потребителей автономного округа приведен в таблице 2.5.3.

Таблица 2.5.3

Объем теплоснабжения потребителей автономного округа

Наименование муниципальных образований в автономном округе	Организация, оказывающая услуги теплоснабжения	Вид топлива	Протяженность сетей (км)	Объем вырабатываемой теплоэнергии (тыс. Гкал) 2011 г.	Объем реализации потребителю (тыс. Гкал) 2011 г.	Объем вырабатываемой теплоэнергии (тыс. Гкал) 2012 г.	Объем реализации потребителю (тыс. Гкал) 2012 г.
1	2	3	4	5	6	7	8
Город Салехард	МП "Салехардэнерго"	дизельное топливо, природный газ	155,2	547,1	470,8	554,7	479,7
	ООО "Галактика"	газ природный	0,96			1,278	1,1
Итого			156,2	547,1	470,8	556,0	480,8
Город Лабытнанги	МПП ЖКХ МО "Ямал"	дизельное топливо, природный газ, нефть	28,2	103,9	79,6	100,0	74,9
	ОАО "ТеплоЭнергетик"	газ, нефть	84,7	367,5	285,1	367,5	285,1
	ООО "АвтоМиг"	газ природный	1,3	7,6	6,9	7,6	6,9
Итого			114,2	478,9	371,639	475,0	366,9
Город Надым и Надымский район	МУП "Управление ЭС и ИС" пос. Ныда	газ	6,8	10,2	8,8	10,1	8,7
	МУП "Управление ЭС и ИС" пос. Кутопьюган	газоконденсат	3,5	4,2	3,3	4,2	3,3
	МУП "Управление ЭС и ИС", г. Надым 107 км	газ	3,1	5,0	4,6	4,2	3,8
	МУП "Управление ЭС и ИС" с. Нори	дизельное топливо				0,1	0,1
	МУП "Теплоэнергоремонт", г. Надым	газ, дизельное топливо, мазут	78,1	855,3	758,7	855,3	758,7
	ООО "Газпромэнерго" пос. Пангоды	природный газ	47,0	205,6	181,1	208,1	180,2
	ООО "Газпромэнерго" промзона	природный газ	8,1	70,3	64,2	79,2	73,2
	ООО "Газтеплоэнергоремонт" пос. Ст. Надым	газоконденсат	15,7	36,5	24,1	33,1	24,1
	ООО "Газтеплоэнергоремонт", г. Надым	газ	10,5	30,7	25,3	30,7	25,3
	Правохеттинское ЛПУ МГ филиала ООО "Газпром трансгаз Югорск"	газ	7,5	37,9	36,9	37,9	36,9
	Ягельное ЛПУ МГ филиала ООО "Газпром трансгаз Югорск"	газ	57,0	56,6	56,6	56,6	56,6
	Лонг-Юганское ЛПУ МГ филиала ООО "Газпром трансгаз Югорск"	газ	31,0	56,7	53,5	56,7	53,5
	Ямбургское ЛПУ МГ филиала ООО "Газпром трансгаз Югорск" пос. Ямбург	утилизированный газ	65,2	114,3	114,3	116,8	114,3
	Приозерное ЛПУ МГ филиала ООО "Газпром трансгаз Югорск"	газ	41,7	81,1	81,1	81,1	81,1
	Ныдинское ЛПУ МГ филиала ООО "Газпром трансгаз Югорск"	газ	82,7	62,8	62,8	62,8	62,8
	ОАО "Надымское предприятие железнодорожного транспорта" пос. Ст. Надым	газоконденсат	1,9	6,8	5,9	6,8	5,9
	Уренгойский филиал ООО "Газпром энерго" (ЯНГКМ, ЗНГКМ)	газ	120,5	366,7	322,8	374,2	330,9
	ООО "РемСтройСервис"	газ	0,0	3,7	3,3	3,7	3,3
	ООО "Ныдинское" пос. Ныда	нефть	5,3	17,9	14,5	17,9	14,5
	ОАО "Надымское авиапредприятие"	газ природный	5,4	10,8	10,1	10,8	10,1
	ООО "Газпром добыча Ямбург"	газ природный	68,3	259,7	234,5	262,3	236,6
	МУП "Управляющая северная компания" с. Ныда	мазут	4,4	12,6	10,1	12,6	10,1
	ООО "Газпром добыча Уренгой"	газ	48,2	57,0	55,1	57,0	55,1
Итого			711,7	2 362,5	2 131,6	2 382,3	2 149,1
Город Новый Уренгой	МУП ЖКХ "Лимбей" пос. Лимбяяха	-	13,3	46,3	40,5	47,4	40,5
	МУП ЖКХ "Лимбей" пос. Коротчаево	газ	43,9	142,2	112,5	136,2	108,6
	МУП ЖКХ "Лимбей" КТП-962	газоконденсат	7,4	11,3	9,5	10,6	8,9
	ОАО "Новоуренгойский объединенный авиаотряд"	газ	7,3	34,0	31,2	33,8	31,1
	ОАО "Уренгойтеплогенерация-1"	газ	246,0	1 661,1	1 407,4	1 680,9	1 424,4
	ООО "Газпромэнерго", г. Новый Уренгой, котельная N 6, промзона	газ	2,4	50,7	48,4	45,8	43,6
	ТФ "Мостоотряд-93" "Мостострой-11"	газоконденсат	4,3	16,7	15,4	16,7	15,4
	ЗАО "Мехколонна-144" пос. Уралец	газоконденсат	5,5	14,5	13,4	14,5	13,4
	ОАО "Тюменьэнерго" (филиал "Северные электрические сети"	газ	2,2	19,8	18,3	15,8	15,6
	ООО "Газпром добыча Уренгой"	газ	1,6	9,0	8,4	9,0	8,4
Итого			334,0	2 005,5	1 705,0	2 010,7	1 709,7
Город Ноябрьск	ОАО "Вынгапуровский тепловодоканал" пос. Вынгапуровский	газ	90,2	161,0	115,7	150,9	113,1
	Вынгапурское ЛПУ МГиК филиала ООО "Газпром трансгаз Сургут"	утилизированный газ	15,7	83,1	83,1	87,1	82,9
	Дирекция по теплоснабжению филиала Свердловской ЖД	газ	4,1	58,3	51,7	56,5	51,7
	ООО "Газпром энерго", г. Ноябрьск	природный газ	27,7	21,0	20,0	21,0	20,0
	Ноябрьское управление магистральных нефтепроводов ОАО "Сибнефтепровод"	нефть	14,2	17,8	16,8	17,8	16,8
	Ноябрьское управление магистральных нефтепроводов ОАО "Сибнефтепровод"	газ	3,8	11,5	10,7	11,5	10,7
	ОАО "ЭнергоГазНоябрьск"	природный газ	304,8	1 350,9	1 063,7	1 359,5	1 071,5
	ОАО "ЭнергоГазНоябрьск" пос. Северная Нива		2,9	10,9	7,7	10,9	7,7
	ОАО "Аэропорт Сургут"	газ	14,7	15,1	14,9	14,7	14,5
	ИП N 010605 Султанов Р.А.	газ	5,1	17,2	16,7	17,2	16,7
	ОАО "Ноябрьскэлектросетьстрой"	газ	4,6	16,1	15,0	16,1	15,0
	ООО "Ноябрьсктеплонефть"	газ, нефть	113,4	568,5	512,9	528,8	489,0
	ООО "Ноябрьсктеплонефть"		8,9	13,2	13,2	13,5	13,5
Итого			610,1	2 344,7	1 934,4	2 305,6	1 915,469
Город Муравленко	МУП "Муравленковские коммунальные системы"	газ	166,0	553,6	463,8	546,6	456,2
Итого			166,0	553,6	463,8	546,6	456,2
Город Губкинский	МУП "Управление тепловодоснабжения и инженерных сетей"	газ, нефть	91,1	441,2	371,4	418,2	349,1
Итого			91,1	441,2	371,4	418,2	349,1
Шурышкарский район	МП "Мужевское ЖКХ", с. Мужи	уголь, дизельное топливо	26,1	55,8	42,4	53,0	39,6
	МП "Горковское ЖКХ", с. Горки	уголь, дизельное топливо	15,5	25,1	18,8	25,2	18,8
	МП ЖКХ "Овгортское" с. Овгорт	уголь	6,0	8,3	5,9	8,9	6,5
Итого			47,5	89,2	67,0	87,1	64,9
Ямальский район	СМП ЖКХ "Ямал" пос. Сеяха	дизельное топливо, газоконденсат	15,2	24,1	19,3	25,7	20,9
	МЯПП ЖКХ пос. Яр-Сале	дизельное топливо	13,2	58,7	49,7	58,6	49,3
	МП ЖКХ "Каскад" пос. Салемал	дизельное топливо	6,6	13,7	10,7	14,0	10,9
	МП "Ямалгаз" пос. Мыс Каменный	природный газ	16,2	54,0	35,9	47,7	35,0
	ООО "Панаевское ЖКХ" пос. Панаевск	газоконденсат	6,4	19,7	15,9	19,8	16,0
	МП ЖКХ "Энергия" пос. Новый Порт	газоконденсат	7,4	19,3	14,3	19,3	14,3
	Ямальское газопромысловое управление на Бованенковском ГКМ ООО "Надымгазпром"	газ, дизельное топливо	19,4	63,9	63,0	66,6	65,7
	Ямальское газопромысловое управление на Харасавейском ГКМ ООО "Надымгазпром"	газ, дизельное топливо	12,0	45,3	44,4	45,3	44,4
Итого			96,4	298,8	253,3	297,0	256,5
Приуральский район	ОАО "ХарпЭнергоГаз" пгт Харп	газ	20,1	110,3	86,1	108,6	84,3
	ЗАО "Спецтеплосервис"	газ, дизельное топливо	24,6	49,7	39,5	51,0	40,8
	ООО "Прогресс" пос. Катравож	дизельное топливо	5,3	10,1	7,0	10,8	7,6
	Белоярское ПП ЖКХ	дизельное топливо	24,6	25,7	17,5	28,7	19,8
Итого			74,6	195,7	150,2	199,0	152,5
Тазовский район	ООО ГЖКП "Энергия" пос. Гыда	дизельное топливо	5,5	14,7	11,1	14,7	11,1
	МУП "Тазовскэнерго"	газ, дизельное топливо	45,0	186,3	157,7	171,5	145,5
	ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" (Управление теплоснабжения)	газ	7,8			18,7	17,2
Итого			58,3	201,0	168,9	204,8	173,9
Пуровский район	МУП "Пуровские коммунальные системы" филиал г. Тарко-Сале	газ	72,6	270,5	227,9	266,6	225,5
	МУП "ПКС" филиал дер. Харампур	нефть	3,4	5,7	4,5	5,4	4,2
	МУП "ПКС" филиал пос. Пуровск	газ	13,8	37,4	31,5	37,4	31,5
	МУП "ПКС" филиал пос. Уренгой	газ	43,5	128,5	99,7	126,8	98,0
	МУП "ПКС" филиал пос. Самбург	газоконденсат	10,5	22,6	17,8	20,5	15,7
	МУП "ПКС" филиал пос. Пурпе	газ	52,4	133,5	104,3	133,2	104,1
	МУП "ПКС" филиал пос. Халясавей	газоконденсат	6,4	4,7	3,6	4,7	3,6
	МУП "ПКС" филиал пос. Ханымей	газ	32,8	69,5	47,1	70,7	48,6
	Губкинское ЛПУ филиала ООО "Газпром трансгаз Сургут"	газ	5,7	64,1	64,0	67,4	63,8
	Пурпейское ЛПУ филиала ООО "Газпром трансгаз Сургут"	газ	2,4	82,4	81,0	76,9	72,2
	Ново-Уренгойское ЛПУ филиала ООО "Газпром трансгаз Сургут"	газ	17,4	23,3	21,7	23,0	21,5
	Ново-Уренгойское ЛПУ филиала ООО "Газпром трансгаз Югорск"	газ	35,3	37,2	36,2	37,2	36,2
	ЗАО "РН-Сети" месторождения	газ, нефть	174,3	249,0	180,0	223,1	153,3
	ЗАО "РН-Сети", г. Губкинский	газ, нефть	5,7	35,4	32,0	35,4	32,0
	ООО "Лукойл-Западная Сибирь"	газ	3,6	28,8	27,9	28,8	27,9
Итого			479,8	1 192,7	979,070	1 157,1	938,119
Красно-	ООО "Ратта"	дрова	0,9	1,3	1,1	1,3	1,1
селькупский район	ООО "Ямал-Энерго" с. Толька	нефть	19,3	42,7	32,5	40,7	31,7
	ООО "Автодор", пос. Красноселькуп	газоконденсат	2,4	6,9	5,7	6,9	5,7
	ООО "Энергетическая компания "Тепло-Водо-Энерго-Сервис" пос. Красноселькуп	газоконденсат	18,7	86,2	74,3	80,2	68,2
Итого			41,2	137,1	113,5	129,1	106,7
Всего по автономному округу			2 981,1	10 848,0	9 180,6	10 768,5	9 119,7

Выработка и полезный отпуск тепловой энергии представлены на диаграмме 2.5.2.

Диаграмма 2.5.2. Выработка и полезный отпуск тепловой энергии (Гкал)

2.6. Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в автономном округе

Основные крупные потребители тепловой энергии приведены в таблице 2.6.1.

Таблица 2.6.1

Основные потребители тепловой энергии

Потребители тепловой энергии	Место расположения потребителей
1	2
МБУЗ "Городская больница"	г. Салехард
ОАО "ДЭХ"	г. Салехард
ГУП ЯНАО "Ямалавтодор"	г. Салехард
МАДОУ "Теремок"	г. Салехард
ОАО "Газпромнефть - ННГ"	г. Ноябрьск
ОАО "Газпромнефть - ННГФ"	г. Салехард
ОАО "Ноябрьские электрические сети"	г. Ноябрьск
ООО "ЯмалСервисЦентр"	г. Ноябрьск
ООО "Ноябрьская центральная трубная база"	г. Ноябрьск
ООО "Ноябрьскнефтеспецстрой"	г. Ноябрьск
ООО "НоябрьскНефтеГазАвтоматика"	г. Ноябрьск
ООО "Ноябрьскэнергонефть"	г. Ноябрьск
ОАО "Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз"	г. Ноябрьск
МУП "МПГЭС"	г. Муравленко
МАУ СОК "Ямал"	г. Муравленко
МАДОУ ЦРР ДС "Дельфин"	г. Муравленко
ГУ "6 ПЧ ФПС по ЯНАО"	г. Муравленко
ГОУ СПО ЯНАО "ММК"	г. Муравленко
ООО "Борец-Муравленко"	г. Муравленко
ООО "Муравленковская транспортная компания"	г. Муравленко
МУП "Муравленковские коммунальные сети"	г. Муравленко
ООО ЭК "ТВЭС"	Красноселькупский район
ООО "Ямал-Энерго"	Красноселькупский район
ООО "Ратта"	Красноселькупский район
ЗАО "Спецтеплосервис"	Приуральский район
МП Белоярское ПП ЖКХ	Приуральский район
ООО "Прогресс"	Пуровский район
ОАО "Харп-Энерго-Газ"	Приуральский район
МУП "Пуровские коммунальные системы"	Пуровский район
ОАО "Уренгойтеплогенерация-1"	г. Новый Уренгой
МУП ЖКХ "Лимбей"	г. Новый Уренгой
Филиал ОАО "ОГК-1" Уренгойская ГРЭС	г. Новый Уренгой

Основные крупные потребители электроэнергии на территории автономного округа из промышленных предприятий представлены в таблице 2.6.2.

Таблица 2.6.2

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

2.7. Структура установленной электрической мощности на территории автономного округа

Диаграмма 2.7.1. Структура установленной электрической мощности на территории автономного округа по типу выработки электроэнергии

Сводная информация по вводам, реконструкции, демонтажам, выводу в консервацию и другим изменениям эксплуатационного состояния объектов электроэнергетики на территории автономного округа на основе анализа исполнения инвестиционных программ субъектов электроэнергетики приведена в таблице 2.7.1.

Таблица 2.7.1

Выполнение инвестиционной программы ОАО "Тюменьэнерго"

N п/п	Наименование	План		Факт
		электрические сети (км)	ПС, МВА, Мвар	электрические сети (км)	ПС, МВА, Мвар
1	2	3	4	5	6
2011 год		54,16		51,93	1,26
1.	ВЛ 110 кВ Надым-Багульник с заходами ВЛ 110 кВ	48,56		50,58
2.	Строительство ТП-10/0,4 кВ с установкой двух трансформаторов. Строительство КЛ-10 кВ от РТП-10/0,4 кВ ПС-110/10 кВ Ямал до ТП-10/0,4 кВ			1,35	1,26
3.	Реконструкция распределительных сетей электросетевого комплекса 0,4-10 кВ	5,6
2010 год		0,57	25	0,57	88
4.	Проектирование и строительство двухцепного участка ВЛ 110 кВ от Ноябрьской ПГЭ до ПС 110 кВ "Адмиральская"	0,57		0,57
5.	СевЭС Реконструкция ПС Морошка с заменой трансформатора 16 МВА на 25 МВА, замена оборудования РЗА, замена ТН		25		25
6.	Реконструкция ПС 110 кВ Центральная				63
2009 год		19,489		19,489
7.	ПП 110 кВ Комсомольского м/р с заходами ВЛ 110 кВ	2,95		2,95
8.	ВЛ 10 кВ в габаритах 35 кВ от ПС 110/10 кВ "Владимирская" до РП-10 кВ	16,44		16,44
9.	СП 110 кВ "Юрхарово"	0,099		0,099
2008 год		93,624	80	124,91	128
10.	ПС-110 кВ "Новоуренгойская"		30		30
11.	ВЛ 110 кВ Барсуковская - Комсомольская с ПП 110 кВ Барсуковский	64,6		66,45
12.	ПП 110 кВ Северный с заходами ВЛ 110 кВ	7,95		15,9
13.	Участок ВЛ 110 кВ Владимирская - Холмогорская	12,7		26,38
14.	ПС 110 кВ Фортуна (Сигнал-2) в г. Губкинском с ВЛ 110 кВ	0,38	50	0,28	50
15.	Заходы ВЛ 110 кВ Янга-Яха - Холмогорская	0,874		1,66
16.	ВЛ 110 кВ Владимирская-ГПЭС	7,12		14,24
17.	Реконструкция ПС Погружная (замена трансформаторов 2*16 МВА на 2*25 МВА)				18
18.	Реконструкция ПС Янтарная (замена трансформаторов 2*25 МВА на 2*40 МВА)				30
2007 год		17,3	155	22,826	155
19.	Заходы 110 кВ к ПС Западная от ВЛ 110 кВ Холмогорская - Летняя			8,024
20.	ПС 110 кВ Барсуковская		30		30
21.	Установка и ввод в работу на ПС 110/35/6 кВ Новогодняя БСК мощностью 2*25 Мвар и УШР мощностью 25 Мвар		75		75
22.	ВЛ 110 кВ Владимирская - ГПЭС	11		7,7
23.	ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - Сигнал	4,5		5,004
24.	Участок ВЛ 110 кВ для включения ВЛ 110 кВ Пуль-Яха - Нуриевская в собственные ячейки			0,298
25.	ПС-110 кВ "Ямал"	1,8	50	1,8	50
Итого за 2011 год в %		по ВЛ		96
		по ПС
Итого за 2010 год в %		по ВЛ		100
		по ПС		352
Итого за 2009 год в %		по ВЛ		100
		по ПС		-
Итого за 2008 год в %		по ВЛ		133
		по ПС		160
Итого за 2007 год в %		по ВЛ		132
		по ПС		100

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

Данные по составу генерирующего оборудования приведены в таблице 2.8.1.

Таблица 2.8.1

Генерирующее оборудование станций (по состоянию на 01.12.2012)

N п/п	Объект генерации	Станционный номер	Тип турбины	Тип генератора	Год ввода в эксплуатацию	Установленная электрическая мощность (МВт)
1	2	3	4	5	6	7
Филиал ПЭС "Уренгой" ОАО "Передвижная энергетика"
1.	ПЭС Уренгой*	N 1	Т-12-2ЭУ3	ДЦ-59	1982	12
2.		N 2	Т-12-2ЭУ3	ДЦ-59	1982	12
3.		N 3	Т-12-2ЭУ3	ДЦ-59	1984	12
4.		N 4	Т-12-2ЭУ3	ДЦ-59	1984	12
5.		N 5	Т-12-2ЭУ3	ДЦ-59	1984	12
6.		N 6	Т-12-2ЭУ3	ДЦ-59	1984	12
Филиал ПЭС "Лабытнанги" ОАО "Передвижная энергетика"
7.	ГТЭ-24	блок N 1			1996	12
8.		блок N 2			1996	12
9.		блок N 3			2007	14
10.		блок N 4			2010	12
11.	ГТЭ-4	ГТЭ-4 N 1			1974	4
12.		ГТЭ-4 N 18			1979	4
13.	ГТЭ-5 N 3	блок N 1			1976	2,5
14.		блок N 2			1976	2,5
15.	ГТЭ-5 N 5	блок N 1			1977	2,5
16.		блок N 2			1977	2,5
17.	ГТЭ-5 N 8	блок N 1			1983	2,5
18.		блок N 2			1983	2,5
19.	"Ямал"	N 281	ПЭ-6М		2007	1,05
20.		N 544	ПЭ-6М		2007	1,05
21.		N 041	ПЭ-6М		2007	1,05
22.		N 732	ПЭ-6М		2009	1,05
ОАО "ОГК-1"
23.	Уренгойская ГРЭС*	1Г-ПТ	К-160-7,5	ТЗФП-160-2МУ3	2012	165
24.		1Г-1ГТ	ГТЭ-160	Sgen5-100A-2P	2012	147,5
25.		1Г-2ГТ	ГТЭ-160	Sgen5-100A-2P	2012	147,5
26.		ПРТЭЦ N 1	ПТ-12/15-35/10	-	1992	12
27.		ПРТЭЦ N 2	ПТ-12/15-35/10	-	1990	12
ОАО "Северная ПЛЭС"
28.	ПЭС Надым*	ГТУ-12	ГТГ ДЯ-59		2007	12
29.		ГТУ-12	ГТГ ДЯ-59		2007	12
30.		ГТУ-12	ГТГ ДЯ-59		2007	12
31.		ГТУ-12	ГТГ ДЯ-59		2005	12
ООО "Газпром добыча Уренгой"
32.	ГТЭС Песцовая*	-	-	-	-	15
ОАО "Ноябрьская ПГЭ"
33.	Ноябрьская ПГЭ*	ГТ1	MS6001B	GE	2010	40,62
34.		ПТ1	Т-15,5	ТТК-25	2010	18,95
35.		ГТ2	MS6001B	GE	2010	41,1
36.		ПТ2	Т-15,5	ТТК-25	2010	18,9
МП "Салехардэнерго"
37.	ГТЭС-3	N 1	ДЦ-59		2001	12
38.		N 2	ДЦ-59		2001	12
39.		N 3	ДЖ-59		2004	15,4
40.	ДЭС-1	N 1	18V32D		1994	6,5
41.		N 2	18V32D		1994	6,5
42.		N 3	18V32GD		1997	6,4
43.	ДЭС-2	N 1	18V32GD		1999	6,4
44.		N 2	18V32DF		2000	6,1
45.	ТЭС-14	N 1	QSV91G		2009	1,75
46.		N 2	QSV91G		2009	1,75
47.		N 3	QSV91G		2009	1,75
48.		N 4	QSV91G		2009	1,75
49.		N 5	QSV91G		2009	1,75
50.		N 6	QSV91G		2009	1,75
51.		N 7	QSV91G		2009	1,75
52.		N 8	QSV91G		2009	1,75
ООО ЭК "ТВЭС"
53.	ДГ-72	N 1	ДГ-72		1979	0,8
54.		N 2	ДГ-72		1998	0,8
55.		N 3	ДГ-72		1980	0,8
56.		N 4	ДГ-72		2000	0,8
57.		N 5	ДГ-72		1986	0,8
58.		N 6	ДГ-72		1987	0,8
59.		N 7	ДГ-72		1991	0,8
60.		N 8	ДГ-72		1991	0,8
МУП "Ямал-энерго"
61.	ДГ-72	N 1	ДГ-72		1979	0,8
62.		N 2	ДГ-72		1998	0,8
63.		N 3	ДГ-72		1980	0,8
64.		N 4	ДГ-72		2000	0,8
65.		N 5	ДГ-72		1986	0,8
Муниципальное образование Приуральский район
66.	ГПЭС с. Аксарка	N 1	ЭГД-7		2004	1,5
67.		N 2	ЭГД-7		2004	1,5
68.		N 3	ЭГД-7		2004	1,5
69.		N 4	ЭГД-7		2004	1,5
70.		ГПА-1			2011	1,5
71.		ГПА-2			2011	1,5
72.		ГПА-3			2011	1,5
ОАО "ЭК УПУП"
73.	ТЭС пгт Харп	N 1	GMC 620 G		2010	3
74.		N 2	GMC 620 G		2010	3
75.		N 3	GMC 620 G		2010	2,4
76.		N 4	GMC 620 G		2010	2,4
ООО "Белэнерго"
77.	ДЭС пос. Белоярск	N 1	8R22 6371		1995	1
78.		N 2	8R22 6372		1995	1
79.		N 3	8R22 6372		2006	1
Муниципальное образование Тазовский район
80.	ПАЭС-2500 пос. Тазовский	N 1	ПАЭС-2500		1996	2,5
81.		N 2	ПАЭС-2500		1996	2,5
82.		N 3	ПАЭС-2500		1993	2,5
83.		N 4	ПАЭС-2500		2004	2,5
84.		N 5	ПАЭС-2500		1989	2,5
85.		N 6	ПАЭС-2500		1993	2,5
86.		N 7	ПАЭС-2500		2003	2,5
87.	ПАЭС-2500 с. Газ-Сале	N 1	ПАЭС-2500		1976	2,5
88.		N 2	ПАЭС-2500		1987	2,5
89.		N 3	ПАЭС-2500		1987	2,5
90.		N 4	ПАЭС-2500		1985	2,5
91.		N 5	ПАЭС-2500		1985	2,5
92.		N 6	ПАЭС-2500		1987	2,5
93.		N 7	ПАЭС-2500		1991	2,5
94.	ПАЭС-2500 с. Антипаюта	N 1	ПАЭС-2500		1987	2,5
95.		N 2	ПАЭС-2500		2002	2,5
Муниципальное образование Пуровский район
96.	14-26ДГ ПЭ-6	N 1	14-26ДГ ПЭ-6		2003	1,1
97.		N 2	14-26ДГ ПЭ-6		2003	1,1
98.		N 3	14-26ДГ ПЭ-6		2003	1,1
99.	Ausonia	N 1	ausonia		2009	0,512
100.		N 2	ausonia		2009	0,512
Муниципальное образование Шурышкарский район
101.	ДЭС с. Мужи	8R22 (1)	8R22		1994	1,1
102.		8R22 (2)	8R22		1994	1,1
103.		4-26ДГ (1)	4-26ДГ		2000	1,2
104.		4-26ДГ (2)	4-26ДГ		2000	1,2
105.		4-26ДГ (3)	4-26ДГ		2009	1,2
106.		4-26ДГ (4)	4-26ДГ		2010	1,2
107.		ДГ2-350 (1)	ДГ2-350		2010	0,35
108.		ДГ2-350 (2)	ДГ2-350		2010	0,35
109.		MTU-520	MTU-520		2004	0,5
110.		MTU-1000 (1)	MTU-1000		2006	1,12
111.		MTU-1000 (2)	MTU-1000		2006	1,12
Муниципальное образование Ямальский район
112.	ДЭС-1 с. Яр-Сале	N 1	МТУ 12v4000		2006	1,265
113.		N 2	МТУ 12v4000		2006	1,265
114.		N 3	МТУ 12v4000		2007	1,265
115.		N 4	МТУ 12v4000		2007	1,265
116.		N 5	МТУ 12v4000		2007	1,265
117.		N 6	МТУ 12v4000		2007	1,265
118.		N 7	МТУ 12v4000		2010	1,265
119.		N 8	МТУ 12v4000		2010	1,265
МП "Ямалгаз"
120.	ПАЭС-2500 с. Мыс Каменный	N 1	АИ-20		2005	2,5
121.		N 2	АИ-20		2011	2,5
122.		N 3	АИ-20		2006	2,5
123.		N 4	АИ-20		2009	2,5
ООО "Газпром добыча Ямбург"
124.	Ямбургская ГТЭС *	N 1	ГТУ 89-СТ20		1992	12
125.		N 2	ГТУ 89-СТ20		1992	12
126.		N 3	ДЦ-59Л		1992	12
127.		N 4	ДЦ-59Л		1992	12
128.		N 5	ДЦ-59Л		1992	12
129.		N 6	ДЦ-59Л		1992	12
130.		N 7**	ГТУ 89-СТ20		2012	20
131.		N 8**	ГТУ 89-СТ20		2012	20
132.	Харвутинская ГТЭС*	N 1	ТК-2,5-2РУХЛЗ		2007	2,5
133.		N 2	ТК-2,5-2РУХЛЗ		2007	2,5
134.		N 3	ТК-2,5-2РУХЛЗ		2007	2,5
135.		N 4	ТК-2,5-2РУХЛЗ		2007	2,5
ООО "Газпром добыча Надым"
136.	ГТЭС-12,5 месторождение Бованенковское	5 блоков	Урал-2500		2008	12,5
137.	ГТЭС-36 месторождение Бованенковское	6 блоков	Урал-6000		2010	36
138.	ГТЭС-10 месторождение Харасавэйское	4 блока	Урал-2500		2008	10
139.	ПАЭС-10 месторождение Юбилейное	4 блока	ПАЭС-2500		1999	10
140.	ГТЭС-5 месторождение Юбилейное	2 блока	Урал-2500		2004	5
141.	ПАЭС-10 месторождение Ямсовейское	4 блока	ПАЭС-2500		1997	10
142.	ПАЭС-5 месторождение Ямсовейское	2 блока	ПАЭС-2500		2003	5
ООО "Газпром трансгаз Сургут"
143.	ЭСК пос. Уренгой		ЭСК "Wartsila"			22
ООО "Газпром трансгаз Югорск"
144.	Ямбургское ЛПУ МГ	2 блока	ПАЭС-2500			5
145.		6 блоков	ПАЭС-2500М			15
146.	Ныдинское ЛПУ МГ	3 блока	ПАЭС-2500			7,5
147.		4 блока	ПАЭС-2500М			10
148.	Пуровское ЛПУ МГ	3 блока	Растон-2700			8,1
149.	Правохеттинское ЛПУ МГ	3 блока	ПАЭС-2500М			7,5
150.		2 блока	ПАЭС-2500			5
151.		2 блока	Растон-2700			5,4
152.	Хасырейская ГКС	2 блока	Растон-2700			5,4
153.	Ягельное ЛПУ МГ	3 блока	ПАЭС-2500			7,5
154.		2 блока	ПАЭС-2500М			5,4
155.	Приозерное ЛПУ МГ	2 блока	ПАЭС-2500			5
156.		3 блока	ПАЭС-2500М			7,5
157.		2 блока	Растон-2700			5,4
158.	Ново-Уренгойское ЛПУ МГ	1 блок	ПАЭС-2500			2,5
159.		3 блока	ПАЭС-2500М			7,5
160.	Пангодинское ЛПУ МГ	4 блока	Урал-2500			10
161.	Надымское ЛПУ МГ	2 блока	ПАЭС-2500			5
162.		4 блока	ПАЭС-2500М			10
163.	Лонг-Юганское ЛПУ МГ	1 блок	ПАЭС-2500			2,5
164.		3 блока	ПАЭС-2500М			7,5
ООО "РН-Пурнефтегаз"
165.	Тарасовская ГПЭС	6 ГПГУ	Wartsila 20V34SG		2009	52,38
166.	Северо-Харампурская ГПЭС	5 ГПЭА	"Звезда-ГП-1500ВК-02МЗ		2005	7,5
167.	Кынская ГПЭС	3 ГПЭА	"Звезда-ГП-1500ВК-02МЗ		2003	4,5
Филиал ПЭС "Казым" ОАО "Передвижная энергетика"
168.	ПЭС Казым	N 1	Т-12-2ЭУ3	ДЦ-59		12
169.		N 2	Т-12-2ЭУ3	ДЦ-59		12
170.		N 3	Т-12-2ЭУ3	ДЦ-59		12
171.		N 4	Т-12-2ЭУ3	ДЦ-59		12
172.		N 5	Т-12-2ЭУ3	ДЦ-59		12
173.		N 6	Т-12-2ЭУ3	ДЦ-59		12

* Работают параллельно с энергосистемой.

** Проходит пусковые испытания.

2.9. Структура установленной мощности по типам электростанций и видам собственности

Таблица 2.9.1

Собственники объектов генерации и установленная мощность объектов генерации по типу выработки электроэнергии

N п/п	Собственник	Тип выработки	Установленная мощность (МВт)	Изменения в 2012 году
1	2	3	4	5
1.	Филиал ПЭС "Уренгой" ОАО "Передвижная энергетика"	газотурбинные электростанции	72	-
2.	Филиал ПЭС "Лабытнанги" ОАО "Передвижная энергетика"	газотурбинные электростанции	73	-
3.		дизельные электростанции	4,2	-
4.	Филиал "Уренгойская ГРЭС" ОАО "ИНТЕР РАО Электрогенерация"	парогазовые установки	460	введена в эксплуатацию
5.		паротурбинные электростанции	24	-
6.	ОАО "Северная ПЛЭС"	газотурбинные электростанции	48	24 МВт выведены из эксплуатации
7.	ООО "Газпром добыча Уренгой"	газотурбинные электростанции	15	-
8.	ОАО "Ноябрьская ПГЭ"	парогазовые электростанции	119,57	-
9.	МП "Салехардэнерго"	газотурбинные электростанции	24	-
10.		дизельные электростанции	31,9	-
11.		газопоршневые электростанции	14	-
12.	ООО ЭК "ТВЭС"	дизельные электростанции	6,4	-
13.	МУП "Ямал-энерго"	дизельные электростанции	4	-
14.	Муниципальное образование Приуральский район	газопоршневые электростанции	10,5	-
15.	ОАО "ЭК УПУП"	паротурбинные электростанции	10,8	-
16.	ООО "Белэнерго"	дизельные электростанции	3	-
17.	Муниципальное образование Тазовский район	газотурбинные электростанции	40	-
18.	Муниципальное образование Пуровский район	дизельные электростанции	4,324	-
19.	Муниципальное образование Шурышкарский район	дизельные электростанции	10,44	-
20.	Муниципальное образование Ямальский район	дизельные электростанции	10,12	-
21.	МП "Ямалгаз"	газотурбинные электростанции	10	-
22.	ООО "Газпром добыча Ямбург"	газотурбинные электростанции	82	-
23.	ООО "Газпром добыча Надым"	газотурбинные электростанции	88,5	-
24.	ООО "Газпром трансгаз Сургут"	газопоршневые электростанции	22	-
25.	ООО "Газпром трансгаз Югорск"	газотурбинные электростанции	144,7	-
26.	ООО "РН-Пурнефтегаз"	газопоршневые электростанции	64,38	-

Диаграмма 2.9.1. Структура установленной мощности по собственникам

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

Балансы электрической мощности приведены в таблице 2.10.1.

Таблица 2.10.1

Балансы электрической мощности за пятилетний период

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	1 392,0	1 468,0	1 454,0	1 456,0	1 461,0
Сальдо-переток (дефицит)	1 316,0	1 389,0	1 366,0	1 222,0	1 222,8

Синхронная часть энергосистемы является крайне дефицитной. Однако, необходимо отметить, что в течение отчетного пятилетнего периода покрытие потребностей за счет собственных источников возросло с 5% в 2007 году до 19% в 2011 году.

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

Таблица 2.11.1

Основные показатели энерго- и электроэффективности за 2007 - 2011 годы (по данным федерального органа государственной статистики)

Наименование	2007 год	2008 год	2009 год	2010 год	2011 год
1	2	3	4	5	6
Энергоемкость валового регионального продукта (тут/млн. руб.)	14,77	13,17	13,73	13,38	-*
Потребление электроэнергии на душу населения (тыс. кВт*ч)	18,07	19,44	20,03	20,92	19,69
Электровооруженность труда (кВт*ч)
Добыча полезных ископаемых	19 881,83	20 079,08	16 354,63	17 975,5	20 861,54
Обрабатывающие производства	572,61	167,82	198,49	203,98	218,52
Производство и распределение электроэнергии, газа и воды	1 334,90	394,07	478,23	533,88	595,32

* Валовый региональный продукт автономного округа рассчитывается в мае 2013 года.

Потребление электрической энергии на душу населения приведено на диаграмме 2.11.1. Динамика изменения электропотребления приведена на диаграмме 2.11.2.

Диаграмма 2.11.1. Потребление электроэнергии на душу населения

Диаграмма 2.11.2. Динамика изменения электровооруженности труда

2.12. Основные характеристики электросетевого хозяйства региона 110 кВ и выше

Сводные данные по характеристикам электросетевого хозяйства региона напряжением 110 кВ и выше приведены в таблицах 2.12.1, 2.12.2.

Таблица 2.12.1

Сводные данные по подстанциям 750 - 110 кВ

Напряжение	Единица измерения	Значение
1	2	3
Количество ПС 750 - 110 кВ
750 кВ	шт.	-
500 кВ	шт.	3
330 кВ	шт.	-
220 кВ	шт.	10
110 кВ	шт.	129
Установленная мощность ПС 750 - 110 кВ
750 кВ	МВА	-
500 кВ	МВА	3006
330 кВ	МВА	-
220 кВ	МВА	3152
110 кВ	МВА	5314,9

Таблица 2.12.2

Сводные данные по линиям 750 - 110 кВ

Напряжение	Единица измерения	Значение
1	2	3
Количество линий 750 - 110 кВ
750 кВ	шт.	-
500 кВ	шт.	5
330 кВ	шт.	-
220 кВ	шт.	29
110 кВ	шт.	121
Протяженность линий 750 - 110 кВ
750 кВ	км	-
500 кВ	км	552,25
330 кВ	км	-
220 кВ	км	1663,54
110 кВ	км	5588,6

Характеристика основных средств компенсации реактивной мощности приведена в таблице 2.12.3.

Таблица 2.12.3

Средства компенсации реактивной мощности

N п/п	Энергообъект	Диспетчерское наименование	Тип	Номинальное напряжение, UHOM (кВ)	Число ступеней при дискретном регулировании	Реактивная мощность (Мвар)
						генерация	потребление
1	2	3	4	5	6	7	8
1.	ПС 500 кВ Холмогорская	Р-110	РОД- 33333/110	110	1		3 x 33,3
2.		Р-35-1	РТД-20000/35	35	1		20
3.		Р-35-2	РТД-20000/35	35	1		20
4.		Р-35-3	РТД-20000/35	35	1		20
5.	ПС 500 кВ Муравленковская	Р-500 Холмогорская	РОМБСМ-60000/500	500	1		3 x 60
6.	ПС 500 кВ Тарко-Сале	Р-500 Холмогорская	РОДЦ-60000/500	500	1		3 x 60
7.	ПС 220 кВ Надым	УШР-220	РТДУ-100000/220		-		100
8.		Р-110	РОД- 33333/110	110	1		3 x 33,3
9.	ПС 220 кВ Уренгой	УШР-220	РТДУ-100000/220	220	-		100
10.		Р-110	РОДБС- 33333/110	110	1		3 x 33,3
11.	ПС 110 кВ Звёздная	УРС-110	БК-110-25000-У1	110	1	25
12.			РТУ-25000/110 ХЛ1	110	-		25
13.	ПС 110 кВ Новогодняя	УРС-110	42 TILP 25/121	110	1	25
14.			42 TILP 25/121	110	1	25
15.			РТДУ-25000/110 ХЛ1	110			25

2.13. Основные внешние электрические связи схемы электроснабжения автономного округа

Схема электроснабжения автономного округа является частью Тюменской энергосистемы. Самостоятельных связей с внешними энергосистемами схема электроснабжения автономного округа не имеет. Внутри Тюменской энергосистемы схема электроснабжения автономного округа связана со схемой электроснабжения Ханты-Мансийского автономного округа - Югра следующими связями:

- ВЛ 500 кВ СГРЭС-1 - Холмогорская;

- ВЛ 500 кВ Кирилловская - Холмогорская;

- ВЛ 220 кВ Холмогорская - Когалым;

- ВЛ 220 кВ Вынгапур - Зима;

- ВЛ 220 кВ Вынгапур - Северный Варьеган;

- ВЛ 220 кВ Кирилловская - Холмогорская;

- ВЛ 110 кВ Лонг-Юган - Сорум.

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

В 2011 году на производство электроэнергии было потрачено следующее количество тонн условного топлива: нефть - 5 146, газ нефтеперерабатывающих предприятий - 37 935, дизельное топливо - 125 287, нефтепродукты - 119, газ природный - 1 443 923.

На производство тепловой энергии было потрачено следующее количество тонн условного топлива: уголь - 22 495, дрова - 33, нефть - 104 610, газ нефтеперерабатывающих предприятий - 36 275, газ сжиженный - 82, дизельное топливо - 37 468, мазут - 178, топливо печное бытовое - 830, нефтепродукты - 381, газ природный - 1 551 590. Сводные данные и процентные соотношения потраченного топлива приведены в таблице 2.14.1.

Таблица 2.14.1

Потребление топлива на выработку тепловой и электрической энергии в 2011 году

Наименование	Электроэнергия		Теплоэнергия
	тут	%	тут	%
1	2	3	4	5
Уголь	0	0,00	22 495	1,28
Твердое топливо	0	0,00	33	0,00
Нефть	5 146	0,32	104 610	5,96
Нефтепродукты	163 341	10,13	75 214	4,29
Природный газ	1 443 923	89,55	1 551 590	88,46
Всего	1 612 410	100,00	1 753 942	100,00

Потребление электрическими станциями топлива для производства электрической энергии в 2011 году представлено на диаграмме 2.14.1.

Диаграмма 2.14.1. Диаграмма потребления электрическими станциями топлива для производства электрической энергии в 2011 году

Диаграмма 2.14.2. Диаграмма потребления электрическими станциями и котельными топлива для производства тепловой энергии

2.15. Единый топливно-энергетический баланс автономного округа

Таблица 2.15.1

Единый топливно-энергетический баланс

Наименование	N строки баланса	Уголь	Сырая нефть	Нефтепродукты	Природный газ	Прочее твердое топливо	Гидроэнергия и НВИЭ	Атомная энергия	Электрическая энергия	Тепловая энергия	Всего
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Производство энергетических ресурсов	1		50847082,00	1523855,00	641033230,00				21435,70	1020629,29	694446232
Ввоз	2	39100,24		122905,63		10435,18			1327468,21		1499909,3
Вывоз	3		-48923830,67	-1336683,82	-624578046,29	-5716,87					-674844278
Изменение запасов	4	625,95	-57569,94	-188,44	-3125700,00	-319,47					-3183151,9
Потребление первичной энергии	5	39726,19	1865681,39	310076,81	13329483,71	4398,84			1348903,92	1020629,29	17918900
Статистическое расхождение	6	-343,53	34584,39	-7405,19	539638,57	978,35			30789,05	-72469,81	525771,83
Производство электрической энергии	7		-5146,00						-1153,13		-6299,123
Производство тепловой энергии	8
Теплоэлектростанции	8.1		-5146,00		-1678462,95				-959,03		-1684568
Котельные	8.2	-22494,99	-104609,99	-36356,50	-1766377,00	-8,78			-6261,07	-1092,86	-1937201,2
Электрокотельные и теплоутилизационные установки	8.3								-260,51		-260,514
Преобразование топлива	9		-1070784,00		-1010160,00						-2080944
Переработка нефти	9.1		-1070784,00								-1070784
Переработка газа	9.2		0,00		-1010160,00						-1010160
Обогащение угля	9.3
Собственные нужды	10		-125547,02		-1101461,95				-1516,84	-19080,81	-1247606,6
Потери при передаче	11		-4676,99		-924600,00				-181512,95	-127665,57	-1238455,5
Конечное потребление энергии	12	17574,72	520333,00	281125,50	5298623,24	3429,27			1126711,86	946352,71	8194150,3
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство	13			14290,59					59,29	19,00	14368,876
Промышленность	14		3102,00		5264113,50	72,09			1076622,20	409330,71	6753240,5
Добыча полезных ископаемых	14.1		3102,00		140811,75				848052,77	224601,71	1216568,2
Подготовка полезных ископаемых	14.2				183009,85				31002,40	28891,00	242903,25
Переработка полезных ископаемых	14.3			65431,01	4921153,60				187988,53	147423,29	5321996,4
Заготовка и первичная переработка древесины	14.4			42,00					9,72		51,7201
Хлеб и хлебобулочные изделия	14.5				96,60	72,09			318,57	377,86	865,11314
Подъем и подача воды	14.6				19041,70				9250,22	3401,00	31692,915
Работа подъемно-транспортных и строительно-дорожных	14.7			517,00						4635,86	5152,8573
машин и механизмов
Строительство	15								194,59	300,57	495,15743
Транспорт и связь	16				3461,50				19761,18	1493,86	24716,537
Железнодорожный	16.1	477,64							9933,23		10410,873
Трубопроводный	16.2				924,60				9827,95	1469,29	12221,832
Автомобильный	16.3			133357,98	2536,90						135894,88
Прочий	16.4									24,57	24,571429
Сфера услуг	17								5933,15	4563,14	10496,294
Население	18	17097,08		67486,92	31048,24	3357,19			24200,74	528883,00	672073,17
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные нужды	19		517231,00							1781,43

III. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории автономного округа

3.1. Синхронизированная часть

Схема электроснабжения автономного округа делится на энергорайоны по следующим сечениям:

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

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

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

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

В результате расчетов электрических режимов на 2012 год отмечено следующее:

В нормальной схеме сети превышения допустимых токов оборудования и присоединений нет, напряжения находятся в допустимых пределах.

В результате анализа текущего состояния энергосистемы автономного округа на зимний максимум нагрузки потребителей 2012 года (нормальная схема зимнего максимума 2012 года) выявлены:

1) высокая загрузка автотрансформаторов 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская (токовая загрузка каждого АТ составляет 90%). Особенностью является схема присоединения АТ1 и АТ3 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская к СШ 110 кВ через 1 силовой выключатель. Таким образом, при аварийном отключении данного выключателя связь СШ 110 кВ и 220 кВ осуществляется через АТ2 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская, что может привести к его перегрузке;

2) высокая загрузка автотрансформаторов АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале (загрузка каждого в среднем составляет 66%);

3) возможность выделения района ПС 220 (500) кВ Надым, ПС 220 кВ Пангоды, ПС 220 кВ Уренгой, Уренгойская ГРЭС при сочетании аварийного отключения ВЛ 220 (500) кВ Муравленковская - Надым и ремонта ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале на изолированную работу с последующим повышением частоты в выделившемся районе, возможной потерей генерирующей мощности и отключением потребителей Северного энергорайона действием устройств АЧР;

4) низкие уровни напряжения в районе сети ПС 110 кВ Кристалл и ПС 110 кВ Кирпичная (отклонение напряжения на шинах ПС 110 кВ Кристалл от номинального составляет 9% - 99,97 кВ, на шинах ПС 110 Кирпичная - 7% или 102,05 кВ);

5) высокая загрузка транзита ВЛ 110 кВ Янга-Яха - Ханымей - Губкинский;

6) при ремонте одной из ВЛ 500 кВ СГРЭС-1 - Холмогорская или ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 - Кирилловская в случае аварийного отключения второй, существуют риски отключения нагрузки в послеаварийном режиме действием ЦСПА в объеме до 400 МВт;

7) при ремонте одного из двух АТ 220/110 кВ на ПС Уренгой допустимый дефицит мощности Уренгойского узла определяется необходимостью обеспечения допустимых уровней напряжения на шинах 110 кВ ПС Уренгой в послеаварийном режиме. Минимально допустимое напряжение на шинах 110 кВ ПС Уренгой, являющихся контрольным пунктом по напряжению, составляет 101 кВ, аварийно допустимое значение напряжения составляет 94 кВ. При нормативном аварийном возмущении (отключение второго АТ 220/110 кВ ПС Уренгой) снижение напряжения в Уренгойском узле составит более 20% (ниже 90 кВ). Для обеспечения допустимых уровней напряжения в послеаварийном режиме необходим ввод графиков временного ограничения потребления мощности в районе ПС Уренгой.

3.2. Технологически изолированные территориальные электроэнергетические системы

По сетям 35 кВ энергосистем г. Нового Уренгоя перегрузки основного оборудования, а также нарушение статической устойчивости в нормальных, единичных ремонтных и послеаварийных режимах зимнего максимума, летнего минимума 2012 года, отсутствуют в связи с незначительностью нагрузки, подключенной к ПС 35 кВ Базовая, ПС 35 кВ Тепловая, ПС 35 кВ Константиновская, ПС 35 кВ Алевтина, ПС 35 кВ Город, ПС 35 кВ Поселок и ПС 35 кВ Водозабор.

Существующая система электроснабжения г. Салехарда является автономной (изолированной). Электроснабжение потребителей города обеспечивается исключительно от собственных источников - 4-х муниципальных электростанций (ДЭС-1, ДЭС-2, ГТЭС-3 и ТЭС-14). Центрами питания являются ПС 35 кВ Дизельная, Центральная и Турбинная, которые в связи с непрерывным ростом нагрузок и подключением новых объектов капитального строительства, практически исчерпали свои возможности по установленной мощности и полностью по пропускной способности потребительских обмоток ПС 35 кВ Дизельная.

В значительной степени на качество и надежность электроснабжения г. Салехарда влияет состояние и износ электрических сетей. В настоящее время протяженность линий электрической передачи 6 кВ составляет 146 км, протяженность линий 0,4 кВ - 237 км. Часть линий 0,4 кВ - 79,8 км (из 237 км) не принадлежат МП "Салехардэнерго" и являются бесхозными.

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

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

В центральной и северной частях города, в особенности в районах с сохранившейся старой застройкой, срок эксплуатации ВЛ 6 кВ и 0,4 кВ составляет около 30 лет и даже более (протяженность ВЛ 6 кВ и 0,4 кВ в этих районах иногда составляет несколько километров). Резервирование большинства протяженных линий отсутствует и в случае отключения головных участков потребители продолжительное время не получают электрическую энергию.

В этих районах значительное количество аварий и отключений в воздушных линиях электропередачи вызвано их ветхостью. Подтверждением этому являются технологические нарушения в сетях 6 и 0,4 кВ с часто повторяющимися адресами. Суммарное время, затраченное на ликвидацию аварийных отключений, связанных с ветхостью воздушных линий 0,4 кВ, по имеющимся данным за 2009 год составило 294,2 часа. Суммарное время, затраченное на ликвидацию аварийных отключений, связанных с состоянием воздушных линий 6 кВ, по имеющимся данным за 2009 год составило 52,15 часа, за 2010 год - 32,50 часа. Недоотпуск электрической энергии за время этих отключений составил в 2009 году 12 012,13 кВтч, а за 2010 год - 23 156,7 кВтч. МП "Салехардэнерго" постоянно проводит мониторинг состояния линий электропередачи. Результаты обследования свидетельствуют о многочисленных фактах снижения качества напряжения у потребителей, частых обрывах проводов из-за их износа и несоответствия сечения действующим нагрузкам. Во многих случаях сечение проводов существующих линий не соответствует возросшим за последние годы нагрузкам. Такое состояние линий приводит к росту технических потерь электрической энергии. Состояние многих опор также неудовлетворительное. Железобетонные опоры имеют сколы и трещины, отклонение от вертикальной оси многих из них значительно выше допустимого, велико количество загнивших деревянных опор - более 320 шт.

Для обеспечения объектов перспективного капитального строительства инженерной инфраструктурой в области электроснабжения и для повышения надежности и качества электроснабжения существующих потребителей необходимо провести строительство новых высоковольтных линий электропередачи, а также модернизировать некоторые существующие ВЛ и КЛ.

IV. Основные направления развития электроэнергетики автономного округа

4.1. Цели и задачи развития электроэнергетики автономного округа

Основными целями развития энергетики 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 (конкурентноспособности) экономики и повышения качества жизни населения.

4.2. Прогноз потребления электроэнергии и мощности на пятилетний период

Увеличение нагрузки существующих крупных потребителей приведено в таблице 4.2.1.

Таблице 4.2.1

Изменение нагрузки крупных потребителей с 2012 по 2018 годы

N п/п	Наименование	Прогноз развития нагрузки (МВт)
		2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1.	ОАО "Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз"	471	496	468	435	411	392	376
	прирост потребления, %		105	94	93	94	95	96
2.	ООО "Ноябрьский ГПК"	61	52	51	51	51	50	50
	прирост потребления, %		85	98	100	100	98	100
3.	ОАО "Губкинский ГПК"	50	49	67	67	67	83	83
	прирост потребления, %		98	137	100	100	124	100
4.	ООО "Газпром добыча Надым"	23,6	41,3	51,3	61,3	61,3	61,3	61,3
	прирост потребления, %		175	124	119	100	100	100
5.	ООО "Газпром добыча Уренгой"	34	37	37	38	43	44	45
	прирост потребления, %		109	100	103	113	102	102
6.	ООО "Газпром добыча Ямбург"	47	48	49	49	50	52	54
	прирост потребления, %		102	102	100	102	104	104
7.	ООО "Газпром трансгаз Югорск"	74,2	74,8	73	71,3	69,6	67,9	72,2
	прирост потребления, %		101	98	98	98	98	106
8.	ООО "Газпром трансгаз Сургут"	8,573	8,573	8,573	8,573	8,573	8,573	8,573
	прирост потребления, %		100	100	100	100	100	100
9.	ООО "РН-Пурнефтегаз"	171	170	166	160	154	164	172
	прирост потребления, %		99	98	96	96	106	105
10.	ООО "Новоуренгойский газохимический комплекс"	7,5	12,5	66	95	95	105	105
	прирост потребления, %		167	528	144	100	111	100
11.	ЗАО "Ванкорнефть"*		6	70	114	157,2	192	220
	прирост потребления, %			1 167	163	138	122	115
12.	ОАО "Роспанинтернешнл"*					21	35	49
	прирост потребления, %						167	140
	Всего	947,9	995,2	1 106,9	1 150,2	1 188,7	1 254,8	1 296,1

* В связи с наличием только данных по перспективным вводам, приведены суммарные данные по дополнительным вводам нагрузки.

Прогнозные данные по динамике изменения потребления электроэнергии приведены в таблице 4.2.2.

Таблица 4.2.2

Изменение электропотребления крупных потребителей с 2012 по 2018 годы

N п/п	Наименование	Прогноз изменения электропотребления (млн. кВт*ч.)
		2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1.	ОАО "Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз"	3 950,4	4 430	4 410	4 434	4 008	4 046	3 880
2.	ООО "Ноябрьский ГПК"	484,7	424,0	413,3	410,6	408,9	405,3	-
3.	ОАО "Губкинский ГПК"	423,2	430,0	540,0	540,0	540,0	620,0	-
4.	ООО "Газпром добыча Надым"	180,2	251,5	277,1	311,9	349,8	359,4	-
5.	ООО "Газпром добыча Уренгой"	282,4	310	312,3	322,4	359,2	371,8	-
6.	ООО "Газпром добыча Ямбург"	333,4	332,6	333,6	334,6	335,6	336,6	-
7.	ООО "Газпром трансгаз Югорск"	429,7	435,7	425,2	415,0	405,0	395,3	-
8.	ООО "Газпром трансгаз Сургут"	75,096	75,096	75,096	75,096	75,096	75,096	-
9.	ООО "РН-Пурнефтегаз"	1 454,0	1 472,8	1 441,6	1 387,2	1 337,6	1 420,7	-
10.	ООО "Новоуренгойский газохимический комплекс"	64,8	524,9	1 262,6	1 411,0	1 607,2	1 607,2	-
	Всего	7 677,9	8 686,6	9 490,8	9 641,8	9 426,4	9 637,4	-

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

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

Планируемые на период 2012 - 2018 годов вводы, демонтажи и реконструкция генерирующих объектов приведены в таблице 4.3.1.1.

Таблица 4.3.1.1

Планируемые вводы, демонтажи и реконструкция генерирующего оборудования

N п/п	Станция	Тип мероприятия	Установленная мощность исходная (МВт)	Год
1	2	3	4	5
1.	ГТЭС Новоуренгойского ГХК	ввод	120	2014
2.	ГТЭС Полярная*	ввод	48	2014
3.	ГТЭС Полярная*	расширение	24	2018
4.	Ямбургская ГТЭС	расширение	40	2013
5.	ПЭС Казым	вывод	6 x 12	2014
6.	ПЭС Уренгой	вывод	6 x 12	2014

* Рекомендуемый СИПР объем генерации ТЭС Полярная.

Кроме того, в расчетных моделях с 2013 года учтен потребитель Ванкорское месторождение (200 МВт) с электростанцией Ванкорская ГТЭС (установленная мощность - 200 МВт).

4.3.2. Обоснование предложений по вводу новых генерирующих мощностей

Район ПС Белоярская.

Наблюдается недопустимое снижение напряжения по транзиту 110 кВ Приозерная - Сорум - В. Казымская - Белоярская при выведенном в ремонт ВЛ 110 кВ Казымская ГТЭС - Белоярская 1 и аварийном отключении ВЛ 110 кВ Казымская ГТЭС - Белоярская 2, или аварийном отключении ВЛ 110 кВ Сорум - В. Казымская, или аварийном отключении ВЛ 110 кВ Белоярская - В. Казымская, или при выведенной в ремонт ВЛ 110 кВ Надым - Сорум и аварийном отключении ВЛ 110 кВ Надым - Л. Хеттинская. Для ликвидации недопустимых снижений напряжения в данном районе сети альтернативным мероприятием строительству второй цепи ВЛ 110 кВ от ПС Лонг-Юган до ПС Белоярская (с установкой СКРМ мощностью не менее 50 МВАр) может быть ввод генерации в районе ПС 110 кВ В. Казымская или ПС 110 кВ Белоярская взамен выводимой в 2014 году ПЭС Казым.

По предварительной оценке минимально необходимый уровень генерации предлагаемой станции должен быть не менее 15 МВт.

Район г. Ноябрьска.

В настоящее время Ноябрьская ПГЭ находится в статусе генератора, работающего в вынужденном режиме по критерию востребованности электрической мощности.

Начиная с 2011 года, некоммерческим партнерством "Совет Рынка" по итогам работы энергетической отрасли на ежеквартальной/годовой основе готовится обновленный рейтинг "Генерирующие компании: эффективность на рынке". Целью составления данного рейтинга является оценка и сопоставление эффективности функционирования генерирующих компаний с точки зрения поддержания готовности генерирующего оборудования к работе, оптимизации загрузки, удельных себестоимости и выручки на единицу выработки.

Рейтинг эффективности генерирующих компаний на рынке рассчитывается и публикуется в автоматизированной информационной системе "Рынки электроэнергии и мощности" (АИС РЭМ) НП "Совет рынка". В сети Интернет результаты публикуются на странице по ссылке: http://www.ais.np-sr.ru/ratings/R120/. Целью публикации рейтинга является выявление лучших генерирующих и сбытовых компаний отрасли.

Согласно результатам опубликованных рейтингов (2011 год и III квартал 2012 года) на текущий момент ООО "Ноябрьская ПГЭ" является лидирующей генерирующей компанией в Российской Федерации по совокупному анализу критериев работоспособности оборудования, удельной себестоимости производства 1 МВтч электрической энергии, уровню загрузки генерирующих мощностей, а также эффективности продажи вырабатываемой электрической энергии и мощности.

Однако статус "вынужденного генератора" требует проведения дополнительного исследования на предмет необходимости и достаточности генерируемой данной станцией мощности.

Электрические сети Ноябрьского энергорайона обеспечивают транзит мощности из энергосистемы Ханты-Мансийского автономного округа - Югра в Северные районы энергосистемы автономного округа.

По результатам расчета электрических режимов энергосистемы автономного округа на зимний максимум нагрузки 2012 года выявлено, что в нормальной схеме сети дефицит активной мощности Ноябрьского и Северного энергорайонов покрывается по следующим линиям электропередачи:

- ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 - Холмогорская;

- ВЛ 500 кВ Кирилловская - Холмогорская;

- ВЛ 220 кВ Холмогорская - Когалым;

- ВЛ 220 кВ Холмогорская - Кирилловская;

- ВЛ 220 кВ Вынгапур - С. Варьеган;

- ВЛ 220 кВ Вынгапур - Зима.

В нормальной схеме токовая загрузка ВЛ 220 Холмогорская - Янга-Яха, ВЛ 220 кВ Холмогорская - Вынгапур, ВЛ 110 кВ Холмогорская - Ноябрьская ПГЭ составляет 35% от длительно допустимого значения. Напряжения находятся в допустимых пределах. На схеме 4.3.2.1 приведена нормальная схема сети района Ноябрьской ПГЭ на зимний максимум нагрузки 2012 года.

Схема 4.3.2.1. Схема потокораспределения в сети 110 - 500 кВ района Ноябрьской ПГЭ без вывода из эксплуатации Ноябрьской ПГЭ (зимний максимум 2012 года)

При отключении одного сетевого элемента, например, ВЛ 220 кВ Холмогорская - Янга-Яха (ВЛ 220 кВ Холмогорская - Ноябрьская ПГЭ), наблюдается загрузка ВЛ 220 кВ Холмогорская - Вынгапур (ВЛ 220 кВ Холмогорская - Янга-Яха), а также шунтирующей сети 110 кВ (ВЛ 110 кВ Холмогорская - Ноябрьская ПГЭ 1,2 цепи), до 45%. На схеме 4.3.2.2 приведена схема потокораспределения в сети 110 - 500 кВ автономного округа при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Холмогорская - Янга-Яха.

Схема 4.3.2.2. Схема потокораспределения в сети 110 - 500 кВ автономного округа при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Холмогорская - Янга-Яха без вывода из эксплуатации Ноябрьской ПГЭ (зимний максимум 2012 года)

Наложение аварийного отключения ВЛ 220 кВ Холмогорская - Янга-Яха на ремонт ВЛ 220 кВ Холмогорская - Вынгапур приводит к дополнительной загрузке ВЛ 110 кВ Холмогорская - Ноябрьская ПГЭ 1,2 цепи (до 55%). Напряжения находятся в допустимых пределах. На схеме 4.3.2.3 представлена схема потокораспределения в сети 110 - 500 кВ автономного округа при сочетании аварийного отключения ВЛ 220 кВ Холмогорская - Янга-Яха без вывода из эксплуатации Ноябрьской ПГЭ.

Схема 4.3.2.3. Схема потокораспределения в сети 110 - 500 кВ автономного округа при сочетании аварийного отключения ВЛ 220 кВ Холмогорская - Янга-Яха и ремонта ВЛ 220 кВ Холмогорская - Вынгапур без вывода из эксплуатации Ноябрьской ПГЭ (зимний максимум 2012 года)

Анализ электрических режимов сети 110 кВ и выше энергосистемы автономного округа с учетом вывода из эксплуатации Ноябрьской ПГЭ

При выводе из эксплуатации Ноябрьской ПГЭ наблюдается общее снижение напряжения в сети 110 кВ и выше района ПС 220 кВ Янга-Яха, ПС 220 кВ Вынгапур вследствие увеличения дефицита активной мощности. Покрытие возросшего дефицита активной мощности в сети района Ноябрьской ПГЭ обеспечивается по связям с энергосистемой Ханты-Мансийского автономного округа - Югра. В нормальной схеме сети загрузка ВЛ 220 кВ Холмогорская - Янга-Яха составляет 59%, ВЛ 220 кВ Холмогорская - Вынгапур - 34%, ВЛ 110 кВ Холмогорская - Ноябрьская ПГЭ - 37%. На схеме 4.3.2.4 представлена нормальная схема сети 110 кВ и выше энергосистемы автономного округа с учетом вывода из эксплуатации Ноябрьской ПГЭ на зимний максимум 2012 года.

Схема 4.3.2.4. Схема потокораспределения в сети 110 - 500 кВ района Ноябрьской ПГЭ с учетом вывода из эксплуатации Ноябрьской ПГЭ (зимний максимум 2012 года)

При аварийном отключении ВЛ 220 кВ Холмогорская - Янга-Яха отмечается увеличение токовой загрузки ВЛ 220 кВ Холмогорская - Вынгапур (до 52%) и ВЛ 110 кВ Холмогорская - Ноябрьская ПГЭ 1,2 цепи (до 63,4%). Также снижается напряжение в сети 110 кВ района ПС 220 кВ Вынгапур (отклонение напряжения на шинах ПС 110 кВ Губкинский от номинального значения доходит до 8%).

Наложение аварийного отключения ВЛ 220 кВ Холмогорская - Янга-Яха на ремонт ВЛ 220 кВ Холмогорская - Вынгапур приводит к снижению напряжения в сети 110 кВ района ПС 220 кВ Вынгапур ниже допустимого уровня (отклонение напряжения на шинах ПС 110 кВ Губкинский от номинала составляет 13%). Загрузка ВЛ 110 кВ Холмогорская - Ноябрьская ПГЭ 1,2 цепи составляет 86% (схема 4.3.2.5).

Схема 4.3.2.5. Схема потокораспределения в сети 110 - 500 кВ автономного округа при сочетании аварийного отключения ВЛ 220 кВ Холмогорская Янга-Яха и ремонта ВЛ 220 кВ Холмогорская - Вынгапур с учетом вывода из эксплуатации Ноябрьской ПГЭ (зимний максимум 2012 года)

По состоянию на зимний максимум 2014 года при сочетании аварийного отключения ВЛ 220 кВ Холмогорская - Янга-Яха и ремонта ВЛ 110 кВ Холмогорская - Ноябрьская ПГЭ 1 цепь с учетом демонтажа Ноябрьской ПГЭ (схема 4.3.2.6) наблюдается предельная загрузка 2-ой цепи ВЛ 110 кВ Холмогорская - Ноябрьская ПГЭ (98%).

Схема 4.3.2.6. Схема потокораспределения в сети 110 - 500 кВ автономного округа при сочетании аварийного отключения ВЛ 220 кВ Холмогорская Янга-Яха и ремонта ВЛ 110 кВ Холмогорская - Ноябрьская 1 цепь с учетом вывода из эксплуатации Ноябрьской ПГЭ (зимний максимум 2014 года)

В связи с наличием риска нарушения надежного функционирования энергосистемы и электроснабжения потребителей автономного округа требуется обеспечение резервов генерирующей мощности в Ноябрьском энергорайоне.

Вывод из эксплуатации Ноябрьской ПГЭ по факту признания станции "вынужденным генератором" без компенсации генерирующих мощностей в районе приведет к увеличению дефицита активной мощности Ноябрьского энергорайона, что ставит под угрозу энергетическую и экономическую безопасность региона.

Перспективный рост электропотребления обострит влияние отмеченных проблем на надежность электроснабжения существующих потребителей энергорайона и региона в целом. Возможность подключения новых потребителей будет определяться требованиями развития сети 220 кВ, связывающей энергосистемы автономного округа и Ханты-Мансийского автономного округа - Югра, либо вводом новых генерирующих мощностей. Технические решения по сетевому строительству и вводам/демонтажам генерирующих мощностей определены в СиПР ЕЭС России на 2013 - 2019 годы и утвержденных инвестиционных программах субъектов электроэнергетики региона. В случае вывода из эксплуатации Ноябрьской ПГЭ потребуется корректировка решений по сетевому строительству 220 - 110 кВ, масштабное увеличение инвестиционных программ филиала ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Западной Сибири и ОАО "Тюменьэнерго".

С учетом вышеизложенного целесообразно сохранение в работе Ноябрьской ПГЭ в полном объеме.

Район г. Салехарда.

Ввиду особенностей прохождения трассы ВЛ 220 кВ Надым - Салехард проведение ее ремонтной кампании может приходится на осенне-зимний период. При проведении ремонта одной из ВЛ 220 кВ Надым - Салехард-1(2) дефицит мощности энергосистемы г. Салехарда (в отсутствие генерации ТЭС Полярная) будет компенсироваться за счет ВЛ 220 кВ Надым - Салехард-2(1). В случае ее аварийного отключения уже в 2014 году в энергосистеме придется вводить графики временного отключения потребителей. При дальнейшем росте потребления необходимость ввода графиков временного отключения потребителей появляется уже и для нормальных режимов.

Строительство ТЭС Полярная позволит решить проблему сбалансированности работы энергорайона, а также позволит вывести из эксплуатации устаревшие дизельные электростанции, используемые для снабжения потребителей г. Салехарда в настоящее время. Кроме того, в перспективе присоединение электрических сетей г. Лабытнанги и пгт Харп к энергосистеме г. Салехарда, генерация планируемой станции становится еще более востребованной. Сводные данные приведены в таблице 4.3.2.1.

Таблица 4.3.2.1

Сводные данные по обоснованию ТЭС Полярная

Показатель (МВт)	2011 год факт	2012 год	2013 год	2014* год	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Потребление по району г. Салехарда	61	68,8	74,98	81,64	88,99	92,5	96,2	100
Установленная мощность станций района г. Салехарда	85,3	85,3	85,3	85,3	85,3	85,3	85,3	85,3
Дефицит (+), избыток (-) (необходимый объем ТЭС Полярной (без учета вывода ДЭС))	-24,3	-16,5	-10,32	-3,66	3,69	7,2	10,9	14,7
Дефицит (+), избыток (-) (с учётом вывода ДЭС**) (необходимый объем ТЭС Полярной (с учётом вывода ДЭС))	-24,3	-16,5	-10,32	28,24	35,59	39,1	42,8	46,6

* Ввод ВЛ 220 кВ Надым - Салехард с ПС 220 кВ Салехард и ТЭС Полярная.

** Вывод из эксплуатации ДЭС-1 и ДЭС-2.

Минимально необходимый объем генерации ТЭС Полярная составляет 48 МВт (2*24 МВт), с учетом вывода в ремонт одного из блоков ТЭС Полярной установленная мощность ТЭС Полярная должна быть не менее 72 МВт (3*24 МВт). Предлагаемая к вводу мощность ТЭС Полярная учитывается в балансах и расчетах электрических режимов.

Расчет потенциально возможного уровня генерации

В рамках данной работы было проведено дополнительное исследование возможности установки источников генерации в следующих центрах питания: район ПС 220 кВ Салехард, район ПС 500 кВ Тарко-Сале и район Ноябрьской ПГЭ.

Исследование проводилось для двух режимов: режим зимнего максимума нагрузки 2014 года и режим зимнего максимума нагрузки 2018 года. В каждом случае рассматривалось увеличение генерации в указанных центрах питания до достижения предельного уровня по условиям устойчивости с учетом отключения наиболее загруженного сетевого элемента. В случае ПС 500 кВ Тарко-Сале и Ноябрьской ПГЭ в отключенном состоянии находилась ВЛ 500 кВ Холмогорская - Муравленковская, в случае ПС 220 кВ Салехард - одна цепь ВЛ 220 кВ Надым - Салехард.

Оценка потенциала генерации в узле ПС 220 кВ Салехард с учетом сценарного развития, предлагаемого органами исполнительной власти автономного округа (вывод из эксплуатации дизельных электростанций ДЭС-1 и ДЭС-2 и газотурбинной электростанции ГТЭС-3), с учетом методических рекомендаций по устойчивости и методических рекомендаций по проектированию и развитию сетей составляет 275 МВт. Дальнейший рост генерации в данном узле приводит к превышению длительно допустимой токовой загрузки оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Надым - Салехард и требует дополнительного сетевого строительства. Возможность технической реализации потенциала роста установленной мощности станции в районе ПС 220 кВ Салехард, качественные и количественные показатели схемы выдачи мощности, технико-экономическое обоснование и разработка стратегии работы новой генерации на рынке электрической энергии и мощности требуют дополнительного исследования, выходящего за рамки данной работы.

Результаты аналогичной оценки потенциала увеличения генерации для других узлов приведены в таблице 4.3.2.2.

Таблица 4.3.2.2

Сводные данные по обоснованию генерации автономного округа

N п/п	Центр питания	Максимальная мощность без дополнительного сетевого строительства (МВт)
		2014 год	ограничение	2018 год	ограничение
1	2	3	4	5	6
1.	ПС 220 кВ Салехард	275	превышение ДДТН	275	превышение ДДТН
2.	ПС 500 кВ Тарко-Сале	390	устойчивость (статика)	700	устойчивость (статика)
3.	Ноябрьская ПГЭ	400	устойчивость (статика)	450	устойчивость (статика)

Из таблицы 4.3.2.2 видно, что предлагаемое сетевое строительство улучшает ситуацию в синхронизированной части схемы электроснабжения автономного округа к 2018 году и позволяет наращивать собственные генерирующие источники. Однако конкретные решения по схемам выдачи мощности, балансовым и технико-экономическим обоснованиям необходимости строительства новых источников генерации сверх имеющихся или уже запланированных к строительству, а также уточненные значения допустимой установленной мощности, должны приниматься в рамках отдельных проектов, учитывающих все возможные сценарные условия работы предполагаемых источников генерации.

Отсутствие приращения возможной генерации в районе г. Салехарда обусловлено тупиковой схемой присоединения ранее изолированной энергосистемы г. Салехарда и единственной связью с централизованной схемой электроснабжения автономного округа по двум ВЛ 220 кВ Надым - Салехард.

В связи с особенностями региона, связанными с большими запасами углеводородного сырья, особой продолжительностью зимнего периода и краткосрочностью ремонтной кампании, предлагается рассмотреть установку газо-турбинных и паро-газовых установок выработки электрической и тепловой энергии.

4.4. Прогноз возможных объемов развития энергетики автономного округа на основе ВИЭ и местных видов топлива

4.4.1. Ветроэнергетика

Программой модернизации электроэнергетики России на период до 2020 года в автономном округе предусмотрен ввод 0,7 МВт мощности ветрогенерирующих установок за период 2016 - 2020 годов. Для установки предполагается использовать децентрализованные ветровые электростанции и ветродизельные электростанции мощностью 10 - 50 кВт.

Потенциал развития генерации электроэнергии на ветрогенерирующих установках можно оценить по карте 4.4.1.1.

Карта 4.4.1.1. Распределение удельного ветропотенциала (Вт/м2) на высоте 100 м

Наиболее перспективной территорией по вводу ветрогенерирующих установок является запад и северо-запад региона (в данном районе отсутствует централизованное энергоснабжение) с удельным ветровым потенциалом до 1 .

Наиболее перспективным является ввод ветрогенерирующих установок в территориально удаленных от ЕЭС районах для обеспечения нефтяных, газовых месторождений и удаленных поселений без подключения ветрогенерирующих установок к сети. Резервным источником энергии в данном случае будет являться маневренная дизельная установка, работающая во время штиля.

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

4.4.2. Гидроэнергетика

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

4.4.3. Приливная энергетика

Территория автономного округа включает побережье Карского моря и многочисленных заливов, в число которых входит Обская губа. Поэтому перспективным может оказаться развитие возобновляемых источников энергии, основанной на энергии приливов - приливных электростанций. Однако у данного типа электростанции присутствует существенный недостаток - изменяющаяся в течение суток мощность. Данный недостаток требует обязательной работы электростанции в составе энергосистемы 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 автономном округе 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 карте 4.4.4.1 приведена карта суммарной солнечной радиации в день на территории России.

Карта 4.4.4.1. Карта потока солнечной радиации, приходящегося на м2 за один день на территории России

По приведенной выше карте можно отметить, что по территории автономного округа суммарная солнечная радиация на 1 в течение дня распределяется следующим образом: на западе - от 3 до 3,5 , в центральной, южной и северо-западной частях - от 3,5 до 4 , в северо-восточной части - от 4 до 4,5 . В то же самое время продолжительность солнечного сияния по территории автономного округа составляет менее 1 700 часов в год. Карта продолжительности сияния приведена ниже.

Карта 4.4.4.2. Карта продолжительности солнечного сияния

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

4.4.5. Биоэнергетика

Данный сегмент возобновляемых источников энергии 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. ). В связи с тем, что в автономном округе 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.  или 320 тут. Также возможно получение биотоплива из твердых бытовых отходов и на очистных сооружениях. При переработке 25 сточных вод можно получить около 1 биогаза или 0,0007 тут. При переработке 1 тонны твердых бытовых отходов можно получить 70 - 115 биогаза или 0,05 - 0,08 тут.

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

Биотопливо третьего поколения получается из специальных водорослей с высоким содержанием масла. Такие виды водорослей очень чувствительны к низкой температуре и требуют высокую температуру для активного роста. В условиях затяжной зимы (более 8 месяцев) и среднегодовой температуры на уровне -10°С данная технология в открытых водоемах (на территории автономного округа находится порядка 300 000 озер) не может быть применена. Единственная возможность получения биотоплива из водорослей на территории автономного округа - выращивание водорослей в малых биореакторах около ТЭЦ за счет сбросного тепла станций.

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

Общая оценка балансовой ситуации на пятилетию перспективу приведена в таблицах 4.5.1, 4.5.2.

Таблица 4.5.1

Балансы мощности на пятилетний период (МВт)

N п/п	Мощность	Год
		2012 (факт)	2013	2014	2015	2016	2017	2018
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1.	Установленная мощность*	795,6	860,6	908,6*	908,6*	908,6*	908,6*	932,6*
2.	Располагаемая мощность	771,6	836,6	884,6	884,6	884,6	884,6	908,6
3.	Максимум потребления	1 540,8	1 584,98	1 540	1 570	1 599	1 635	1 650
3.1.	По синхронной части	1 472	1 510	1 540	1 570	1 599	1 635	1 650
3.2.	По энергосистеме г. Салехарда	68,8	74,98	синхронизирована с энергосистемой
4.	Дефицит (-) / (+) избыток по синхронной части энергосистемы	-700,4	-673,4	-655,4	-685,4	-714,4	-750,4	-741,4

* Учтена ТЭС Полярная мощностью 72 МВт (рекомендуемая СИПР).

Таблица 4.5.2

Балансы электроэнергии на пятилетний период

N п/п	Электроэнергия (млн. кВт°ч)	Год
		2012	2013	2014	2015	2016	2017	2018
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1.	Потребление электроэнергии	10 880	11 033,3	10 900	11 260	11 520	11 800	11 895
1.1.	По синхронной части	10 553,1	10 690	10 900	11 260	11 520	11 800	11 895
1.2.	По изолированной энергосистеме г. Салехарда	326,9	343,3	синхронизирована с энергосистемой
2.	Выработка электроэнергии	2 756,9	5 122,87	4 838,2	4 831,9	5 347	5 587,12	5 657
2.1.	По синхронной части	2 430,0	4 779,57	4 838,2	4 831,9	5 347	5 587,12	5 657
2.2.	По изолированной энергосистеме г. Салехарда	326,9	343,3	синхронизирована с энергосистемой
3.	Сальдо перетоков "+" избыток, "-" дефицит	-8 123	-5 910	-6 061,8	-6 428,1	-6 173	-6 212,9	-6 238

4.6. Перечень планируемых к вводу электросетевых объектов

4.6.1. Анализ отчетного потокораспределения основной электрической сети 110 кВ и выше схемы электроснабжения автономного округа

1) высокая загрузка автотрансформаторов 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская (токовая загрузка каждого АТ составляет 90%). Особенностью является схема присоединения АТ1 и АТ3 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская к СШ 110 кВ через 1 силовой выключатель. Таким образом, при аварийном отключении данного выключателя связь СШ 110 кВ и 220 кВ осуществляется через АТ2 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская, что может привести к его перегрузке;

2) высокая загрузка автотрансформаторов АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале (загрузка каждого в среднем составляет 66%);

3) возможность выделения района ПС 220 (500) кВ Надым, ПС 220 кВ Пангоды, ПС 220 кВ Уренгой, Уренгойская ГРЭС при сочетании аварийного отключения ВЛ 220 (500) кВ Муравленковская - Надым и ремонта ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале на изолированную работу с последующим повышением частоты в выделившемся районе, возможной потерей генерирующей мощности и отключением потребителей Северного энергорайона действием устройств АЧР;

4) низкие уровни напряжения в районе сети ПС 110 кВ Кристалл и ПС 110 кВ Кирпичная (отклонение напряжения на шинах ПС 110 кВ Кристалл от номинального составляет 9% - 99,97 кВ, на шинах ПС 110 Кирпичная - 7% или 102,05 кВ);

5) высокая загрузка транзита ВЛ 110 кВ Янга-Яха - Ханымей - Губкинский;

6) при ремонте одной из ВЛ 500 кВ СГРЭС-1 - Холмогорская или ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 - Кирилловская в случае аварийного отключения второй существуют риски отключения нагрузки в послеаварийном режиме действием ЦСПА в объеме до 400 МВт;

7) при ремонте одного из двух АТ 220/110 кВ на ПС Уренгой допустимый дефицит мощности Уренгойского узла определяется необходимостью обеспечения допустимых уровней напряжения на шинах 110 кВ ПС Уренгой в послеаварийном режиме. Минимально допустимое напряжение на шинах 110 кВ ПС Уренгой, являющихся контрольным пунктом по напряжению, составляет 101 кВ, аварийно допустимое значение напряжения составляет 94 кВ. При нормативном аварийном возмущении (отключение второго АТ 220/110 кВ ПС Уренгой) снижение напряжения в Уренгойском узле составит более 20% (ниже 90 кВ). Для обеспечения допустимых уровней напряжения в послеаварийном режиме необходим ввод графиков временного ограничения потребления мощности в районе ПС Уренгой.

Таблица 4.6.1.1

Перечень электросетевых объектов, ввод которых предусмотрен СИПР ЕЭС на 2013 - 2019 годы и инвестиционными программами сетевых компаний для повышения пропускной способности системообразующей сети, надежности работы схемы электроснабжения автономного округа

N п/п	Наименование объекта	Технический эффект
1	2	3
1.	Установка четвертого АТ 220/110 кВ 125 МВА на ПС 500 кВ Муравленковская	повышает надежность электроснабжения Ноябрьского энергорайона Тюменской ЭС. Исключение рисков ввода ограничений мощности потребителей при отключении одного из АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская
2.	ВЛ 500 кВ Трачуковская - Кирилловская	исключение рисков отключения нагрузки при ремонте ВЛ 500 кВ СГРЭС-2-Кирилловская (СГРЭС-1-Холмогорская)
3.	ПС 220 кВ Исконная	исключение рисков ввода ГАО
4.	ПС 220 кВ Арсенал	исключение перегруза АТ ПС Тарко-Сале

Рост потребления электрической энергии по сетям 35 кВ г. Салехарда приводит к необходимости сооружения дополнительных центров питания для обеспечения надежности возможности присоединения новых энергоемких потребителей. Для изолированных районов автономного округа характерна зависимость от поставок топлива.

4.6.2. Электрические расчеты режимов основной электрической сети 110 кВ и выше схемы электроснабжения автономного округа

Результаты расчетов электрических режимов централизованной и децентрализованных частей энергосистемы автономного округа приведены в расчетной части работы по разработке схемы и программы развития электроэнергетики автономного округа на период 2014 - 2018 годов. Основные выводы, сделанные по результатам проведенной серии расчетов, приведены в следующих разделах.

4.6.3. Анализ характерных ремонтных, аварийных и послеаварийных режимов работы основной электрической сети 110 кВ и выше схемы электроснабжения автономного округа на пятилетний период

Таблица 4.6.3.1

Результаты расчетов ремонтных, аварийных и послеаварийных режимов

N п/п	Отключение	Недопустимые отклонения режима
1	2	3
Зимний максимум 2012 года
1.	АТ2 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская	превышение ДДТН АТ1 и АТ3 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская. Снижение напряжения ниже допустимых значений в районе ПС 110 кВ Сугмутская
2.	АТ1 и АТ3 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская	превышение ДДТН АТ2 220/110 кВ ПС Муравленковская
3.	АТ3 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале	превышение ДДТН АТ4 220/110 кВ Тарко-Сале
4.	ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале	превышение ДДТН ВЛ 220 кВ Муравленковская - Надым
5.	ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале + ВЛ 220 кВ Уренгой - Надым	превышение ДДТН ВЛ 220 кВ Уренгой - Пангоды
6.	ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале + ВЛ 220 кВ Муравленковская - Надым	выделение района Уренгойская ГРЭС, ПС 220 кВ Уренгой, ПС 220 кВ Пангоды, ПС 220 кВ Надым на изолированную работу с возможностью возникновения асинхронного режима работы и нарушением устойчивости нагрузки потребителей
Зимний минимум 2012 года
7.	АТ2 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская	превышение ДДТН АТ1 и АТ3 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская
8.	АТ3 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале	превышение ДДТН АТ4 220/110 кВ Тарко-Сале
Летний максимум 2012 года
9.	АТ2 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская	превышение ДДТН АТ1 и АТ3 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская
10.	АТ1 и АТ3 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская	превышение ДДТН АТ2 220/110 кВ ПС Муравленковская
11.	ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале	превышение ДДТН ВЛ 220 кВ Муравленковская - Надым
12.	ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале + ВЛ 220 кВ Муравленковская - Надым	выделение района Уренгойская ГРЭС, ПС 220 кВ Уренгой, ПС 220 кВ Пангоды, ПС 220 кВ Надым на изолированную работу с возможностью возникновения асинхронного режима работы и нарушением устойчивости нагрузки потребителей
13.	ВЛ 110 кВ Вынгапур-Новогодняя + Вынгапур-Маяк	превышение ДДТН ВЛ 110 кВ Янга-Яха-Кедр-Губкинская
Летний минимум 2012 года
14.	АТ2 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская	превышение ДДТН АТ1 и АТ3 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская
15.	ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале	превышение ДДТН ВЛ 220 кВ Муравленковская - Надым
16.	ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале + ВЛ 220 кВ транзита Уренгой - Пангоды - Надым	превышение ДДТН оставшейся ВЛ 220 кВ транзита Уренгой - Пангоды - Надым
17.	ВЛ 110 кВ Вынгапур - Новогодняя + Вынгапур - Маяк	превышение ДДТН ВЛ 110 кВ Янга-Яха - Кедр - Губкинская
Зимний максимум 2014 года
18.	ВЛ 110 кВ Чара - Сергино (1,2 цепи)	недопустимое снижение напряжения на транзите 110 кВ Надым - Лонг-Юган - Сорум - В. Казым
19.	ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале + ВЛ 220 кВ транзита Уренгой - Пангоды - Надым	превышение ДДТН оставшейся ВЛ 220 кВ транзита Уренгой - Пангоды - Надым
20.	ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале + ВЛ 220 кВ Муравленковская - Надым	нарушение статической устойчивости по факту недопустимого снижения напряжения в районе сети 110 кВ Сорум - В. Казым
21.	ВЛ 110 кВ Вынгапур - Новогодняя + Вынгапур - Маяк	недопустимое снижение напряжения в районе сети 110 кВ Ханымей, Губкинский и превышение ДДТН ВЛ 110 кВ Янга-Яха - Кедр - Губкинский
Летний максимум 2014 года
22.	ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале + ВЛ 220 кВ транзита Уренгой - Пангоды - Надым	превышение ДДТН оставшейся ВЛ 220 кВ транзита Уренгой - Пангоды - Надым
23.	ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале + ВЛ 220 кВ Муравленковская - Надым	нарушение статической устойчивости по факту недопустимого снижения напряжения в районе сети 110 кВ Сорум - В. Казым
24.	ВЛ 110 кВ Чара - Сергино (1,2 цепи)	недопустимое снижение напряжения на транзите 110 кВ Надым - Лонг-Юган - Сорум - В. Казым
25.	ВЛ 110 кВ Вынгапур - Новогодняя + Вынгапур - Маяк	превышение ДДТН ВЛ 110 кВ Янга-Яха - Кедр - Губкинский

В результате анализа электрических режимов энергосистемы автономного округа на период 2012 - 2018 годов выявлено, что мероприятий сетевого строительства, предусмотренных в СиПР ЕЭС России на 2013 - 2019 годы и в утвержденных инвестиционных программах субъектов электроэнергетики автономного округа, недостаточно для устранения "узких мест" энергосистемы. По итогам детального анализа различных схемно-режимных ситуаций к реализации в 2014 году предлагаются дополнительные технические решения:

- строительство второй цепи 110 кВ от ПС Лонг - Юган до ПС Белоярская с установкой СКРМ мощностью не менее 50 МВАр на ПС 110 кВ Белоярская;

- строительство ВЛ 110 кВ Губкинская - ПП Северный.

Эффективность данных мероприятий сетевого строительства подробно обосновывается в расчетной части работы по разработке схемы и программы развития электроэнергетики автономного округа на период 2014 - 2018 годов. На схеме 4.6.3.1 приведена нормальная схема сети 110 кВ автономного округа на режим зимнего максимума 2012 года, на схеме 4.6.3.2 - нормальная схема сети 110 кВ энергосистемы автономного округа на зимний максимум 2018 года с учетом реализации всех предложенных мероприятий сетевого строительства.

При выводе в ремонт ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале (ВЛ 220 кВ Муравленковская - Надым) существует риск отделения ПГУ 450 Уренгойской ГРЭС с нагрузкой Северного энергорайона на раздельную работу с Единой энергосистемой при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Муравленковская - Надым (ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале). Для исключения рисков повышения частоты в выделившемся районе, возможной потери генерирующей мощности и отключения потребителей Северного энергорайона действием устройств АЧР необходимо строительство ВЛ 220 кВ Арсенал - Исконная. В качестве временного альтернативного мероприятия возможна установка автоматики ограничения повышения частоты (АОПЧ) на Уренгойской ГРЭС с действием на отключение генерации на Уренгойской ГРЭС.

Схема 4.6.3.1. Нормальная схема сети 110 кВ и выше энергосистемы автономного округа (зимний максимум 2012 года)

Схема 4.6.3.2. Нормальная схема сети 110 кВ энергосистемы автономного округа (зимний максимум 2018 года)

4.6.4. Сводные данные по развитию электрической сети

Анализ инвестиционных программ субъектов электроэнергетики, имеющих интересы на территории автономного округа, показал, что схема электроснабжения будет претерпевать существенное развитие.

Сводные данные по вводам электросетевого оборудования и реконструкции подстанций приведены в таблице 4.6.4.1.

Таблица 4.6.4.1

Планируемые вводы, демонтажи и реконструкция электросетевых объектов

N п/п	План	Параметры объекта (км, МВА, Мвар)	Год начала строительства	Год ввода в работу	Тип мероприятия
1	2	3	4	5	6
	Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2013 - 2019 годы
1.	ПС 220 кВ Салехард	2 x 125 МВА	-	2015 (2014)	строительство подстанции
2.	ВЛ 220 кВ Надым - Салехард	2 x 336 км	-	2015 (2014)	строительство ВЛ
3.	ПС 220 кВ Ермак с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Мангазея	2 х 25 МВА, 2 х 75 км	-	2015	строительство подстанции и ВЛ
4.	ВЛ 220 кВ Исконная-Ермак	120 км	-	2015	строительство ВЛ
5.	Две ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС- Мангазея	2 х 218 км, 2 х 1 км, 2 х 1 км	-	2013	строительство ВЛ
6.	ПС 220 кВ Славянская с ВЛ 220 кВ Ермак - Славянская N 1, 2 (ТС Заполярье - Пурпе)	2 х 25 МВА, 2 х 150 км	-	2016	строительство подстанции и ВЛ
7.	ПС 220 кВ Андреевская с ВЛ 220 кВ Янга-Яха - Андреевская N 1, 2	2 х 100 км	-	2017	строительство подстанции и ВЛ
8.	ПС 500 кВ Муравленковская АТГ N 2 500/220 кВ	3 x 167 МВА	-	2018	установка АТГ
9.	ПС 500 кВ Муравленковская АТ N 4 220/110 кВ	125 МВА	-	2014	установка АТ
10.	ОРУ 500 кВ Надым с переводом ВЛ 500 кВ Надым - Муравленковская на номинальное напряжение	2 x 501 МВА	-	2018	строительство подстанции
11.	ПС 220 кВ Мангазея	2 х 125 МВА УШР 100 Мвар, в 2015 г. - БСК 50 Мвар	-	2013	строительство подстанции
12.	ПС 220 кВ Арсенал	2 х 125 МВА	-	2014	строительство подстанции
13.	ПС 220 кВ Исконная с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Уренгой	2 x 125 МВА, 2 x 1 x 3 км	-	2014	строительство подстанции
	Инвестиционная программа ОАО "ФСК ЕЭС" на 2013 - 2017 годы
14.	Реконструкция ВЛ 500 (220) кВ Муравленковская - Надым на головных участках со стороны ПС Муравленковская и ПС Надым с заменой провода	8,37 км	2011	2013	строительство
15.	Реконструкция ВЛ 500 кВ Холмогорская - Тарко-Сале от опоры N 9 до ПС Тарко-Сале	185,3 км	2010	2015	реконструкция ВЛ
16.	Установка 4-го АТ 220/110 на ПС Муравленковская	125 МВА	2012	2014	ввод нового оборудования
17.	Расширение ПС-220 "Уренгой" на две линейные ячейки ООО "НГХК", (439/ТП-М8 от 25.03.2009)	-	2011	2014	расширение подстанции
18.	Установка двух линейных ячеек 110 кВ на ОРУ-110 и третьего АТ-125 МВА на ПС-220 Вынгапур ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" (115/ТП-М8 от 26.05.2008)	125 МВА	2008	2013	ввод нового оборудования
19.	ПС-220 Пуль-Яха, установка двух линейных ячеек 110 кВ ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" (143/ТП-М8 от 21.12.09) ПИР	-	2012	2013	расширение подстанции
20.	Присоединение ПП-110 кВ "Харампурский" к ПС-500 кВ "Тарко-Сале" и ПС-220 кВ "Арсенал"	-	2012	2013	строительство переключательного пункта
21.	ПС 220 кВ Муравленковская. Реконструкция РУ 220 кВ	1 комплект	2010	2015	реконструкция ПС
22.	ПС 220 кВ Надым. Реконструкция ОРУ 220 кВ и ОРУ 110 кВ	1 комплект	2014	2017	реконструкция ПС
23.	ПС 220 кВ Пангоды. Реконструкция ОРУ 220 кВ и ОРУ 110 кВ	1 комплект	2014	2016	реконструкция ПС
24.	Реконструкция ВЛ 220 (500) кВ Тарко-Сале - Уренгой	2 x 76 км	2010	2013	реконструкция ВЛ в целях СВМ Уренгойской ГРЭС (450 МВт)
25.	Две ВЛ 220 кВ УрГРЭС - Мангазея (Ванкорское месторождение)	2 х 218 км, 2 х 1 км, 2 х 1 км	2010	2013	строительство ВЛ
26.	ПС 220 кВ Мангазея (Ванкорское месторождение)	2 х 125 МВА, УШР 100 Мвар, в 2015 г. - БСК 50 Мвар	2010	2014	ввод АТ, БСК и УШР
27.	ПС 220 кВ Арсенал с ВЛ 220 кВ Арсенал - Тарко-Сале (Ванкорское месторождение)	2 x 125 МВА; 2 * 90 км	2010	2014	ввод АТ и ВЛ
28.	Строительство ПС 220 кВ Исконная с заходом ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Уренгой	2 х 125 МВА, 2 х 1 х 3 км	2011	2014	строительство подстанции
	Инвестиционная программа ОАО "Тюменьэнерго" на 2012 - 2017 годы
29.	Техническое перевооружение ВЛ-110 кВ Холмогорская - Пуль-Яха, Холмогорская - Крайняя с заменой провода АС-95 на АС-120/19 (25 км)	77,72 км 75,70 км	2014	2014	реконструкция ВЛ
30.	Техническое перевооружение ВЛ-110 кВ Пуль-Яха - Крайняя (замена провода АЖ-120 на АС-120, установка спиральных протекторов, гасителей вибрации	32,84 км	2016	2016	реконструкция ВЛ
31.	Реконструкция схемы подключения сети ВЛ 110 кВ к ПС 110/35/6 "Светлая" с заменой выключателей ВМТ 110 кВ на ВЭБ-110 кВ	-	2011	2013	реконструкция ОРУ
32.	Реконструкция ПС Песчаная (замена трансформаторов 2 х 6,3 МВА на 2 х 16 МВА)	2 х 16 МВА	2012	2013	замена трансформаторов
33.	Реконструкция ПС Ханупа	-	2013	2014	реконструкция ПС
34.	Реконструкция ПС НПС Холмогорская	-	2013	2014	реконструкция ПС
35.	Реконструкция ПС Песчаная	-	2011	2017	реконструкция ПС
36.	Реконструкция ПС Сигнал	-	2012	2017	реконструкция ПС
37.	Реконструкция ПС Голубика (замена трансформаторов 16 МВА на 25 МВА)	2 х 25 МВА	2012	2013	замена трансформаторов
38.	Реконструкция ПС 110 кВ Опорная (замена трансформатора 16 МВА на 40 МВА)	2 х 40 МВА	2012	2013	замена трансформаторов
39.	ВЛ-110 кВ УГРЭС - Уренгой с ПП-110 кВ в районе пос. Лимбя-Яха с заходами ВЛ-110 кВ (Северные ЭС)	136 км	2007	2013	строительство ВЛ и ПП
40.	ПС-220 кВ Салехард с питающей ВЛ - 220 кВ Надым - Салехард	250 МВА, 718 км	2006	2014	строительство ВЛ и ПС
41.	ПС 110 кВ Северное Сияние в г. Салехарде с питающей ВЛ 110 кВ	-	2010	2018	строительство ВЛ и ПС
42.	Строительство ПС 110 кВ Полярник с ВЛ 110 кВ в г. Салехарде	-	2011	2018	строительство ВЛ и ПС
43.	ПС 110 кВ Лабытнанги с питающей ВЛ 110 кВ (в габарите 220 кВ)	-	2011	2019	строительство ВЛ и ПС
44.	Расширение ЗРУ-220 кВ ПС 220/110/6 кВ Салехард на 2 линейные ячейки	-	2013	2015	расширение подстанции
45.	Расширение ОРУ-110 кВ ПП 110 кВ Лимбя-Яха на 4 ячейки	-	2012	2013	расширение подстанции

4.6.5. Анализ режимов работы сети 35 кВ г. Салехарда

В результате анализа электрических режимов г. Салехарда на период 2012 - 2018 годов отмечено следующее:

- в соответствии с СиПР ЕЭС России на 2013 - 2019 годы планируется строительство ПС 220 кВ Салехард с ВЛ 220 кВ Надым - Салехард с реализацией в 2014 году, что позволит обеспечить резервирование электроснабжения потребителей района сети Салехарда от централизованной части энергосистемы автономного округа;

- в 2014 году запланирован ввод в эксплуатацию ТЭС Полярная (24 МВт), что позволит снизить дефицит активной мощности в районе и обеспечить резерв для подключения новых потребителей. В результате анализа наложения аварийного отключения второй цепи ВЛ 220 кВ Надым - Салехард при ремонте первой цепи ВЛ 220 кВ Надым - Салехард для обеспечения бесперебойного питания потребителей района г. Салехарда требуется дополнительный объем мощности ТЭС Полярная. Подробное обоснование приведено в подразделе 4.3.2;

- в 2018 году намечен ввод в эксплуатацию ПС 110 кВ Полярник с ВЛ 110 кВ ТЭС Полярная 1,2 цепи с отпайкой на ПС 110 кВ Полярник, ПС 110 кВ Северное Сияние с ВЛ 110 кВ ТЭС Полярная - Салехард 1,2 цепи с отпайкой на ПС 110 кВ Северное Сияние. Данные мероприятия сетевого строительства рекомендуется принимать к реализации в 2014 году с целью ликвидации проблемы слабой связи (через один АТ 110/35 кВ ТЭС Полярная) сети района ПС 35 кВ Центральная, Дизельная, Турбинная с остальной частью энергосистемы.

Также в ходе анализа электрических режимов энергосистемы г. Салехарда рассматривались: вариант с учетом вывода в демонтаж изношенных ДГУ ДЭС-1 и ДЭС-2 (в 2014 году) и оценкой требуемого объема собственной генерации ТЭМ Полярная (учет на шинах 110 кВ ТЭС Полярная) для обеспечения резерва активной мощности и вариант без учета демонтажа ДГУ. Далее на схемах приведены электрические режимы энергосистемы г. Салехарда в различных схемно-режимных ситуациях на период 2012 - 2018 годов с учетом перспективного роста нагрузок. На схеме 4.6.5.1 приведена нормальная схема сети района г. Салехарда на зимний максимум 2012 года, на схеме 4.6.5.2 - нормальная схема сети г. Салехарда на зимний максимум 2018 года.

По результатам анализа отмечено, что реализация мероприятий сетевого строительства отмеченных в данной работе позволит обеспечить надежное электроснабжение существующих и возможность подключения новых энергоемких потребителей при перспективном росте нагрузки автономного округа.

Схема 4.6.5.1. Нормальная схема сети г. Салехарда (зимний максимум 2012 года)

Схема 4.6.5.2. Нормальная схема сети г. Салехарда без ДГУ (зимний максимум 2018 года)

4.7. Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе

Прогнозы потребления топлива на производство электрической энергии и тепловой энергии приведены в таблицах 4.7.1 и 4.7.2.

Таблица 4.7.1

Прогноз потребления топлива на производство электрической энергии в 2012 - 2018 годах

Вид топлива	Потребление топлива (тут)
	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год
1	2	3	4	5	6	7	8
Нефть	5349,2	5552,4	5755,6	5958,8	6161,9	6365,1	6568,3
Нефтепродукты	169790,5	176240,0	182689,5	189139	195588,5	202038,1	208487,6
Природный газ	1882931,7	4098149,1	6386881	6269279	6492063	6435441	6428788
Всего	2058071,4	4279941,5	6575326	6464377	6693814	6643844	6643844

Диаграмма 4.7.1. Прогноз потребления топлива на производство электрической энергии (тут)

Таблица 4.7.2

Прогноз потребления топлива на производство тепловой энергии в 2012 - 2018 годах

Вид топлива	Потребление топлива (тут)
	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год
1	2	3	4	5	6	7	8
Уголь	23895	23543	23227	22956	22758	22541	22342
Твердое топливо	35,1	34,5	34,1	33,7	33,4	33,1	32,8
Нефть	111122	109483	108015	106755	105832	104825	103900
Нефтепродукты	79896	78717	77662	76756	76093	75369	74703
Природный газ	1648175	1623863	1602097	1583408	1569721	1554785	1541053
Всего	1863123,1	1835640,5	1811035	1789909	1774437	1757553	1742031

Диаграмма 4.7.2. Прогноз потребления топлива на производство тепловой энергии (тут)

Сводный прогноз потребления топлива приведен в таблице 4.7.3.

Таблица 4.7.3

Сводная таблица по прогнозу потребления топлива

Наименование	2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год
1	2	3	4	5	6	7	8
Электрическая энергия	2058071	4279942	6575326	6464377	6693814	6643844	6643844
Тепловая энергия	1863123	1835641	1811035	1789909	1774437	1757553	1742031
Итого	3921195	6115582	8386361	8254286	8468251	8401397	8385875

Диаграмма 4.7.3. Прогноз потребления топлива на электростанциях и котельных автономного округа в 2012 - 2018 годах (тут)

4.8. Анализ наличия выполненных схем теплоснабжения муниципальных образований в автономном округе

Разработка схемы теплоснабжения и отдельных ее разделов производится в соответствии с требованиями Федерального закона от 23 ноября 2009 года N 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации" и Федерального закона от 27 июля 2010 года N 190-ФЗ "О теплоснабжении".

В связи с разработкой и утверждением требований к схемам теплоснабжения и порядку их разработки только в 2012 году (постановление Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2012 года N 154) разработанные схемы теплоснабжения муниципальных образований в автономном округе на момент утверждения исходных данных не представлены.

4.9. Предложения по модернизации систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований в автономном округе

4.9.1. Муниципальное образование город Салехард

Программой комплексного развития для муниципального образования город Салехард на период 2014 - 2018 годов предусмотрены следующие мероприятия по развитию теплосетевого хозяйства:

- строительство пиковой котельной на площадке ГТС-3, мощность котельной 80 Гкал/ч, с установкой 5 котлов КВ-ГМ-23, 26, установленной мощностью 116,3 МВт;

- строительство пиковой котельной в районе ПС "Центральная". Мощность котельной 116 МВт;

- строительство котельной N 28, производительность 15,0 Гкал/ч, на месте старой котельной на территории производственной и коммунально-складской зоны;

- установка блочной котельной "Термаль 4000" установленной мощностью 4 Гкал/ч (мкр 1), ул. Объездная 28 база МП "СЭ";

- строительство ТЭС "Полярная";

- строительство ЦТП-12, мкр 10 (мощность 11,4 МВт);

- строительство ЦТП-2, ДЭС-2 (мощность 11,63 МВт), с доведением тепловой мощности до 2 х 5 Гкал/час с получением тепла от ДЭС-2. Установка утилизационного оборудования на второй ДГУ;

- строительство ЦТП мощностью 18 Гкал/час (20,9 МВт) (на территории зоны индивидуальной жилой застройки);

- строительство ЦТП мощностью 3,3 Гкал/ч;

- строительство ЦТП мощностью 40,5 Гкал/ч;

- строительство центрального теплового пункта мощностью 6,7 Гкал/ч (общественно-деловая зона);

- строительство центрального теплового пункта мощность 7,2 Гкал/ч (общественно-деловая зона);

- строительство центрального теплового пункта мощность 10,3 Гкал/ч (малоэтажная застройка);

- строительство центрального теплового пункта мощность 18,7 Гкал/ч (среднеэтажная застройка);

- реконструкция котельной N 36. Предлагается расширить на 3 котла ДЕВ 16-14 ГМ на 1-ю очередь строительства. Суммарная установленная мощность котельной после расширения 73,5 МВт;

- реконструкция тепловых сетей от котельной N 13: теплотрасса от ЦТК до 3ТК-4 с Т1Т2-219 на Т1Т2-273, L = 122 м;

- реконструкция тепловых сетей от котельной N 10: теплотрасса от котельной через ЦТК до 1УТ-7 с Т1Т2-219 на Т1Т2-273, L = 70 м;

- реконструкция тепловых сетей от котельной N 7: теплотрасса от 3УТ-3 через 3УТ-9, 3УТ8-2, до 3УТ-16 с Т1Т2-219 на Т1Т2-273, L = 370 м;

- реконструкция тепловых сетей от котельной N 21: теплотрасса от ЦТК до ТК2 с Т1Т2-426 на Т1Т2-525, L = 180 м;

- реконструкция тепловых сетей от котельной N 6: теплотрасса от ЦТК до 1УТ-20 с Т1Т2-108 на Т1Т2-159, L = 40 м;

- реконструкция УР-2, УР-3;

- реконструкция сетей теплоснабжения котельных N 22, N 14, N 28, N 6, ЦТП (от ул. Чкалова - м-н "Заполярье" (3УТ-19 до 3УТ-2));

- реконструкция сетей теплоснабжения от ул. Губкина, 12 - ул. З. Космодемьянской, 34а (2ТК-12 - 2ТК-6);

- реконструкция сетей теплоснабжения котельной N 12-а: ул. Республики, 140 (2УТ-9 до 2УТ-10);

- реконструкция сетей теплоснабжения 2УТ-9 Пожводоем ул. Артеева, 15) - 2УТ-28 (ул. Артеева, 16) - 2УТ-35 (ул. Артеева, 22А) - 2УТ-39 (ул. Республики, 103) от ул. Артеева, 16 - ул. Артеева, 22;

- реконструкция сетей теплоснабжения - ул. Комсомольская, 20 (2УТ-32) - 2УТ-40 - 2УТ-48.1 - ул. Республики, 78 - ул. З. Космодемьянской, 5а (от ул. Комсомольская, 20 (2УТ-40 до 2УТ-32));

- реконструкция сетей теплоснабжения котельных N 22, N 14, N 28, N 6, ЦТП от ул. Республики, 117а - ул. Республики, 104;

- приобретение и монтаж балансировочных клапанов для регулировки тепловых сетей УР-1, УР-3, УР-7;

- реконструкция сетей тепловодоснабжения котельных N 13, N 10, N 7, УР-2, от ул. Игарская, 17а - ул. Шалгина, 13 - ул. Деповская, 10;

- реконструкция сетей тепловодоснабжения котельных N 13, N 10, N 7, УР-2, от ул. Трудовая, 23 (1УТ-42) - ул. Зональная, 4 (2УТ-4) - ул. Павлова, 3 (2УТ-22).

4.9.2. Муниципальное образование город Губкинский

Программой комплексного развития для муниципального образования город Губкинский на период 2014 - 2018 годов предусмотрены следующие мероприятия по развитию теплосетевого хозяйства:

- реконструкция городской котельной с увеличением запаса мощности тепловой котельной на 12 Гкал/час;

- внедрение частотно-регулируемых электроприводов насосов системы горячего водоснабжения (ГВС);

- установки струйно-нишевых горелок типа СНГ-45 на котлоагрегатах общеузловой котельной;

- замена кожухотрубных теплообменников на пластинчатые в центральных тепловых пунктах (ЦТП) мкр. 6, 7, 11, 14;

- замена изношенных электродвигателей;

- замена сетевых насосов на общеузловой котельной.

4.9.3. Муниципальное образование город Муравленко

Программой комплексного развития для муниципального образования город Муравленко на период 2014 - 2018 годов предусмотрены следующие мероприятия по развитию теплосетевого хозяйства:

- реконструкция котельного оборудования, системы газопотребления и АСУ ТП котельных Центральной, N 3, 4, 5, КОС, ВОС;

- реконструкция 10 Центральных Тепловых Пунктов (ЦТП);

- строительство новых ЦТП в микрорайонах N 5, 8, Студгородка и реализация проектов реконструкции сетей ТВС соответствующих микрорайонов;

- строительство тепловых сетей на период с 2010 по 2025 годы;

- строительство ГТС 80 МВт;

- установка общедомовых приборов учета тепловой энергии.

4.9.4. Муниципальное образование город Лабытнанги

Программой комплексного развития для муниципального образования город Лабытнанги на период 2014 - 2018 годов предусмотрены следующие мероприятия по развитию теплосетевого хозяйства:

- строительство блочно-модульных котельных в микрорайонах N 8 и "Геофизики" взамен существующих котельных N 12 и N 19;

- реконструкция систем автоматики парового котла N 4 с переводом на газообразное топливо котельной мкр. Обская;

- разработка проекта выделения тепла в сети теплоснабжения города от котлов-утилизаторов ГТЭ-24, ГТГ-3, ГТГ-4 с проектной мощностью 20 - 30 Гкал/час;

- реконструкция системы теплоснабжения от котельной N 1, г. Лабытнанги. Центральный тепловой пункт ЦТП-2 (строительство);

- строительство объекта "Инженерные сети ЦТП-2;

- строительство наружных сетей ТВС с установкой теплового пункта по ул. Энергетиков.

4.9.5. Муниципальное образование Красноселькупский район

Программой комплексного развития для муниципального образования Красноселькупский район на период 2014 - 2018 годов предусмотрены следующие мероприятия по развитию теплосетевого хозяйства:

- выполнение гидравлической наладки системы теплоснабжения в с. Красноселькуп, с. п. Толькинское, с. Ратта;

- реконструкция котельной N 1 производительностью 5,32 Гкал/ч с переводом на газ в с. Красноселькуп;

- строительство блочной котельной взамен существующей котельной N 2 в с. Красноселькуп;

- реконструкция котельной N 5 производительностью 5,16 Гкал/час с переводом на газ в с. Красноселькуп;

- внедрение на котельных системы ХВО в с. Красноселькуп;

- строительство котельной в с. Красноселькуп;

- реконструкция котельной ПАКУ с переводом на газ в с. Красноселькуп;

- реконструкция котельной N 1 производительностью 5,32 Гкал/ч с переводом на газ в с. п. Толькинское;

- строительство котельной в с. Толька Красноселькупского района в с. п. Толькинское;

- консервация и вывод из эксплуатации котельной N 3 производительностью 3,8 Гкал/час в с. п. Толькинское;

- реконструкция котельной N 4 производительностью 5,32 Гкал/ч с переводом на газ в с. п. Толькинское;

- внедрение на котельных системы ХВО в с. п. Толькинское;

- реконструкция котельной, дизельной, расположенных по адресу с. Ратта;

- замена сетей теплоснабжения использованием трубопроводов в изоляции ППУ в с. Красноселькуп, с. п. Толькинское, с. Ратта;

- строительство тепловых сетей в районах новой застройки в с. Красноселькуп, с. п. Толькинское, с. Ратта;

- строительство тепловых сетей от ГПЭС до котельной N 1 в с. Красноселькуп;

- строительство тепловых сетей в районах новой застройки населенных пунктов в с. Красноселькуп, с. п. Толькинское, с. Ратта.

4.9.6. Муниципальное образование Надымский район

Программой комплексного развития для муниципального образования Надымский район на период 2014 - 2018 годов предусмотрены следующие мероприятия по развитию теплосетевого хозяйства:

- проведение энергоаудита, энергетической паспортизации объектов ЖКХ и внедрение современных информационных технологий в г. Надыме;

- автоматизация технологических процессов (АСУТП) в г. Надыме;

- ликвидация (перевод в "холодный резерв") локальных котельных поселков ПСО-35, СУ-11, ФЖК в г. Надым;

- внедрение приборов учета и автоматизированных систем учета энергоресурсов; внедрение энергоэкономичного оборудования, перспективных изоляционных материалов, современной запорной и регулирующей арматуры и иных энергоэффективных решений в г. Надым;

- замена сетей в объеме 4,14 км в год в г. Надыме;

- монтаж автоматизированной блочной котельной в с. Ныда;

- строительство сетей теплоснабжения в ППУ изоляции в с. Ныда;

- монтаж приборов учета тепловой энергии на теплоисточнике в с. Ныда;

- строительство ГТЭС с тепловой мощностью 7,74 Гкал/час в с. Ныда;

- техническое перевооружение котельных с поэтапной модернизацией действующего и внедрением современного энергетического оборудования;

- реконструкция котельной ООО "Ныдинское" в с. Ныда;

- перевод котельных ООО "Ныдинское" на газовое топливо в 2016 - 2017 годах;

- замена теплосетей на трубопроводы в ППУ изоляции в с. Ныда;

- установка блочно-модульной котельной в с. Кутопьюган;

- строительство сетей теплоснабжения в ППУ изоляции в с. Кутопьюган;

- демонтаж котельной в с. Кутопьюган;

- демонтаж сетей теплоснабжения в с. Кутопьюган;

- монтаж приборов учета тепловой энергии на теплоисточнике в с. Кутопьюган;

- энергоаудит системы производства и передачи тепловой энергии в с. Кутопьюган;

- модернизация (капитальный ремонт) котельного и вспомогательного оборудования, автоматизация всех котельных, монтаж систем водоподготовки в котельных, монтаж КИП в котельных, модернизация (капитальный ремонт) тепловых сетей и сетей ГВС в пос. Пангоды;

- строительство блочной котельной в ж/к "Юность" в пос. Пангоды;

- ремонт оборудования котельных в пос. Пангоды;

- модернизация котельной "ДСУ - 26" в пос. Пангоды;

- консервация котельной "ДСУ - 26" в пос. Пангоды;

- капитальный ремонт поселковых сетей теплоснабжения в пос. Пангоды;

- строительство сетей теплоснабжения и сетей ГВС в пос. Пангоды.

4.9.7. Муниципальное образование Шурышкарский район

Программой комплексного развития для муниципального образования Шурышкарский район на период 2014 - 2018 годов предусмотрены следующие мероприятия по развитию теплосетевого хозяйства:

- строительство котельной в с. Мужи с перспективой перевода на природный газ мощностью 15 МВт, с выводом из технологии котельных N 2 и N 3 при реконструкции теплосетей;

- строительство электростанции мощностью 10 МВт с отбором тепла согласно проекта в районе котельной N 8 в с. Мужи;

- реконструкция электролиний электропередач ЛЭП - 10 кВ и ЛЭП - 0,4 кВ в перспективных районах застройки в с. Мужи;

- строительство поселковой котельной мощностью 21 МВт в районе 2 котельной, с выводом из технологии котельных NN 2; 3; 4; 5 и реконструкция теплосетей в с. Горки;

- реконструкция электростанции N 2 с увеличением суммарной мощности до 4 МВт с отбором тепла по проекту, с выводом из технологии электростанций NN 1; 3 с реконструкцией электросетей в с. Горки;

- строительство водо-, теплосетей в с. Горки;

- реконструкция электролиний электропередач ЛЭП - 10 кВ и ЛЭП - 0,4 кВ в перспективных районах застройки в с. Горки;

- реконструкция (перевооружение) котельной N 2, замена котлов на универсальные котлы с увеличением суммарной мощности до 8 МВт, с переоборудованием вспомогательного оборудования в с. Овгорт;

- строительство дизельной электростанции мощностью 1,08 МВт с перспективой расширения, с отбором тепла (по проекту) на близ лежащие объекты, с приобъектным складом ГСМ на 750 и на втором этапе строительства предусмотрена реконструкция ЛЭП - 10 кВ и ЛЭП - 0,4 кВ в с. Овгорт;

- реконструкция теплосетей в с. Овгорт;

- строительство ЛЭП - 0,4 кВ для перспективных районов застройки под жилищный фонд с подъездными путями с. Овгорт;

- строительство котельной мощностью 6 МВт совместно с проектируемой электростанцией, с выводом из технологии существующей котельной при реконструкции теплосетей в с. Шурышкары;

- строительство электростанции с увеличением суммарной мощности до 1,08 МВт с отбором тепла (по проекту) на проектируемую котельную, с реконструкцией электросетей в с. Шурышкары;

- реконструкция сетей электроснабжения ЛЭП - 10 кВ, с понижающим трансформатором и ЛЭП - 0,4 к потребителям в с. Шурышкары;

- инженерное обеспечение в с. Лопхари:

1) строительство электростанции;

2) магистральные сети тепло-, водоснабжения;

3) строительство ЛЭП - 10 кВ, с трансформаторными подстанциями;

4) реконструкция существующей котельной мощностью 4,5 МВт;

- реконструкция теплосетей в с. Лопхари;

- строительство котельной мощностью 9,6 МВт в с. Восяхово;

- реконструкция электростанции с увеличением суммарной мощности до 0,8 МВт в с. Восяхово;

- реконструкция электролиний электропередач ЛЭП - 0,4 кВ в перспективных районах застройки и замена трансформаторных подстанций на более мощные по ЛЭП - 10 кВ в с. Восяхово;

- строительство водо-, теплосетей, с пожгидрантами, протяженностью 3,25 км в с. Восяхово;

- строительство котельной мощностью 11 МВт в с. Азовы;

- реконструкция электростанции с увеличением суммарной мощности до 1 МВт в с. Азовы;

- реконструкция электролиний электропередач ЛЭП - 0,4 кВ в перспективных районах застройки и строительство ЛЭП - 10 кВ с трансформаторными подстанциями (1-повышающая; 2-понижающих) в с. Азовы;

- строительство водо-, теплосетей, с пожгидрантами, протяженностью 4,15 км в с. Азовы;

- строительство котельной мощностью 11 МВт в с. Питляр;

- строительство водоочистных сооружений мощностью 200 . с подрусловым водозабором, с водопроводом, проложенным совместно с теплосетями, в с. Питляр;

- реконструкция электростанции с увеличением суммарной мощности до 0,8 МВт в с. Питляр;

- реконструкция линий электропередач ЛЭП - 0,4 кВ в перспективных районах застройки и строительство ЛЭП - 10 кВ с трансформаторными подстанциями в с. Питляр;

- строительство водо-, теплосетей, с пожгидрантами, протяженностью 6,8 км в с. Питляр.

4.9.8. Муниципальное образование Тазовский район

Программой комплексного развития для муниципального образования Тазовский район на период 2014 - 2018 годов предусмотрены следующие мероприятия по развитию теплосетевого хозяйства:

- реконструкция и капитальный ремонт дизельной электростанции в пос. Тазовский;

- реконструкция сетей тепловодоснабжения в с. Газ-Сале;

- реконструкция сетей сети тепловодоснабжения и канализации в с. Антипаюта;

- реконструкция сетей сети тепловодоснабжения в с. Гыда.

4.9.9. Муниципальное образование Пуровский район

Программой комплексного развития для муниципального образования Пуровский район на период 2014 - 2018 годов предусмотрены следующие мероприятия по развитию теплосетевого хозяйства:

- монтаж системы химводоподготовки в котельной N 2 пос. Уренгой;

- установка приборов учета тепловой энергии на dy = 400 мм в котельной N 2 пос. Уренгой;

- замены котлов котельной N 2, производительностью до 3 Гкал/ч в пос. Уренгой;

- монтаж котельной блочного исполнения в юго-восточной части пос. Уренгой мощностью 10 МВт;

- монтаж котельной блочного исполнения в северо-восточной части пос. Уренгой мощностью 10 МВт;

- монтаж котельной блочного исполнения в юго-западной части пос. Уренгой 15 МВт;

- прокладка по ул. Геологов пос. Уренгой трубопровода на эстакаде от ПНС-12 до ПНС-66, dy = 300 мм, км;

- прокладка трубопровода по ул. Мира пос. Уренгой на эстакаде на север от ПНС 55 до стыковки с трубопроводом 2dy = 400 мм, 2dy = 400 мм;

- восстановление и замена тепловой изоляции теплотрасс ср. dy = 150 мм на скорлупы ППУ пос. Уренгой;

- строительство насосной станции производительностью 200 пос. Уренгой;

- строительство по ул. Геологов в пос. Уренгой трубопровода от ПНС-12 до ПНС-66 - 2dy = 300 мм;

- реконструкция трубопровода 2dy = 200 мм по ул. Мира на север от ПНС-55 до стыковки с трубопроводом 2dy = 400 мм путем замены на 2dy = 400 мм;

- восстановление и замена тепловой изоляции теплотрасс cp.dy = 150 мм в пос. Уренгой;

- разработка проекта реконструкции котельной N 4 с переводом котлов в водогрейный режим в г. Тарко-Сале;

- реконструкция котельной N 4 с переводом котлов в водогрейный режим в г. Тарко-Сале;

- переоборудование котельной N 2 в тепловой пункт с распределяемой нагрузкой 12 (14) Гкал/час (МВт) в г. Тарко-Сале;

- режимная наладка сетей теплоснабжения в г. Тарко-Сале;

- энергоаудит системы производства и передачи тепловой энергии в г. Тарко-Сале;

- монтаж приборов учета тепловой энергии на теплоисточника в г. Тарко-Сале;

- монтаж приборов учета тепловой энергии на распределительных пунктах (ЦТП) в г. Тарко-Сале.

4.9.10. Муниципальное образование Приуральский район

Программой комплексного развития для муниципального образования Приуральский район на период 2014 - 2018 годов предусмотрены следующие мероприятия по развитию теплосетевого хозяйства:

- строительство новой котельной мощностью 4,3 Гкал/час в с. Харсаим;

- создание централизованной системы теплоснабжения для общественной и многоэтажной жилой застройки в с. Аксарка;

- реконструкция существующих и прокладка новых тепловых сетей в пенополиуретановой изоляции в с. Аксарка;

- проектирование и строительство сетей теплоснабжения в с. Катравож;

- строительство сетей теплоснабжения для вновь проектируемых объектов в пгт Харп;

- прокладка тепловых сетей диаметром 159 - 57 мм в ППУ изоляции в с. Харсаим;

- прокладка тепловых сетей в ППУ изоляции диаметром 89 - 57 мм в пос. Горнокнязевск;

- прокладка новых тепловых сетей в пенополиуретановой (ППУ) изоляции в с. Белоярск;

- прокладка новых тепловых сетей в пенополиуретановой (ППУ) изоляции в дер. Лаборовая;

- прокладка новых тепловых сетей в пенополиуретановой (ППУ) изоляции в пос. Щучье;

- строительство блочной котельной "Термаль-9000" в с. Катравож;

- модернизация существующего оборудования ЦТП, а именно: замена трубчатых теплообменников на пластинчатые, установка насосного оборудования с частотными преобразователями, автоматизация ЦТП в пгт Харп;

- строительство новой котельной мощностью 4,3 Гкал/час в с. Харсаим;

- строительство автоматизированной блочной дизельной котельной теплопроизводительностью 0,5 МВт (0,43 Гкал/час) с двумя котлами по 0,25 МВт (0,21 Гкал/час), один в работе, второй в резерве в пос. Горнокнязевск;

- строительство котельной, установленной мощностью 17,5 Гкал/час, работающей на дизельном топливе, в с. Белоярск;

- строительство котельной блочно-модульного типа установленной мощностью 2,3 Гкал/час с двумя котлами (один в работе, второй в резерве), работающей на дизельном топливе в дер. Лаборовая;

- строительство котельной блочно-модульного типа, установленной мощностью 2,58 Гкал/час с двумя котлами (один в работе, второй в резерве), работающей на дизельном топливе, в пос. Щучье.

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

На данный момент комбинированная выработка тепловой и электрической энергии осуществляется на следующих электростанциях энергосистемы автономного округа: Уренгойская ГРЭС (установленная тепловая мощность 110 Гкал/час, осуществляет теплоснабжение г. Новый Уренгой), Ноябрьская ПГЭ (установленная тепловая мощность 95 Гкал/час, осуществляет теплоснабжение г. Ноябрьск), ТЭС пгт Харп (осуществляет теплоснабжение пгт Харп), ГПЭС с. Аксарка (осуществляет теплоснабжение с. Аксарка).

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

Перевод на комбинированный цикл производства электроэнергии и тепла рекомендуется на ГТЭС-3 г. Салехарда. Тепловая энергия, вырабатываемая ГТЭС-3, заменит тепловые мощности выводимой из эксплуатации ТЭС-14. 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.

При разработке схемы теплоснабжения г. Ноябрьска рекомендуется учесть возможность отбора тепловой мощности с Ноябрьской ПГЭ в систему теплоснабжения г. Ноябрьска.

4.11. Прогноз развития теплосетевого хозяйства муниципальных образований в автономном округе на пятилетний период

Прогноз развития теплосетевого хозяйства разрабатывается по отдельным конкурсам, проводимым субъектом федерации на основании Федерального закона от 23 ноября 2009 года N 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации", Федерального закона от 27 июля 2010 года N 190-ФЗ "О теплоснабжении" и в соответствии с требованиями к схемам теплоснабжения, порядку их разработки, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2012 года N 154.

Прогноз развития теплосетевого хозяйства муниципальных образований в автономном округе на пятилетний период приведен в соответствующих проектах.

V. Схема размещения объектов электроэнергетики автономного округа

5.1. Номера изменений в схеме электроснабжения автономного округа соответствуют номерам программы развития электроэнергетики автономного округа на период 2014 - 2018 годов, приведенной в таблице 5.1.1. При этом в целях синхронизации сроков ввода, отраженных в таблице 4.6.4.1, смежных объектов, составляющих связанный комплекс, сооружение которых выполняется разными собственниками, была выполнена соответствующая корректировка.

Таблица 5.1.1

Программа развития электроэнергетики автономного округа на период 2014 - 2018 годов

N п/п	Наименование планируемого объекта/мероприятия	Год ввода
1	2	3
1.	Строительство ПС 220 кВ Салехард с ВЛ 220 кВ Надым - Салехард 1 и 2	2014
2.	Строительство ТЭС Полярная мощностью 72 МВт	2014 - 2018
3.	Строительство ВЛ 220 кВ ТЭС Полярная - Салехард 1 и 2	2014
4.	Строительство ОРУ 500 кВ ПС 220 (500) кВ Надым с установкой двух АТГ 500/220 кВ	2018
5.	Строительство ПС 110 кВ Полярник с ВЛ 110 кВ ТЭС Полярная - Салехард 1 и 2 с отпайкой на ПС 110 кВ Полярник	2018
6.	Строительство ПС 110 кВ Северное Сияние с ВЛ 110 кВ ТЭС Полярная - Салехард 1 и 2 с отпайкой на ПС 110 кВ Северное Сияние	2018
7.	Установка 4-го АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская	2014
8.	Перевод ВЛ 220 (500) кВ Муравленковская - Надым на номинальное напряжение 500 кВ	2018
9.	Установка АТГ N 2 500/220 кВ ПС 500 кВ Муравленковская	2018
10.	Строительство ПС 220 кВ Андреевская с ВЛ 220 кВ Янга-Яха - Андреевская 1 и 2	2017
11.	Замыкание транзита 110 кВ Тарко-Сале - Муравленковская	2013
12.	Строительство ГТЭС Новоуренгойского ГХК мощностью 120 МВт	2014
13.	Строительство ПС 220 кВ НГХК с ВЛ 220 кВ Уренгой - НГХК 1 и 2	2014
14.	Строительство ПС 220 кВ Исконная с ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Исконная и ВЛ 220 кВ Уренгой - Исконная	2014
15.	Строительство ПС 220 кВ Арсенал с ВЛ 220 кВ Тарко-Сале 1 и 2 с заходами ВЛ 110 кВ: ВЛ 110 кВ Кристалл-Арсенал-1,2 и ВЛ 110 кВ ПП 110 кВ Харампурский-Арсенал-1,2	2014
16.	Строительство ПС 110 кВ НПС-3 с ВЛ 110 кВ Арсенал - НПС-3	2015
17.	Строительство ПС 110 кВ НПС-4 с ВЛ 110 кВ Арсенал - НПС-4	2015
18.	Строительство ПП 110 кВ Харампурский с реконструкцией ВЛ 110 кВ ПП Северный - Харампурская	2013
19.	Вывод из эксплуатации ПЭС Уренгой мощностью 6 x 12 МВт	2014
20.	Строительство ПП 110 кВ Лимбя-Яха с ВЛ 110 кВ Исконная - Лимбя-Яха и реконструкция ВЛ 110 кВ Уренгой - Юность 1 и 2 с отпайками	2013
21.	Строительство ПС 110 кВ Хамбъяха с ВЛ 110 кВ Лимбя-Яха 1 и 2	2014
22.	Строительство ПС 220 кВ Мангазея с ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Мангазея 1 и 2	2013
23.	Строительство ПС 220 кВ Ермак с ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Ермак и реконструкция одной из ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Мангазея	2015
24.	Строительство ПС 220 кВ Славянская с ВЛ 220 кВ Ермак - Славянская 1 и 2	2016
25.	Строительство ВЛ 110 кВ Мангазея - НПС-2А 1 и 2 и включение ПС 110 кВ НПС-2А на параллельную работу с ЕЭС России	2015
26.	Строительство ВЛ 110 кВ Мангазея - НПС-1 1 и 2 и включение ПС 110 кВ НПС-1 на параллельную работу с ЕЭС России	2014
27.	Строительство ВЛ 110 кВ Мангазея - Русскореченская 1 и 2 и включение ПС 110 кВ Русскореченская на параллельную работу с ЕЭС России	2018
28.	Строительство ВЛ 110 кВ Мангазея - Русское м/р 1 и 2 и включение ПС 110 кВ Русское м/р с на параллельную работу с ЕЭС России	2016
29.	Подключение действующей Ванкорской ГТЭС мощностью 200 МВт к энергосистеме автономного округа	2014
30.	Строительство ОРУ 220 кВ ПС 110 (220) кВ Ванкор и ПС 110 (220) кВ НПС-1А и строительство ВЛ 220 кВ Мангазея - Ванкор, ВЛ 220 кВ Мангазея - НПС-1А, ВЛ 220 кВ Ванкор - НПС-1А с включением ПС 220 кВ Ванкор и ПС 220 кВ НПС-1А на параллельную работу с ЕЭС России	2014
31.	Замыкание транзита 110 кВ Сергино - Перегребное	2013
32.	Строительство новой ВЛ 220 кВ Арсенал - Исконная со сроком ввода в 2014 году либо установка устройства АОПЧ на Уренгойской ГРЭС с действием на отключение генерации на Уренгойской ГРЭС	2014
33.	Рекомендуется строительство электрических сетей 35 кВ и ниже для обеспечения возможности подключения новых потребителей к ПС 110 кВ Фортуна и перевода существующих потребителей с ПС Сигнал	2014
34.	Рекомендуется строительство ВЛ 110 кВ Губкинская - Андреевская (ПС 220 кВ Андреевская) или ВЛ 110 кВ от ПП 110 кВ Северный до ПС 110 кВ Губкинская. До ввода в работу сетевых объектов для снятия ограничений на технологическое подключение рекомендуется установить устройства противоаварийной автоматики АОПО на ВЛ 110 кВ Янга-Яха - Кедр и ВЛ 110 кВ Кедр - Губкинская	2014
35.	Строительство второй цепи 110 кВ от отпайки на ПС Лонг-Юган до ПС Белоярская с установкой управляемых СКРМ мощностью не менее 50 Мвар на ПС 110 кВ Белоярская Либо строительство новой генерации в районе ПС 110 кВ В. Казымская, ПС 110 кВ Белоярская в объемах не менее 15 МВт со сроком ввода в 2014 году	2014