Постановление Правительства Ямало-Ненецкого автономного округа от 16 мая 2014 г. N 390-П "Об утверждении схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2015 - 2019 годов" (утратило силу)

Постановление Правительства Ямало-Ненецкого автономного округа
от 16 мая 2014 г. N 390-П
"Об утверждении схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2015 - 2019 годов"

ГАРАНТ:

Постановлением Правительства Ямало-Ненецкого автономного округа от 3 июля 2015 г. N 588-П настоящее постановление признано утратившим силу

В целях исполнения требований правил разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утверждённых 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 перспективного развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2015 - 2019 годов.

2. Признать утратившим силу постановление Правительства Ямало-Ненецкого автономного округа от 29 апреля 2013 года N 294-П "Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2014 - 2018 годов".

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

Губернатор Ямало-Ненецкого автономного округа

Д.Н. Кобылкин

Схема и программа
перспективного развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2015 - 2019 годов
(утв. постановлением Правительства Ямало-Ненецкого автономного округа
от 16 мая 2014 г. N 390-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 - Югрой, Красноярским краем.

Автономный округ расположен в арктической зоне, на севере крупнейшей в мире Западно-Сибирской равнины и занимает обширную территорию - более 750 тысяч квадратных километров. Больше половины территории расположено за Полярным округом, охватывая низовья Оби с притоками, бассейны рек Надым, Пур и Таз, 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 автономного округа находится на уровне 72 градусов 60 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 - 200 - 300 метров. Наиболее высокими вершинами являются горы Колокольня - 1305 метров, Пай-Ер - 1499 метров. Севернее высота гор достигает 1000 - 1300 метров. Главный водораздельный хребет Полярного Урала извилист, его абсолютные высоты достигают 1200 - 1300 метров и выше.

На территории 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 оледенением четвертичного периода.

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 - Югрой, 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, открытые 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 автономного округа - июль, на севере - конец июля, август. В это время температура может подняться до плюс 30° С на всей территории. Самый холодный месяц - январь, самые низкие температуры наблюдаются на юго-востоке 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.

Административно-территориальное деление автономного округа*(1):

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.

Промышленный прогресс последних десятилетий способствовал росту населения автономного округа. За пятьдесят лет численность населения в регионе достигла к 01 января 2013 года 541612 человек (0,38% населения России). Основные населённые пункты автономного округа приведены в таблице 1.

Населённые пункты, численность населения которых свыше 5 тысяч*(2)

Таблица 1

Населённый пункт	Количество жителей (человек)	Населённый пункт	Количество жителей (человек)
1	2	3	4
Новый Уренгой	116 450	Тарко-Сале	20 906
Ноябрьск	108 087	Уренгой	11 018
Салехард	46 949	Пангоды	10 761
Надым	46 765	Пурпе	9 618
Муравленко	33 247	Тазовский	7 757
Лабытнанги	26 279	Харп	6 228
Губкинский	26 254

1.4. Стратегия развития автономного округа.

Стратегия социально-экономического развития автономного округа до 2020 года (утверждена постановлением Законодательного Собрания автономного округа от 14 декабря 2011 года N 839) представляет собой сбалансированный сценарий развития региона, направленный на улучшение качества жизни населения и повышение устойчивости экономики автономного округа.

Главные ориентиры социально-экономического развития автономного округа в целом совпадают с планами по развитию Арктической зоны России. Это инновационная модернизация экономики и устойчивый экономический рост, обеспечение национальной безопасности и личной защищённости 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.

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

- модернизация инфраструктуры и отраслей социальной сферы;

- развитие экономического потенциала;

- сохранение и развитие человеческого потенциала и традиций;

- охрана окружающей среды и оздоровление экологии;

- становление автономного округа международным форпостом развития Арктики.

1.5. Структура экономики*(3).

Структура экономики представлена следующими видами экономической деятельности (схема 1): промышленность, строительство, транспорт и связь, торговля, сельское и лесное хозяйство, охота и др.

Схема 1. Оборот организаций по видам экономической деятельности

Промышленность в структуре экономики автономного округа за 2012 год занимает наибольший удельный вес - 62,9% или 1030,4 млрд. руб. оборота организаций автономного округа, включающего стоимость отгруженных товаров собственного производства, выполненных собственными силами работ и услуг, а также выручку от продажи приобретенных на стороне товаров из общих 1639,1 млрд. руб. по региону.

Промышленность автономного округа представлена добычей полезных ископаемых, обрабатывающим производством, а также производством электроэнергии, газа и воды.

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" (83% добычи газа в автономном округе), нефтеперерабатывающими предприятиями - ОАО "Газпромнефть" и ОАО "НК "Роснефть".

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

Схема 2. Динамика и индекс физического объема промышленного производства за 2008 - 2012 годы

За период 2008 - 2012 годов на территории автономного округа наблюдается рост инвестиционной активности. В рассматриваемый период объем средств, инвестированный в экономическую и социальную сферы, вырос с 375,6 до 565,1 млрд. руб.*(4) При этом основную долю в структуре инвестированного капитала занимает топливно-энергетический комплекс - 60 - 65%, что подтверждается ростом объемов промышленного производства на территории автономного округа в период 2008 - 2012 годов.

В 2008 году реализован ряд крупных инвестиционных проектов по созданию новых, расширению и реконструкции действующих предприятий. Введены в действие мощности по первичной переработке нефти (70,5 тыс. тонн), нефтяные скважины из разведочного (17 единиц) и эксплуатационного (143 единиц) бурения, газовые скважины из разведочного (3 единицы) и эксплуатационного (161 единица) бурения. При этом в 2009 году наблюдался спад инвестиционной и производственной деятельности, связанный с посткризисными явлениями 2008 - 2009 годов. Тем не менее, за период 2010 - 2012 годов в результате возобновления финансирования были завершены строительство блока ПГУ на Уренгойской ГРЭС (460 МВт) и ввод новой Ноябрьской ПГЭ (119,6 МВт), что позволило существенно улучшить балансовую ситуацию энергосистемы на территории автономного округа.

По результатам анализа перспективы экономического развития автономного округа выявлено, что необходима разработка технических решений, при реализации которых появится возможность обеспечить надежное электроснабжение существующих и вновь присоединяемых потребителей автономного округа.

II. Анализ существующего состояния автономного округа за прошедший пятилетний период

2.1. Характеристика энергосистемы, осуществляющей электроснабжение потребителей автономного округа.

Электроэнергетическая система (далее - ЭЭС) автономного округа входит в состав объединенной энергосистемы (далее - ОЭС) Урала и имеет связи с ЭЭС Ханты-Мансийского автономного округа - Югры (далее - ХМАО). ЭЭС автономного округа делится на две части: синхронизированную и изолированную (децентрализованную). Синхронизированная часть связана с единой энергетической системой России (далее - ЕЭС России) и представлена электрическими сетями класса 500 кВ и ниже. Изолированная часть представлена сетью 35 кВ и ниже и содержит большой объем распределенной генерации.

2.1.1. Централизованная часть автономного округа.

С вводом в 2012 году блока N 1 Уренгойской ГРЭС установленной мощностью 460 МВт около 50% потребности в электрической мощности автономный округ может быть обеспечен собственными генерирующими источниками. Покрытие дефицита мощности автономного округа осуществляется от следующих поставщиков: Сургутская ГРЭС-1 (СГРЭС-1), Сургутская ГРЭС-2 (СГРЭС-2) и Нижневартовская ГРЭС, расположенные в ХМАО. Поставка мощности электростанций ХМАО производится по сетям Филиала ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири и ОАО "Тюменьэнерго", которые снабжают южную и восточную часть автономного округа по линиям электропередачи протяженностью от 250 до 600 км.

Электроэнергия поступает на территорию автономного округа по двум одноцепным ВЛ 500 кВ (ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 - Холмогорская, ВЛ 500 кВ Кирилловская - Холмогорская) и четырем ВЛ 220 кВ (ВЛ 220 кВ Холмогорская - Когалым и ВЛ 220 кВ 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).

Максимальная нагрузка централизованного сектора, по данным Филиала ОАО "СО ЕЭС" Тюменское РДУ, за 2012 год составила 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 за 2012 год составило 10,533 млрд. кВт·ч.

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 в случае увеличения спроса на электрическую энергию и мощность.

Характерные суточные графики нагрузок зимнего/летнего рабочего/выходного дня автономного округа за 2012 год представлены на схеме 3.

Схема 3. Характерные суточные графики нагрузок зимнего/летнего рабочего/выходного дня автономного округа за 2012 год

Централизованная часть энергосистемы автономного округа разделена на Ноябрьский и Северный энергорайоны. Энергоснабжение Ноябрьского энергорайона осуществляется от трёх питающих центров ПС 500 кВ Холмогорская, Тарко-Сале и ПС 220 кВ Вынгапур. Ноябрьский энергорайон включает в себя следующие 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.

С вводом в 2012 году блока N 1 Уренгойской ГРЭС Северный энергорайон автономного округа является избыточным и осуществляет передачу мощности в Ноябрьский энергорайон. Электроснабжение потребителей Северного энергорайона осуществляется от двух центров питания ПС 220 кВ Уренгой и ПС 220 кВ Надым по линиям 220 кВ. Северный энергорайон включает в себя следующие основные энергообъекты:

- Уренгойская ГРЭС;

- ПЭС Уренгой;

- Харвутинская ГТЭС;

- Ямбургская ГТЭС;

- Песцовая ГТЭС;

- ГТЭС Юрхаровского НГКМ;

- ПЭС Надым;

- ПС 220 кВ Надым;

- ПС 220 кВ Оленья;

- ПС 220 кВ П. Хеттинская;

- ПС 220 кВ Пангоды;

- ПС 220 кВ Уренгой.

2.1.2. Децентрализованная часть автономного округа.

Децентрализованный сектор охватывает территорию 9 муниципальных образований (далее - МО): Приуральский район, Ямальский район, Тазовский район, Красноселькупский район, Шурышкарский район, часть Надымского района и Пуровского района, город Салехард и город Лабытнанги. Выработка электроэнергии осуществляется от автономных газопоршневых, газотурбинных и дизельных электростанций.

Наиболее крупным изолированным энергорайоном является энергорайон г. Салехарда. 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 г. Салехарда составляют около 50 МВт в зимний период.

Изолированный энергорайон г. 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.

В малонаселённых 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.

2.1.3. Характеристика основных субъектов электроэнергетики.

Генерирующие компании.

На территории автономного округа действуют следующие генерирующие компании:

Филиал "Уренгойская ГРЭС" ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация" с 2012 года является самым крупным источником электроэнергии на территории автономного округа;

Филиал ООО "Ноябрьская ПГЭ" ООО "Интертехэлектро - Новая генерация";

Филиалы передвижные электростанции (далее - ПЭС) "Уренгой", ПЭС "Лабытнанги" ОАО "Передвижная энергетика";

ООО "Северная ПЛЭС" (ПЭС "Надым");

ОАО "Энергетическая компания "Урал промышленный - Урал полярный".

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

Электросетевые компании.

Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - Магистральные электрические сети Западной Сибири (далее - МЭС Западной Сибири) осуществляет свою деятельность на территории автономного округа, ХМАО и Тюменской области. На обслуживании у Филиала находится 83 ПС и более 13 000 км ЛЭП 500 - 220 кВ, относящихся к Единой национальной электрической сети России (далее - ЕНЭС России). На территории автономного округа действует Филиал Ямало-Ненецкое предприятие магистральных электрических сетей (далее - ЯНПМЭС).

ОАО "Тюменьэнерго" осуществляет деятельность по передаче электроэнергии и технологическому присоединению на территории Тюменского региона (автономный округ, ХМАО, Тюменская область). На обслуживании ОАО "Тюменьэнерго" находятся сети 220 - 0,4 кВ. На территории автономного округа действуют Филиалы Ноябрьских и Северных электрических сетей ОАО "Тюменьэнерго".

Территориальные сетевые организации (далее - ТСО) - имеют в своей собственности преимущественно сети 10 - 0,4 кВ, созданы как муниципальные предприятия и обслуживают потребителей одного МО и собственные электросетевые хозяйства промышленных предприятий (Надымский и Уренгойский филиалы ОАО "Газпром энерго").

Системный оператор.

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

Энергосбытовые компании и гарантирующие поставщики электроэнергии.

ОАО "Тюменская энергосбытовая компания" - крупнейшая энергосбытовая компания - гарантирующий поставщик электрической энергии в Тюменской области, ХМАО и автономном округе.

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.

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

ООО "Русэнергоресурс" является независимой энергосбытовой компанией, не обладающей статусом гарантирующего поставщика ни в одном из регионов осуществления деятельности. Осуществляет поставку электрической энергии (мощности) потребителям, расположенным в сорока семи регионах России, в том числе Красноярском крае, Курганской области, Новосибирской области, Пермском крае, Республике Башкортостан, Республике Саха, Республике Татарстан, Ставропольском крае, Кировской области, Московской области. В Тюменском регионе ООО "Русэнергоресурс" осуществляет свою деятельность в интересах крупного потребителя ОАО "Сибнефтепровод".

ОАО "Северная энергетическая компания" (ОАО "СевЭнКо) является гарантирующим поставщиком (зона деятельности МО г. Ноябрьск).

Потребители.

На территории автономного округа действуют следующие крупные потребители:

ОАО "Газпром":

ООО "Газпром добыча Ямбург"; ООО "Газпром добыча Уренгой"; ООО "Газпром добыча Надым"; ООО "Газпром трансгаз Югорск"; ООО "Гапзром трансгаз Сургут"; ОАО "Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз" (в т.ч. филиал "Муравленковскнефть"); ООО "Газпром переработка"; ООО "Новоуренгойский газохимический комплекс" (ООО "НГХК");

ОАО "СибурТюменьГаз":

Филиал "Губкинский газоперерабатывающий завод" (Губкинский ГПЗ); Филиал "Муравленковский газоперерабатывающий завод" (Муравленковский ГПЗ), Филиал "Вынгапуровский газоперерабатывающий завод" (Вынгапуровский ГПЗ);

ОАО "НК "Роснефть": ООО "РН-Пурнефтегаз";

ОАО "ЛУКОЙЛ": ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" - Территориально-производственное предприятие (ТПП) "Ямалнефтегаз";

ОАО "АК Транснефть": ОАО "Сибнефтепровод";

ОАО "НОВАТЭК".

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

В таблице 2 приведены балансы электрической энергии за отчетный период 2008 - 2012 годов для централизованной части энергосистемы автономного округа.

Баланс электрической энергии для централизованной части энергосистемы автономного округа за период 2008 - 2012 годов

Таблица 2

Наименование показателя	2008 год	2009 год	2010 год	2011 год	2012 год
1	2	3	4	5	6
Электропотребление (млн кВт ч)	10 569,7	10 563,0	10 930,4	10 337,0	10 533,0
Собственная выработка (млн кВт ч)	666,9	694,9	1 252,4	1 903,8	2 438,0
Среднегодовые темпы прироста электропотребления (%)	+7,79	-0,10	+3,47	-5,40	+1,89

В таблице 3 приведена структура потребления электрической энергии основными группами потребителей с учетом децентрализованной части энергосистемы автономного округа (с учетом территориально-изолированных населенных пунктов и промышленных предприятий с автономными источниками электроснабжения) за 2011 год*(5).

Потребление электрической энергии отдельными группами потребителей автономного округа в 2011 году

Таблица 3

Наименование	Код ОКВЭД	Потребление электроэнергии (тыс. кВт·ч)
1	2	3
Автономный округ		11 435 359
Добыча полезных ископаемых	C	9 694 171
Обрабатывающие производства	D	181 248
Производство и распределение электроэнергии и воды	E	875 422
Население	-	684 518
Бюджетные организации		2 121 812

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

Схема 4. Структура потребления электрической энергии по основным группам потребителей

2.3. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии.

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

Сведения об электропотреблении крупных потребителей энергосистемы автономного округа за период 2008 - 2012 годов

Таблица 4

Потребитель	Единица измерения	Год
		2008	2009	2010	2011	2012
1	2	3	4	5	6	7
ООО "Газпром добыча Ямбург"	(млн. кВт·ч)	295,3	282,8	278,6	284,1	276,5
	(МВт)	52,0	52,0	53,0	54,0	55,0
ООО "Газпром добыча Уренгой"	(млн. кВт·ч)	266,2	267,5	275,3	289,3	275,6
	(МВт)	30,4	30,5	31,4	33,0	31,5
ООО "Газпром добыча Надым"	(млн. кВт·ч)	140,3	146,8	151,7	151,8	166,5
	(МВт)	10,2	12,6	24,3	25,6	23,6
ООО "Газпром трансгаз Югорск"	(млн. кВт·ч)	451,1	349,9	390,3	423,8	391,1
	(МВт)	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
ООО "Гапзром трансгаз Сургут"	(млн. кВт·ч)	н/д	99,89	102,24	104,53	115,51
	(МВт)	н/д	13,11	13,2	14,9	15,8
ОАО "Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз"	(млн. кВт·ч)	4 908	2 347*	2 218	1 994	2 050
	(МВт)	560	261	249	236	248
ООО "Газпром переработка"	(млн. кВт·ч)	58,6	60,8	62,5	64,3	64,9
	(МВт)	6,7	7,0	7,1	7,3	8,7
ООО "НГХК"	(млн. кВт·ч)	9,5	20,7	29,7	34,4	28,7
	(МВт)	3,6	6,5	6,6	6,0	7,0
Губкинский ГПЗ	(млн. кВт·ч)	575,6	616,8	615,9	595,6	391,6
	(МВт)	75,3	71,4	76,2	46,2	48,8
Муравленковский ГПЗ	(млн. кВт·ч)	364,5	360,7	351,6	353,2	332,4
	(МВт)	41,7**	41,2**	40,2**	40,4**	38,0
Вынгапуровский ГПЗ	(млн. кВт·ч)	65,0	71,0	108,7	114,7	131,6
	(МВт)	17,2	18,3	19,4	20,6	21,6
ООО "РН-Пурнефтегаз"	(млн. кВт·ч)	1 238	1 298	1 318	1 236	1 294
	(МВт)	158,9	167,0	140,1	153,8	168,9
ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" - ТПП "Ямалнефтегаз"*	(млн. кВт·ч)	148,2	118,7	130,3	118,1	128,5
	(МВт)	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
ОАО "Сибнефтепровод"	(млн. кВт·ч)	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
	(МВт)	6,1	9,8	15,6	10,4	14,6
ОАО "НОВАТЭК" - всего	(млн. кВт·ч)	61,9	95,1	117,9	134,5	143
	(МВт)	11,8	15,0	17,3	21,0	20,7
В т.ч. ОАО "НОВАТЭК-Пуровский ЗПК"	(млн. кВт·ч)	27,5	38,9	42,4	46,0	46,3
	(МВт)	6,1	6,8	7,0	7,1	7,6
ОАО "НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ"	(млн. кВт·ч)	1,3	21,1	37,2	44,2	44,6
	(МВт)	1,1	2,7	5,1	6,7	7,0
ОАО "НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ"	(млн. кВт·ч)	33,1	35,1	38,3	44,3	52,1
	(МВт)	4,6	5,5	5,2	7,2	6,1

* С 2009 года данные без объемов Филиала "Муравленковскнефть".

** Расчетная величина. Точная информация отсутствует в виду реорганизации предприятия.

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

2.4.1. Централизованная зона электроснабжения.

Сводные данные по динамике изменения максимума нагрузки автономного округа приведены в таблице 5 и на схеме 5.

Динамика изменения максимума нагрузки централизованной зоны электроснабжения автономного округа за пятилетний период (МВт)

Таблица 5

Наименование	Год
	2008	2009	2010	2011	2012
1	2	3	4	5	6
Максимум потребления	1468	1454	1390	1461	1472
Ноябрьские электрические сети	1230	1210	1150	1194	1174
Северные электрические сети	238	244	240	267	298

Схема 5. Динамика изменения максимума потребления зоны централизованного электроснабжения (МВт)

2.4.2. Децентрализованная часть автономного округа.

Сводные данные по динамике изменения максимумов потребления электрической мощности МО, расположенных в децентрализованной зоне электроснабжения, приведены в таблице 6.

Динамика изменения максимумов потребления электрической мощности МО, расположенных в зоне децентрализованного электроснабжения, период 2008 - 2012 годов (МВт)

Таблица 6

Наименование МО	Год
	2008	2009	2010	2011	2012
1	2	3	4	5	6
Город Салехард	55,9	66,3	65,5	61,0	62,0
Город Лабытнанги	25,7	28,9	27,5	26,3	26,5
Приуральский район	11,1	11,7	11,9	12,5	11,1
Ямальский район	10,6	10,6	10,9	10,9	10,5
Тазовский район	23,5	22,6	22,6	21,9	24,4
Красноселькупский район	6,1	6,4	6,1	5,7	6,2
Надымский район (село Кутопьюган, село Нори, село Ныда)	2,2	2,2	2,2	2,1	2,2
Шурышкарский район	7,8	9,0	6,8	8,4	8,7
Пуровский район (поселок Самбург, село Толька)	1,0	1,1	1,1	1,1	1,1
Итого	143,9	158,8	154,6	149,9	152,7

2.4.3. Наличие резерва мощности ПС 110 кВ ОАО "Тюменьэнерго" на территории автономного округа.

В таблице 7 приведены резервы трансформаторной мощности по ПС 110 кВ ОАО "Тюменьэнерго" на территории автономного округа по состоянию на 30 марта 2014 года.

Наличие резерва мощности ПС 110 кВ ОАО "Тюменьэнерго" на территории автономного округа*(6)

Таблица 7

N п/п	Наименование ПС 110 кВ	Пропускная способность с учетом критерия (N- 1) (МВА)	Количество договоров на технологическое присоединение к центру питания (шт.)	Суммарный объем мощности по ДТП с учетом коэффициента (МВА)	Текущий резерв мощности (МВА)	Резерв мощности с учетом заявок на ТП (МВА)
1	2	3	4	5	6	7
1	ПС 110/10/10 кВ Сигнал	25,0	11,0	7,0	3,0	0,0
2	ПС 110/35/6 кВ Барсуковская	40,0	0,0	0,0	0,0	0,0
3	ПС 110/35/6 кВ Вынгаяхинская	25,0	0,0	0,0	0,0	0,0
4	ПС 110/35/6 кВ Кристалл	10,0	1,0	8,2	4,1	0,0
5	ПС 110/35/6 кВ Крайняя	25,0	0,0	0,0	0,6	0,6
6	ПС 110/35/6 кВ Погружная	16,0	0,0	0,0	0,7	0,7
7	ПС 110/6 кВ УГП-3	6,3	0,0	0,0	0,8	0,8
8	ПС 110/6 кВ Буран	6,3	0,0	0,0	1,3	1,3
9	ПС 110/6 кВ Голубика	16,0	1,0	1,8	3,3	1,5
10	ПС 110/6 кВ Табъяха	2,5	0,0	0,0	1,9	1,9
11	ПС 110/6 кВ УКПГ	6,3	2,0	0,8	2,9	2,0
12	ПС 110/10 кВ Взлетная	2,5	0,0	0,0	2,0	2,0
13	ПС 110/6 кВ Сварочная	6,3	0,0	0,0	2,5	2,5
14	ПС 110/6 кВ Таланга	10,0	1,0	4,1	7,1	3,0
15	ПС 110 кВ Береговая	25,0	1,0	0,1	3,1	3,1
16	ПС 110/10 кВ Маяк	25,0	0,0	0,0	7,7	3,2
17	ПС 110/35/6 кВ Стрела	25,0	2,0	0,0	3,6	3,6
18	ПС 110/35/6 кВ Опорная	16,0	0,0	0,0	4,1	4,1
19	ПС 110/6 кВ Градиент	6,3	1,0	0,4	4,7	4,3
20	ПС 110/6 кВ Старый Надым	6,3	0,0	0,0	4,3	4,3
21	ПС 110/6 кВ Песчаная	6,3	0,0	0,0	4,4	4,4
22	ПС 110/6 кВ Пурпейская	6,3	0,0	0,0	4,4	4,4
23	ПС 110/6 кВ Губкинская	6,3	0,0	0,0	4,5	4,5
24	ПС 110/6 кВ УГП-12	6,3	0,0	0,0	4,6	4,6
25	ПС 110/6 кВ Кедр	6,3	0,0	0,0	4,6	4,6
26	ПС 110/35/6 кВ Ю-Харампурская	25,0	0,0	0,0	4,6	4,6
27	ПС 110/6 кВ УГП-8	6,3	0,0	0,0	4,9	4,9
28	ПС 110/6 кВ УГП-10	6,3	0,0	0,0	5,0	5,0
29	ПС 110/6 кВ УГП-9	6,3	0,0	0,0	5,1	5,1
30	ПС 110/6 кВ УГП-4	6,3	0,0	0,0	5,5	5,5
31	ПС 110/10 кВ Холод	10,0	0,0	0,0	5,7	5,7
32	ПС 110/6 кВ УГП-5	6,3	0,0	0,0	5,7	5,7
33	ПС 110/10 кВ УГП-15	10,0	0,0	0,0	5,8	5,8
34	ПС 110/6 кВ УГП-7	6,3	0,0	0,0	6,0	6,0
35	ПС 110/10 кВ ЯГП-7	10,0	0,0	0,0	6,5	6,5
36	ПС 110/35/6 кВ Геращенко	25,0	0,0	0,0	6,6	6,6
37	ПС 110/10 кВ ЯГП-2	10,0	0,0	0,0	6,7	6,7
38	ПС 110/10-10 кВ Новоуренгойская	40,0	3,0	9,2	16,7	6,8
39	ПС 110/35/6 кВ ЯГП-4	10,0	0,0	0,0	6,9	6,9
40	ПС 110/6 кВ УГП-2	10,0	0,0	0,0	6,9	6,9
41	ПС 110/35/6 кВ Жемчужина	25,0	0,0	0,0	7,0	7,0
42	ПС 110/6 кВ Строительная	16,0	2,0	0,3	7,4	7,1
43	ПС 110/35/6 кВ Орловская	40,0	0,0	0,0	7,8	7,8
44	ПС 110/10 кВ ЯГП-5	10,0	0,0	0,0	7,8	7,8
45	ПС 110/35/6 кВ ЯГП-3	10,0	0,0	0,0	7,9	7,9
46	ПС 110/35/6 кВ Западно-Ноябрьская	25,0	0,0	0,0	8,8	8,8
47	ПС 110/6 кВ УГП-13	10,0	0,0	0,0	9,0	9,0
48	ПС 110/6 кВ Морошка	25,0	0,0	0,0	9,1	9,1
49	ПС 110/10/10 кВ Городская	25,0	2,0	5,7	15,6	9,9
50	ПС 110/35/6 кВ Ударная	40,0	0,0	0,0	11,0	11,0
51	ПС 110/10/10 кВ Владимирская	25,0	1,0	0,4	11,6	11,1
52	ПС 110/10 кВ Кирпичная	10,0	1,0	-1,9	9,2	11,1
53	ПС 110/6 кВ УГП-2В	25,0	1,0	4,1	15,5	11,4
54	ПС 110/35/6 кВ Хрустальная	25,0	0,0	0,0	11,6	11,6
55	ПС 110/35/6 кВ Карамовская	16,0	0,0	0,0	12,4	12,4
56	ПС 110/6 кВ Лонг-Юган	16,0	0,0	0,0	12,4	12,4
57	ПС 110/35/6 кВ Итурская	25,0	0,0	0,0	12,4	12,4
58	ПС 110/35/6 кВ Суторминская	25,0	0,0	0,0	12,6	12,6
59	ПС 110/10/10 кВ Комплект	25,0	0,0	0,0	12,9	12,9
60	ПС 110/6 кВ Звезда	16,0	0,0	0,0	13,6	13,6
61	ПС 110/35/10кВ Варенга-Яха	40,0	1,0	0,6	14,2	13,7
62	ПС 110/10-10 кВ Ева-Яха	25,0	2,0	7,6	21,5	13,8
63	ПС 110/35/6 кВ Новопурпейская	40,0	0,0	0,0	13,9	13,9
64	ПС 110/35/10 кВ Победа	25,0	4,0	2,7	16,7	14,0
65	ПС 110/10 кВ Ныда	16,0	0,0	0,0	14,1	14,1
66	ПС 110/6 кВ УГП-1А	16,0	0,0	0,0	14,2	14,2
67	ПС 110/10/10 кВ Летняя	25,0	0,0	0,0	14,5	14,5
68	ПС 110/6 кВ УГП-5В	16,0	0,0	0,0	14,8	14,8
69	ПС 110/35/6 кВ Еты-Пур	16,0	0,0	0,0	14,9	14,9
70	ПС 110/35/6 кВ ЯГП-6	16,0	0,0	0,0	14,9	14,9
71	ПС 110/10-10 кВ Ямал	25,0	1,0	1,5	16,8	15,2
72	ПС 110/35/6 кВ Комсомольская	25,0	0,0	0,0	15,3	15,3
73	ПС 110/35/6 кВ КНС-1	25,0	0,0	0,0	15,5	15,5
74	ПС 110/35/6 кВ Сугмутская	25,0	0,0	0,0	15,6	15,6
75	ПС 110/35/6 кВ Харампурская	25,0	0,0	0,0	15,6	15,6
76	ПС 110/35/6 кВ КНС-9	25,0	0,0	0,0	15,8	15,8
77	ПС 110/6 кВ Светлая	16,0	0,0	0,0	15,9	15,9
78	ПС 110/10/10 кВ Фортуна	25,0	13,0	8,7	24,9	16,2
79	ПС 110/6 кВ Пяку-Пур	16,0	0,0	0,0	16,3	16,3
80	ПС 110/35/6 кВ Трудовая	25,0	0,0	0,0	16,8	16,8
81	ПС 110/6 кВ Карьер	16,0	0,0	0,0	16,8	16,8
82	ПС 110/10/10 кВ Ханупа	25,0	0,0	0,0	17,1	17,1
83	ПС 110/35/6 кВ Вышка	40,0	0,0	0,0	18,0	18,0
84	ПС 110/35/6 кВ Тарасовская	25,0	1,0	0,0	18,2	18,2
85	ПС 110/35/6 кВ Новогодняя	25,0	0,0	0,0	18,6	18,6
86	ПС 110/35/6 кВ Мара-Яха	25,0	0,0	0,0	19,5	19,5
87	ПС 110/35/6 кВ Янтарная	40,0	0,0	0,0	19,9	19,9
88	ПС 110/10 кВ Ямбург	25,0	0,0	0,0	21,1	21,1
89	ПС 110/35/6 кВ Разряд	40,0	1,0	6,5	28,0	21,5
90	ПС 110/35/6 кВ ЯГП-1	25,0	0,0	0,0	21,8	21,8
91	ПС 110/35/6 кВ ЯГП-1В	25,0	0,0	0,0	21,8	21,8
92	ПС 110/10 кВ Верхнеказымская	25,0	0,0	0,0	22,2	22,2
93	ПС 110/10 кВ Геолог	40,0	2,0	2,8	25,0	22,2
94	ПС 110/10 кВ Левохеттинская	25,0	0,0	0,0	22,8	22,8
95	ПС 110/35/6 кВ Майская	25,0	0,0	0,0	23,1	23,1
96	ПС 110/10 кВ Ужгородская	25,0	0,0	0,0	24,0	24,0
97	ПС 110/10 кВ Хасырейская	25,0	0,0	0,0	24,0	24,0
98	ПС 110/10 кВ Приозерная	25,0	0,0	0,0	24,2	24,2
99	ПС 110/10 кВ Фарафонтьевская	25,0	0,0	0,0	24,4	24,4
100	ПС 110/6 кВ Курская	40,0	0,0	0,0	37,5	37,5
101	ПС 110/10 кВ УГТЭС-72	57,0	0,0	0,0	48,6	48,6

Анализ данных о наличии резервов трансформаторной мощности ПС 110 кВ ОАО "Тюменьэнерго" показал, что на ПС 110 кВ Сигнал, ПС 110 кВ Вынгаяхинская, ПС 110 кВ Кристалл и ПС 110 кВ Барсуковская с учетом заключенных договоров на технологическое присоединение резервы трансформаторной мощности исчерпаны. При этом снижение загрузки трансформаторов на ПС 110 кВ Барсуковская и ПС 110 кВ Сигнал планируется за счет переноса части нагрузки на вновь вводимую ПС 110 кВ КНС-4 и ПС 110 кВ Фортуна соответственно. На ПС 110 кВ Вынгаяхинская и ПС 110 кВ Кристалл потребуется замена силовых трансформаторов с увеличением установленной мощности.

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 приведена в таблице 8.

Установленная тепловая мощность источников теплоснабжения муниципальных образований

Таблица 8

N п/п	Муниципальное образование	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, дизельное топливо (далее - ДТ), мазут
3	город Муравленко	8	351,3	газ, нефть, попутный газ
4	город Надым	16	538,55	газ, ДТ, стабильный газовый конденсат (далее - СГК)
5	город Ноябрьск	25	852,4	газ, ДТ, попутный газ
6	город Новый Уренгой	62	1553,8	газ, газовый конденсат, СГК, мазут
7	город Салехард	36	334,3	газ, ДТ
8	Красноселькупский район	10	76,34	нефть, СГК, дрова
9	Надымский район	21	271,38	газ, нефть, ДТ, газовый конденсат
10	Приуральский район	11	192,68	газ, ДТЗ, мазут, нефть
11	Пуровский район	31	436	газ, СГК, нефть
12	Тазовский район	16	128,7	газ, СГК, ДТ
13	Шурышкарский район	19	72,4	ДТЗ, уголь
14	Ямальский район	19	126,48	газ, СГК, ДТ, уголь, дрова

В таблице 9 приведена динамика потребления тепловой энергии за период 2008 - 2012 годов.

Динамика потребления тепловой энергии в автономном округе (тыс. Гкал)

Таблица 9

Показатель	2008 год	2009 год	2010 год	2011 год	2012 год
1	2	3	4	5	6
Выработка	н/д	н/д	10184,4	10804,9	10 523,0
Отпуск потребителям - всего	9366	9399	8558,5	9150,9	н/д*(7)
Населению	4292,5	4265,0	4121,2	4396,3	3 685,0
Бюджетным организациям	882,0	961,2	833,6	914,4	798,3
Прочим потребителям	3212	3234,5	2660	2734,2	н/д
Собственное потребление	979,5	938,3	943,7	1106	н/д

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

Схема 6. Структура отпуска тепловой энергии по автономному округу за 2011 год

На схеме 7 представлены данные о выработке и полезному отпуску тепловой энергии в муниципальных образованиях автономного округа.

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

2.6. Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в автономном округе.

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

Перечень крупных потребителей тепловой энергии на территории автономного округа

Таблица 10

N п/п	Потребители тепловой энергии
1	2
1	МБУЗ "Городская больница"
2	ОАО "Газпромнефть-ННГ"
3	ОАО "ДЭХ"
4	ОАО "Газпромнефть - ННГФ"
5	МУП "МПГЭС"
6	ОАО "Ноябрьские электрические сети"
7	МАУ СОК "Ямал"
8	МАДОУ ЦРР ДС "Дельфин"
9	ГУП ЯНАО "Ямалавтодор"
10	ГУ "6 ПЧ ФПС по ЯНАО"
11	ГОУ СПО ЯНАО "ММК"
12	ООО "ЯмалСервисЦентр"
13	ООО "Ноябрьская центральная трубная база"
14	ООО "Ноябрьскнефтеспецстрой"
15	ООО "НоябрьскНефтеГазАвтоматика"
16	ООО "Борец-Муравленко"
17	ООО "Ноябрьскэнергонефть"
18	ООО "НК КНГ"
19	Предприниматель Капула Г.И.
20	Предприниматель Сапонов В.А.
21	ООО "Муравленковская транспортная компания"
22	ЗАО "Самотлорнефтепромхим"
23	МАДОУ "Теремок"
24	ООО ЭК "ТВЭС"
25	ООО "Ямал-Энерго"
26	ООО "Ратта"
27	ОАО "Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз"
28	МУП "Муравленковские коммунальные сети"
29	ЗАО "Спецтеплосервис"
30	МП Белоярское ПП ЖКХ
31	ООО "Прогресс"
32	ОАО "Харп-Энерго-Газ"
33	МУП "Пуровские коммунальные системы
34	ОАО "Уренгойтеплогенерация-1"
35	МУП ЖКХ "Лимбей"
36	Филиал "Уренгойская ГРЭС"ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация"

2.7. Структура установленной электрической мощности на территории автономного округа.

Большая часть вырабатываемой электроэнергии на территории автономного округа производится на тепловых электростанциях (ТЭС). Наиболее крупными объектами генерации в синхронизированной зоне энергосистемы автономного округа являются Уренгойская ГРЭС и Ноябрьская ПГЭ. Суммарная установленная мощность электростанций синхронизированной зоны энергосистемы автономного округа по состоянию на 01 января 2014 года составляет 801,1 МВт. Кроме того, на территории автономного округа размещено большое количество автономных источников электроснабжения, обеспечивающих электроэнергией промышленные предприятия и территориально-изолированные энергосистемы муниципальных образований. Сводные данные по установленной мощности и типам генерирующих установок приведены в таблице 11.

Установленная мощность электростанций автономного округа по состоянию на 01.01.2014

Таблица 11

Суммарная установленная мощность электростанций автономного округа (МВт)	1639,4
Синхронизированная часть	801,1
Парогазовые установки (ПГУ)	579,6
Газотурбинные установки (ГТУ)	197,5
Паросиловые установки (ПСУ)	24,0
Изолированная часть	818,8
- автономные источники промышленных предприятий	524,9
- ГТУ	368,8
Дизельные электростанции (ДЭС)	80,5
Газопоршневые генерирующие установки (ГПГУ)	75,6
Автономные источники территориально-изолированных МО	293,9
- ДЭС	104,5
ГТУ	159,9
ГПГУ	29,5

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

Схема 8. Структура установленной электрической мощности на территории автономного округа по типам генерирующих установок

а) всего по территории автономного округа;

б) в синхронизированной зоне

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

Данные по составу генерирующего оборудования приведены в таблице 12.

Состав существующих электростанций по состоянию на 01 января 4 года

Таблица 12

N	Наименование электростанции	Сведения о блоках/агрегатах	Тип выработки	Год ввода в эксплуатацию	Установленная мощность (МВт)
1	2	3	4	5	6
Зона централизованного электроснабжения
1	Уренгойская ГРЭС	всего по электростанции			484,0
		1Г-ПТ	ПГУ	2012	165,0
		1Г-1ГТ	ПГУ	2012	147,5
		1Г-2ГТ	ПГУ	2012	147,5
		ПРТЭЦ N 1	ПСУ	1992	12,0
		ПРТЭЦ N 2	ПСУ	1990	12,0
2	Ноябрьская ПГЭ	всего по электростанции			119,6
		ГТ1	ПГУ	2010	40,6
		ПТ1	ПГУ	2010	19,0
		ГТ2	ПГУ	2010	41,1
		ПТ2	ПГУ	2010	18,9
3	ПЭС Уренгой	всего по электростанции			72,0
		N 1	ГТУ	1981	12,0
		N 2	ГТУ	1981	12,0
		N 3	ГТУ	1982	12,0
		N 4	ГТУ	1982	12,0
		N 5	ГТУ	1984	12,0
		N 6	ГТУ	1984	12,0
4	ПЭС Надым	всего по электростанции			24,0
		5Г-1	ГТУ	1978	12,0
		5Г-2	ГТУ	1978	12,0
5	Ямбургская ГТЭС	всего по электростанции			72,0
		N 1	ГТУ	1993	12,0
		N 2	ГТУ	1993	12,0
		N 3	ГТУ	1993	12,0
		N 4	ГТУ	1993	12,0
		N 5	ГТУ	1994	12,0
		N 6	ГТУ	1994	12,0
6	Харвутинская ГТЭС	всего по электростанции			10,0
		N 1	ГТУ	2007	2,5
		N 2	ГТУ	2007	2,5
		N 3	ГТУ	2007	2,5
		N 4	ГТУ	2007	2,5
7	ГТЭС Юрхаровского НГКМ	всего по электростанции			4,5
		КГТЭС-1500 N 1	ГТУ	н/д	1,5
		КГТЭС-1500 N 2	ГТУ	н/д	1,5
		ГТЭС-2,5 N 3	ГТУ	н/д	2,5
8	ГТЭС Песцовая	всего по электростанции			15,0
Итого по централизованной зоне					801,1
в т.ч. ПГУ					579,6
ГТУ					197,5
ПСУ					24,0
Автономные источники электроснабжения крупных потребителей
ООО "Газпром добыча Ямбург"		всего по предприятию			46,5
1	ГТЭС-22,5	9 ПАЭС-2500	ГТУ	2001	22,5
2	ГТЭС-24	4 энергомодуля с ГТУ-6000	ГТУ	2002	24,0
ООО "Газпром добыча Надым"		всего по предприятию			101,0
3	ГТЭС-25 м/р Бованенковское	10 блоков	ГТУ	2008, 2012	25,0
4	ГТЭС-36 м/р Бованенковское	6 блоков	ГТУ	2010	36,0
5	ГТЭС-10 м/р Харасавэйское	4 блока	ГТУ	2008	10,0
6	ПАЭС-10 м/р Юбилейное	4 блока	ГТУ	1999	10,0
7	ГТЭС-5 м/р Юбилейное	2 блока	ГТУ	2004	5,0
8	ПАЭС-10 м/р Ямсовейское	4 блока	ГТУ	1997	10,0
9	ПАЭС-5 м/р Ямсовейское	2 блока	ГТУ	2003	5,0
ООО "Газпром трансгаз Югорск"		всего по предприятию			193,2
10	Ямбургское ЛПУ	итого Руст			30,2
		БЭС-630	ДЭС	1986	0,6
		9хКАС-500	ДЭС	1988 - 2001	4,5
		8хКАС-630	ДЭС	1990 - 2002	5,0
		2хПАЭС-2500	ГТУ	1990	5,0
		6хПАЭС-2500М	ГТУ	1990	15,0
11	Ныдинское ЛПУ МГ	итого Руст			21,3
		2хАС-804р1	ДЭС	1986 - 1987	1,3
		5хКАС-500	ДЭС	1988 - 1996	2,5
		3хПАЭС-2500	ГТУ	1987 - 1997	7,5
		4хПАЭС-2500М	ГТУ	1986 - 1987	10,0
12	Новоуренгойское ЛПУ МГ Пуровская ГКС	итого Руст			33,7
		4хVolvo-250	ДЭС	1984	1,0
		3хБЭС-630	ДЭС	1985 - 2003	1,9
		Wola-200 / 0,2	ДЭС	1985	0,2
		3хРастон ТВ-5000	ГТУ	1985	8,1
13	Правохеттинское ЛПУ	3хБЭС-630	ДЭС	1985 - 1986	1,9
		ЭД-200	ДЭС	1998	0,2
		4хКАС-500	ДЭС	1987 - 1995	2,0
		2хПАЭС-2500	ГТУ	1997	5,0
		3хПАЭС-2500М	ГТУ	1983 - 1985	7,5
		2хРастон ТВ-5000	ГТУ	1984	5,4
		ЭД-500	ДЭС	1995	0,5
14	Пангодинское ЛПУ МГ Хасырейская п/п	итого Руст			6,5
		Звезда-630НК	ДЭС	2010	0,6
		КАС-500	ДЭС	1993	0,5
		2хРастон ТВ-5000	ГТУ	1984 - 1985	5,4
15	Ягельное ЛПУ МГ	итого Руст			18,1
		5хБЭС-630	ДЭС	1985 - 1987	3,2
		3хПАЭС-2500М	ГТУ	1983 - 1985	7,5
		2хРастон ТВ-5000	ГТУ	1986 - 1988	5,4
		4хЭД-500Т	ДЭС	1988 - 1996	2,0
16	Приозерное ЛПУ МГ	итого Pуст			23,1
		4хАС-804р1	ДЭС	1985 - 1987	2,5
		АСДА-200	ДЭС	1991	0,2
		5хКАС-500	ДЭС	1987 - 1991	2,5
		2хПАЭС-2500	ГТУ	1990 - 2005	5,0
		3хПАЭС-2500М	ГТУ	1983 - 2005	7,5
		2хРастон ТВ-5000	ГТУ	1986 - 1987	5,4
17	Ново-Уренгойское ЛПУ	итого Руст			13,0
		Звезда-630НК	ДЭС	2010	0,6
		3хАС-804р1	ДЭС	1982 - 1984	1,9
		КАС-500	ДЭС	1989	0,5
		3хПАЭС-2500М	ГТУ	1992	7,5
		ЭГ-2500	ГТУ	2006	2,5
18	Пангодинское ЛПУ ЯНАО	итого Руст			14,7
		4хАС-804р1	ДЭС	1983 - 1987	2,5
		Звезда-630НК	ДЭС	2005	0,6
		3хКАС-500	ДЭС	1993 - 2005	1,5
		4хУрал-2500	ГТУ	2007	10,0
19	Надымское ЛПУ МГ	итого Руст			18,6
		Звезда-630НК	ДЭС	2010	0,6
		Wola-200	ДЭС	1993	0,2
		3хКАС-500	ДЭС	1982 - 1989	1,5
		2хАС-804р1	ДЭС	1983 - 1984	1,3
		2хПАЭС-2500	ГТУ	1982 - 2001	5,0
		4хПАЭС-2500М	ГТУ	1976 - 1982	10,0
20	Лонг Юганское ЛПУ	итого Руст			14,2
		5хБЭС-630	ДЭС	1985 - 2002	3,2
		2хКАС-500	ДЭС	1985 - 2000	1,0
		ПАЭС-2500	ГТУ	1990	2,5
		3хПАЭС-2500М	ГТУ	1978 - 2004	7,5
ООО "Газпром трансгаз Сургут"		всего по предприятию			22,0
21	ЭСК пос. Уренгой	ЭСК "Wartsila"	ДЭС	н/д	22,0
ООО "РН-Пурнефтегаз"		всего по предприятию			52,4
22	Тарасовская газопоршневая электростанция (ТГПЭС)	6хГПГУ	ГПГУ	2010	52,4
ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" - ТПП "Ямалнефтегаз"		всего по предприятию			69,0
23	ЭСН ГКС Находкинского м/р	6хГПЭА	ГПГУ	2012	10,5
24	ГПЭС Находкинского м/р	4хГПЭА	ГПГУ	2004	5,5
25	ГТЭС-24 Пякяхинское м/р	4хГТУ	ГТУ	2009	24,0
26	ГТЭС-8 Пуровская группа м/р	10хГТУ	ГТУ	2001	14,0
27	ПАЭС-2500	6хПАЭС-2500	ГТУ	1992	15,0
ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"		всего по предприятию			19,5
28	ЭСН Чатылкинского м/р	Waukesha	ГТУ	2008	5,0
		6хCummins	ДЭС	2008	6,0
29	ЭСН Холмистого м/р	Waukesha	ГТУ	2008	4,5
		6хCummins	ДЭС	2008	4,0
ОАО "НОВАТЭК"		всего по предприятию			8,6
30	Таркосаленефтегаз	OPRA	ГТУ	2010	3,6
		ПАЭС-2500	ГТУ	2007	5,0
Вынгапуровский ГПЗ - Филиал ОАО "СибурТюменьГаз"		всего по предприятию			7,2
31	ГПЭС ВГПЗ	Petra-2500 (4х1,8)	ГПГУ	2012	7,2
Итого по автономным источникам электроснабжения крупных потребителей электроэнергии					521,4
В т.ч. ГТУ					364,3
ДЭС					80,5
ГПГУ					75,6
Автономные источники электроснабжения территориально-изолированных МО
Город Салехард		всего по МО			85,30
1	ГТЭС-3	N 1	ГТУ	2001	12,00
		N 2	ГТУ	2001	12,00
		N 3	ГТУ	2004	15,40
2	ДЭС-1	N 1	ДЭС	1994	6,50
		N 2	ДЭС	1994	6,50
		N 3	ДЭС	1997	6,40
3	ДЭС-2	N 1	ДЭС	1999	6,40
		N 2	ДЭС	2000	6,10
4	ТЭС-14	N 1	ГПГУ	2009	1,75
		N 2	ГПГУ	2009	1,75
		N 3	ГПГУ	2009	1,75
		N 4	ГПГУ	2009	1,75
		N 5	ГПГУ	2009	1,75
		N 6	ГПГУ	2009	1,75
		N 7	ГПГУ	2009	1,75
		N 8	ГПГУ	2009	1,75
город Лабытнанги		всего по МО			73,00
5	ПЭС Лабытнанги	ГТГ-1	ГТУ	1996	12,00
		ГТГ-2	ГТУ	1996	12,00
		ГТГ-3	ГТУ	2007	14,00
		ГТГ-4	ГТУ	2010	12,00
		ГТГ-5	ГТУ	1974	4,00
		ГТГ-6	ГТУ	1979	4,00
		ГТГ-7	ГТУ	1976	2,50
		ГТГ-8	ГТУ	1976	2,50
		ГТГ-9	ГТУ	1978	2,50
		ГТГ-10	ГТУ	1978	2,50
		ГТГ-11	ГТУ	1983	2,50
		ГТГ-12	ГТУ	1983	2,50
Шурышкарский район		всего по МО			21,91
6	Село Мужи	итого Руст			8,22
		MTU-520	ДЭС	2004	0,52
		ДГ2-350	ДЭС	2010	0,35
		ДГ2-350	ДЭС	2010	0,35
		8R22	ДЭС	1994	1,10
		8R22	ДЭС	1994	1,10
		4-26 ДГ	ДЭС	2000	1,20
		4-26 ДГ	ДЭС	2000	1,20
		4-26 ДГ	ДЭС	2009	1,20
		4-26 ДГ	ДЭС	2010	1,20
7	Село Восяхово	итого Руст			0,80
		ЯМЗ -238	ДЭС	2001	0,10
		ЯМЗ -238	ДЭС	2001	0,10
		ЯМЗ -238	ДЭС	2012	0,10
		Д1-250	ДЭС	2009	0,25
		Д1-250	ДЭС	2010	0,25
8	Село Усть-Войкары	Д-65	ДЭС	2006	0,03
9	Деревня Вершина-Войкары	4-Ч(ЭД-16)	ДЭС	2006	0,02
10	Деревня Новый Киеват	Д-65	ДЭС	2006	0,03
11	Деревня Анжигорт	Д-65	ДЭС	2006	0,03
12	Село Шурышкары	итого Руст			2,00
		ДГ1А315-1	ДЭС	2012	0,32
		ДГ1А315-1	ДЭС	2009	0,32
		ДГ1А315-1	ДЭС	2006	0,32
		ДГ1А315-1	ДЭС	2006	0,32
		ДГ1А315-1	ДЭС	2010	0,32
		ЯМЗ -238	ДЭС	2001	0,10
		Scoda-350	ДЭС	2002	0,32
13	Деревня Унсельгорт	итого Руст			1,56
		Д-243	ДЭС	2012	0,03
		Д-243	ДЭС	2012	0,03
		Д-144	ДЭС	н/д	1,50
14	Село Горки	итого Руст			3,75
	ДЭС N 1	ДГ-72М N 1	ДЭС	2012	0,75
		ДГ-72М N 2	ДЭС	2002	0,75
	ДЭС N 2	ДГ-72М N 1	ДЭС	2005	0,75
		ДГ-72М N 2	ДЭС	2005	0,75
		ДГ-72М N 3	ДЭС	2005	0,75
15	Село Азовы	итого Руст			1,05
		АД-100 N 2 сп	ДЭС	2007	0,09
		АД-100 N 3 сп	ДЭС	2007	0,09
		АД-100N 6	ДЭС	2010	0,09
		АД-200 N 4	ДЭС	2009	0,18
		ДГ-350	ДЭС	2012	0,35
		ДГ-250	ДЭС	2010	0,25
16	Село Лопхари	итого Руст			1,08
		АД-100 N 1	ДЭС	2005	0,09
		АД-100	ДЭС	2012	0,09
		АД-100	ДЭС	2012	0,09
		АД-100	ДЭС	2012	0,09
		АД-100	ДЭС	2012	0,09
		АД-100 N 2 сп	ДЭС	2007	0,09
		АД-200 N 3 сп	ДЭС	2010	0,18
		АД-100 N 4 сп	ДЭС	2002	0,09
		АД-100 N 5	ДЭС	2010	0,09
		АД-200 N 6	ДЭС	2009	0,18
17	Деревня Пасловы	итого Руст			0,03
		АД-16	ДЭС	2010	0,02
		АД-16	ДЭС	2002	0,02
18	Село Питляр	итого Руст			1,23
		ЯМЗ-238N 3 сп	ДЭС	2002	0,09
		ЯМЗ-238N 2	ДЭС	2002	0,09
		ЯМЗ-238 N 4 сп	ДЭС	2007	0,09
		АД-200 N 6	ДЭС	2008	0,18
		АД-200 N 7	ДЭС	2010	0,18
		ДГ-250	ДЭС	2012	0,25
		ДГ-350	ДЭС	2012	0,35
19	Деревня Хашгорт	итого Руст			0,04
		АД-30	ДЭС	2010	0,03
		АД-16	ДЭС	2010	0,02
		итого Руст			1,71
20	Село Овгорт	ДГА-320	ДЭС	2001	0,32
		ДГР-224	ДЭС	2006	0,22
		ДГ1-350	ДЭС	2011	0,35
		ДГ1-250	ДЭС	2010	0,25
		ДГ1-250	ДЭС	2010	0,25
		ДГА-315 сп.	ДЭС	2001	0,32
21	Деревня Ямгорт	итого Руст			0,29
		АД-100	ДЭС	2006	0,10
		АД-60	ДЭС	2012	0,06
		АД-60 сп.	ДЭС	1998	0,06
		АД-40	ДЭС	2009	0,04
		АД-30	ДЭС	2007	0,03
22	Деревня Овалынгорт	итого Руст			0,04
		АД-16	ДЭС	2005	0,02
		АД-11	ДЭС	2012	0,01
		АД-16 сп.	ДЭС	2002	0,02
Ямальский район		всего по МО			28,83
23	Село Салемал	итого Руст			1,60
		Cummins QSX15G8 N 1	ДЭС	2011	0,40
		Cummins QSX15G8 N 2	ДЭС	2011	0,40
		Cummins QSX15G8 N 3	ДЭС	2011	0,40
		Cummins QSX15G8 N 4	ДЭС	2011	0,40
24	Село Панаевск	итого Руст			1,58
		ДГА - 315 N 1	ДЭС	2009	0,32
		ДГА - 315 N 2	ДЭС	2006	0,32
		ДГА - 315 N 3	ДЭС	2009	0,32
		ДГА - 315 N 4	ДЭС	2005	0,32
		ДГА - 315 N 5	ДЭС	2008	0,32
25	Село Яр-Сале	итого Руст			8,96
		MTU 12v4000	ДЭС	2006	1,12
		MTU 12v4000	ДЭС	2006	1,12
		MTU 12v4000	ДЭС	2007	1,12
		MTU 12v4000	ДЭС	2007	1,12
		MTU 12v4000	ДЭС	2007	1,12
		MTU 12v4000	ДЭС	2007	1,12
		MTU 12v4000	ДЭС	2010	1,12
		MTU 12v4000	ДЭС	2010	1,12
26	Поселок Сюнай-Сале	итого Руст			1,15
		АД-200С-Т400	ДЭС	2005	0,20
		АД-200С-Т400	ДЭС	2004	0,20
		АД-250С-Т400	ДЭС	2010	0,25
		АД-250С-Т400	ДЭС	2012	0,25
		АД-250С-Т400	ДЭС	2012	0,25
27	Село Новый Порт	итого Руст			2,23
		ДГ-72 (3)	ДЭС	2009	0,80
		ДГ-72 (4)	ДЭС	1997	0,80
		ДГА-315 (1)	ДЭС	2005	0,32
		ДГА-315 (2)	ДЭС	2005	0,32
28	Село Мыс Каменный	итого Руст			9,39
	ЦЭС-Геологи	АИ-20 ПАЭС-2500 N 2	ГТУ	2005	2,50
		АИ-20 ПАЭС-2500 N 3	ГТУ	2009	2,50
		АИ-20 ПАЭС-2500 N 4	ГТУ	2006	2,50
	ДЭС Аэропорт	Г - 73 N 1	ДЭС	1982	0,63
		Г - 73 N 2	ДЭС	1984	0,63
		ДГА - 315N 1	ДЭС	1989	0,32
		ДГА - 315N 2	ДЭС	1991	0,32
29	Село Сеяха	итого Руст			3,92
		Шкода 825 6-27,5 A4S	ДЭС	2009	0,66
		Шкода 825 6-27,5 A4S	ДЭС	2006	0,66
		Шкода 6086-27,5 A2S	ДЭС	2003	0,49
		Шкода 6086-27,5 A2S	ДЭС	2001	0,49
		Шкода 608 6-27,5 A2S	ДЭС	2004	0,49
		Шкода 608 6-27,5 A2S	ДЭС	2010	0,49
		Шкода 825 6-27,5 A4S	ДЭС	2002	0,66
Тазовский район		всего по МО			40,80
30	Поселок Тазовский	итого Руст			17,50
		ПАЭС-2500 N 1	ГТУ	1996	2,50
		ПАЭС-2500 N 2	ГТУ	1996	2,50
		ПАЭС-2500 N 3	ГТУ	1993	2,50
		ПАЭС-2500 N 4	ГТУ	2002	2,50
		ПАЭС-2500 N 5	ГТУ	1989	2,50
		ПАЭС-2500 N 6	ГТУ	1993	2,50
31	Село Газ-Сале	итого Руст			17,50
		ПАЭС-2500 N 1	ГТУ	1976	2,50
		ПАЭС-2500 N 2	ГТУ	1987	2,50
		ПАЭС-2500 N 3	ГТУ	1987	2,50
		ПАЭС-2500 N 4	ГТУ	1985	2,50
		ПАЭС-2500 N 5	ГТУ	1985	2,50
		ПАЭС-2500 N 6	ГТУ	1987	2,50
		ПАЭС-2500 N 7	ГТУ	1991	2,50
32	Село Антипаюта	итого Руст			5,00
		ПАЭС-2500 N 1	ГТУ	1987	2,50
		ПАЭС-2500 N 2	ГТУ	2002	2,50
33	Село Находка	итого Руст			0,80
		ДЭС	ДЭС	2006	0,30
		ДЭС	ДЭС	2006	0,30
		ДЭС	ДЭС	н/д	0,10
		ДЭС	ДЭС	н/д	0,10
Красноселькупский район		всего по МО			5,59
34	Поселок Толька	итого Руст			1,88
		ДГ-72 N 1	ДЭС	1979	0,38
		ДГ-72 N 2	ДЭС	1983	0,38
		ДГ-72 N 3	ДЭС	1985	0,38
		ДГ-72 N 4	ДЭС	1987	0,38
		ДГ-72 N 5	ДЭС	1988	0,38
35	Село Красноселькуп	итого Руст			3,00
		ДГ-72 N 1	ДЭС	1979	0,38
		ДГ-72 N 2	ДЭС	1998	0,38
		ДГ-72 N 3	ДЭС	1980	0,38
		ДГ-72 N 4	ДЭС	2000	0,38
		ДГ-72 N 5	ДЭС	1986	0,38
		ДГ-72 N 6	ДЭС	1987	0,38
		ДГ-72 N 7	ДЭС	1991	0,38
		ДГ-72 N 8	ДЭС	1991	0,38
36	Село Ратта	итого Руст			0,72
		АД200-Т400-РМ	ДЭС	2006	0,20
		АД200-Т400-1РМ2	ДЭС	2009	0,20
		АД315-Т400-	ДЭС	2006	0,32
		1РМ2
Приуральский район		всего по МО			30,93
37	Село Аксарка	итого Руст			10,50
		ЭГД-7-1	ДЭС	2004	1,50
		ЭГД-7-2	ДЭС	2004	1,50
		ЭГД-7-3	ДЭС	2004	1,50
		ЭГД-7-4	ДЭС	2004	1,50
		ГПА-1	ГПГУ	2011	1,50
		ГПА-2	ГПГУ	2011	1,50
		ГПА-3	ГПГУ	2011	1,50
38	Село Товопогол	итого Руст			0,12
		ДГ-60	ГПГУ	2002	0,06
		ДГ-30	ДЭС	2006	0,03
		ДГ-30	ДЭС	2008	0,03
39	Село Зеленый Яр	итого Руст			0,56
		ДГ-100 N 1	ДЭС	2002	0,10
		ДГ-200 N 2	ДЭС	2007	0,20
		ДГ-100 N 3	ДЭС	2002	0,10
		ДГ-100 N 4	ДЭС	2002	0,10
		ДГ-60 N 5	ДЭС	2004	0,06
40	Село Харсаим	итого Руст			2,97
		ДГ-100 N 1	ДЭС	2000	0,10
		ДГ-100 N 2	ДЭС	2000	0,10
		ДГ-100 N 3	ДЭС	1991	0,10
		ДГ-100 N 4	ДЭС	1991	0,10
		ДГ-420 N 5	ДЭС	2010	0,42
		ДГ-200 N 6	ДЭС	2007	0,20
		ДГ-200 N 7	ДЭС	2007	0,20
		ДГ-500 N 8	ДЭС	2012	0,50
		ДГ-1250 N 9	ДЭС	2008	1,25
41	Село Вылпосл	итого Руст			0,05
		ДГ-30 N 1	ДЭС	2009	0,03
		ДГ-16 N 2	ДЭС	1995	0,02
42	Деревня Лаборовая	итого Руст			0,40
		ДГ-100 N 1	ДЭС	2001	0,10
		ДГ-100 N 2	ДЭС	2001	0,10
		ДГ-200 N 3	ДЭС	2003	0,20
43	Село Катравож	итого Руст			1,60
		ДГ-400 N 1	ДЭС	2010	0,40
		ДГ-400 N 2	ДЭС	2010	0,40
		ДГ-400 N 3	ДЭС	2010	0,40
		ДГ-400 N 4	ДЭС	2011	0,40
44	Село Белоярск	итого Руст			3,38
		ДГ-1000 N 1	ДЭС	1995	1,13
		ДГ-1000 N 2	ДЭС	1995	1,13
		ДГ-1000 N 3	ДЭС	2006	1,13
45	Поселок Щучье	итого Руст			0,40
		ДГ-100 N 1	ДЭС	2010	0,10
		ДГ-100 N 2	ДЭС	2009	0,10
		ДГ-100 N 3	ДЭС	2003	0,10
		ДГ-100 N 4	ДЭС	2011	0,10
46	Поселок Харп	итого Руст			10,96
		ГПА-1	ГПГУ	2010	3,05
		ГПА-2	ГПГУ	2010	3,05
		ГПА-3	ГПГУ	2010	2,43
		ГПА-4	ГПГУ	2010	2,43
Пуровский район		всего по МО			4,32
47	Село Самбург	итого Руст			4,32
		14-26ДГ	ДЭС	2003	1,10
		14-26ДГ	ДЭС	2003	1,10
		14-26ДГ	ДЭС	2003	1,10
		Ausonia N 1	ДЭС	2009	0,51
		Ausonia N 2	ДЭС	2009	0,51
Надмыский район		всего по МО			3,25
48	Село Ныда	итого Руст			1,58
	ДЭС N 1	ДГ N 1	ДЭС	2002	0,32
		ДГ N 2	ДЭС	1998	0,32
		ДГ N 3	ДЭС	2002	0,32
		ДГ N 4	ДЭС	2001	0,32
		ДГ N 5	ДЭС	2004	0,32
		ДГ N 6	ДЭС	2008	0,32
		ДГ N 7	ДЭС	2008	0,32
		ДГ N 8	ДЭС	2008	0,32
	ДЭС N 2	ДГ N 1	ДЭС	2011	0,32
		ДГ N 2	ДЭС	1999	0,32
		ДГ N 3	ДЭС	1999	0,32
49	Село Кутопьюган	итого Руст			0,96
		ДГ N 2	ДЭС	2008	0,44
		ДГ N 3	ДЭС	2005	0,32
		ДГ N 4	ДЭС	2005	0,20
		ДГ N 6	ДЭС	2007	0,20
50	Село Нори	итого Руст			0,72
		ДГ N 1	ДЭС	2005	0,20
		ДГ N 2	ДЭС	2007	0,20
		ДГ N 3	ДЭС	2011	0,32
Итого автономные источники электроснабжения территориально-изолированных муниципальных образований					293,9
В т.ч. ДЭС					104,5
ГТУ					159,9
ГПГУ					29,5
Итого по автономному округу					1639,4
В т.ч. ПГУ					579,6
ГТУ					745,7
ПСУ					24,0
ГПГУ					105,1
ДЭС					185,0

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

Большая часть генерирующих установок на территории автономного округа находится в частной собственности генерирующих компаний и крупных потребителей электроэнергии. Суммарная величина установленной мощности электростанций в частной собственности составляет 1376,1 МВт. Самой крупной генерирующей компанией на территории автономного округа по установленной мощности является ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация". Наиболее крупными собственниками генерирующей мощности среди крупных потребителей электроэнергии являются ООО "Газпром добыча Ямбург"и ООО "Газпром трансгаз Югорск". Структура установленной мощности по типам электростанций и видам собственности приведена в таблице 13.

Структура установленной мощности по типам электростанций и видам собственности

Таблица 13

Тип электростанции	Наименование	Тип генерирующих установок	Установленная мощность (МВт)
1	2	3	4
Генерирующие компании	ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация"	ПГУ, ПСУ	484,0
	ООО "Интертехэлектро - Новая генерация"	ПГУ	119,6
	ОАО "Передвижная энергетика"	ГТУ	145,0
	ООО "Северная ПЛЭС"	ГТУ	24,0
Электростанции промышленных предприятий	ООО "Газпром добыча Ямбург"	ГТУ	128,5
	ООО "Газпром добыча Надым"	ГТУ, ДЭС	101,0
	ООО "Газпром трансгаз Югорск"	ДЭС ГТУ	193,2
	ООО "Газпром трансгаз Сургут"	ДЭС	22,0
	ООО "Газпром добыча Уренгой"	ГТУ	15,0
	ООО "РН-Пурнефтегаз"	ГПГУ	52,4
	ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" - ТПП "Ямалнефтегаз"	ГПГУ, ГТУ	69,0
	ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"	ГТУ, ДЭС	19,5
	ОАО "НОВАТЭК"	ГТУ	14,1
	Филиал ОАО "СибурТюменьГаз" - Вынгапуровский ГПЗ	ГПГУ	7,2
Электростанции муниципальных предприятий	город Салехард	ГТУ, ДЭС, ГПГУ	85,3
	Шурышкарский район	ДЭС	21,9
	Ямальский район	ГТУ, ДЭС	28,8
	Красноселькупский район	ДЭС	5,6
	Тазовский район	ГТУ, ДЭС	40,8
	Приуральский район	ДЭС ГПГУ	30,9
	Пуровский район	ДЭС	4,32
	Надымский район	ДЭС	3,25

Схема 9. Структура установленной мощности генерирующих установок автономного округа по собственникам

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

Синхронизированная часть энергосистемы автономного округа является дефицитной. В течение отчётного пятилетнего периода покрытие потребностей за счёт собственных источников возросло с 5% в 2008 году до 49% в 2012 году. С вводом в 2012 году блока N 1 Уренгойской ГРЭС Северный энергорайон энергосистемы автономного округа стал избыточным.

Балансы электрической мощности за отчетный пятилетний период приведены в таблице 14.

Балансы электрической мощности за период 2008 - годов (МВт)

Таблица 14

Объект генерации	2008 год	2009 год	2010 год	2011 год	2012 год
1	2	3	4	5	6
Выработка*(8) - всего	79,0	88,0	234,0	238,2	643,7
В том числе
Уренгойская ГРЭС	24,0	24,0	24,0	24,2	418
Ноябрьская ПГЭ	-	-	124,0	123,5	130,1
ПЭС Надым	22,0	33,0	23,0	22,5	22,5
ПЭС Уренгой	30,0	29,0	31,0	40,0	39,3
Ямбургская ГТЭС	3,0	2,0	32,0	28,0	33,9
Потребление - всего	1468	1454	1390	1461	1472
Сальдо-переток (дефицит)	1389	1366	1156	1223	828,3

Схема 10. Динамика изменения покрытия максимума потребления мощности синхронизированной зоны энергосистемы автономного округа (МВт)

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

В таблице 15 приведены показатели энерго- и электроэффективности экономики автономного округа за отчетные 2008 - 2012 годы на основании данных органов государственной статистики.

Основные показатели энерго- и электроэффективности за 2008 - годы

Таблица 15

Наименование показателя	2008 год	2009 год	2010 год	2011 год	2012 год
1	2	3	4	5	6
Энергоемкость валового регионального продукта (т у.т./млн руб.)	13,17	13,73	13,38	18,62*(9)	н/д
Потребление электроэнергии на душу населения (кВт·ч)	1108	1055	1302	1304	1278
Электровооруженность труда (кВт ч)
Добыча полезных ископаемых	123 622	н/д	н/д	173 448	н/д
Обрабатывающие производства	17 908	н/д	н/д	33 232	н/д
Производство и распределение электроэнергии, газа и воды	38 446	н/д	н/д	51 577	н/д

На схеме 11 приведена динамика потребления электроэнергии на душу населения, проживающего на территории автономного округа, за период - годов.

Схема 11. Динамика потребления электроэнергии на душу населения за период 2008 - 2012 годов (кВт·ч)

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

Электросетевое хозяйство 110 кВ и выше автономного округа работает в составе синхронизированной части энергосистемы автономного округа *(10).

Основными эксплуатирующими организациями являются филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири (ЯНПМЭС), ОАО "Тюменьэнерго", а также крупные промышленные предприятия добычи и транспортировки полезных ископаемых и обрабатывающих производств.

Сводные данные по установленной мощности и количеству трансформаторов/автотрансформаторов (Т/АТ) ПС 110 кВ и выше представлены в таблице 16 с учетом номинального напряжения и эксплуатирующей организации.

Сводные данные по существующим ПС 110 кВ и выше синхронизированной части энергосистемы автономного округа

Таблица 16

Наименование показателя	Количество ПС (шт.)	Количество Т/АТ (шт.)	Мощность ПС (МВА)
1	2	3	4
Всего	162	336	12 236
По номинальному напряжению
500 кВ	3	15	4 007
220 кВ	11	25	2 607
110 кВ	146	296	5 622
По эксплуатирующим организациям
МЭС Западной Сибири	14	40	6 614
ОАО "Тюменьэнерго"	106	214	4 356
Промышленные предприятия	42	82	1 266

На схеме 12 приведена структура установленной мощности Т/АТ 110 кВ и выше по номинальному напряжению и эксплуатирующим организациям.

Схема 12. Структура установленной мощности Т/АТ 110 кВ и выше по номинальному напряжению (а) и эксплуатирующим организациям (б)

Сводные данные по количеству и протяженности ЛЭП 110 кВ и выше энергосистемы автономного округа приведены в таблице 17.

Сводные данные о количестве и протяженности ЛЭП 110 кВ и выше энергосистемы автономного округа

Таблица 17

Показатель	Количество ЛЭП (шт.)	Длина (км)
1	2	3
Всего	119	9 170
По номинальному напряжению
500 кВ (в том числе ЛЭП 220 кВ в габ. 500 кВ)	5	842
220 кВ	16	1 558
110 кВ	98	6 771
По эксплуатирующим организациям
МЭС Западной Сибири	21	2 399
ОАО "Тюменьэнерго"	83	5 748
Промышленные предприятия	15	1 023

На схеме 13 приведена структура ЛЭП 110 кВ и выше по протяженности по номинальному напряжению и эксплуатирующим организациям.

Схема 13. Структура ЛЭП 110 кВ и выше по протяженности по номинальному напряжению (а) и эксплуатирующим организациям (б)

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

Сведения о составе ПС 110 кВ и выше синхронизированной части энергосистемы автономного округа по состоянию на 01 января 2013 года

Таблица 18

N п/п	Наименование ПС	Uном (кВ)	Количество Т/АТ (шт.)		Мощность Т/АТ (МВА)	Суммарная мощность ПС (МВА)
1	2	3		4	5	6
Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири
1	ПС 500 кВ Холмогорская	500	3		501	1503
		220	3		125	375
2	ПС 500 кВ Муравленковская	500	1		501	501
		220	2		63	126
			1		125	125
3	ПС 500 кВ Тарко-Сале	500	2		501	1002
		220	3		125	375
Итого ПС 500 кВ			15			4007
1	ПС 220 кВ Янга-Яха	220	2		125	250
2	ПС 220 кВ Пуль-Яха	220	2		125	250
		110	2		40	80
3	ПС 220 кВ Аврора	220	2		100	200
4	ПС 220 кВ ГГПЗ	220	2		100	200
5	ПС 220 кВ Надым	220	2		125	250
6	ПС 220 кВ Правохеттинская	220	2		32	64
7	ПС 220 кВ Пангоды	220	1		63	63
			1		125	125
8	ПС 220 кВ Оленья	220	2		125	250
9	ПС 220 кВ Уренгой	220	2		125	250
10	ПС 220 кВ Вынгапур	220	3		125	375
11	ПС 220 кВ Мангазея	220	2		125	250
Итого ПС 220 кВ			25			2607
Итого Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Западной Сибири			40			6 614
ОАО "Тюменьэнерго"
1	ПС 110 кВ КНС-1	110	2		25	50
2	ПС 110 кВ Разряд	110	2		40	80
3	ПС 110 кВ Вышка	110	2		40	80
4	ПС 110 кВ НПС Холмогоры	110	2		40	80
5	ПС 110 кВ Карамовская	110	2		25	50
6	ПС 110 кВ Суторминская	110	2		16	32
7	ПС 110 кВ Крайняя	110	2		25	50
8	ПС 110 кВ КНС-9	110	2		25	50
9	ПС 110 кВ Летняя	110	2		25	50
10	ПС 110 кВ З. Ноябрьская	110	2		25	50
11	ПС 110 кВ Итурская	110	2		25	50
12	ПС 110 кВ Городская	110	2		25	50
13	ПС 110 кВ Владимирская	110	2		25	50
14	ПС 110 кВ Хрустальная	110	2		25	50
15	ПС 110 кВ Комплект	110	2		25	50
16	ПС 110 кВ Кедр	110	1		6,3	6,3
			1		10	10
17	ПС 110 кВ Ханупа	110	2		25	50
18	ПС 110 кВ Ударная	110	2		40	80
19	ПС 110 кВ Трудовая	110	2		40	80
20	ПС 110 кВ Стрела	110	2		25	50
21	ПС 110 кВ Геращенко	110	2		25	50
22	ПС 110 кВ Пяку-Пур	110	2		16	32
23	ПС 110 кВ Сугмутская	110	2		40	80
24	ПС 110 кВ Н. Пурпейская	110	2		40	80
25	ПС 110 кВ Жемчужина	110	2		25	50
26	ПС 110 кВ Курская	110	2		40	80
27	ПС 110 кВ Орловская	110	2		40	80
28	ПС 110 кВ Барсуковская	110	2		40	80
29	ПС 110 кВ Комсомольская	110	2		25	50
30	ПС 110 кВ УКПГ	110	2		6,3	12,6
31	ПС 110 кВ Мара-Яха	110	2		25	50
32	ПС 110 кВ Майская	110	2		25	50
33	ПС 110 кВ Ю. Харампурская	110	2		25	50
34	ПС 110 кВ Харампурская	110	2		25	50
35	ПС 110 кВ Тарасовская	110	2		25	50
36	ПС 110 кВ Светлая	110	2		16	32
37	ПС 110 кВ Сигнал	110	2		25	50
38	ПС 110 кВ Фортуна	110	2		25	50
39	ПС 110 кВ Победа	110	2		25	50
40	ПС 110 кВ Градиент	110	2		6,3	12,6
41	ПС 110 кВ Пурпейская	110	2		6,3	12,6
42	ПС 110 кВ Таланга	110	2		10	20
43	ПС 110 кВ Геолог	110	2		25	50
44	ПС 110 кВ Карьер	110	1		16	16
45	ПС 110 кВ Кирпичная	110	2		10	20
46	ПС 110 кВ Кристалл	110	2		10	20
47	ПС 110 кВ Губкинская	110	2		6,3	12,6
48	ПС 110 кВ Вынгаяхинская	110	2		25	50
49	ПС 110 кВ Новогодняя	110	2		25	50
50	ПС 110 кВ Еты-Пур	110	2		16	32
51	ПС 110 кВ Маяк	110	2		25	50
52	ПС 110 кВ Белоярская	110	2		16	32
53	ПС 110 кВ Амня	110	2		2,5	5
54	ПС 110 кВ Полноват	110	2		2,5	5
55	ПС 110 кВ Верхнеказымская	110	2		25	50
56	ПС 110 кВ Сорум	110	2		16	32
57	ПС 110 кВ Сосновская	110	2		25	50
58	ПС 110 кВ Приозерная	110	2		25	50
59	ПС 110 кВ Лонг-Юган	110	2		16	32
60	ПС 110 кВ Л. Хеттинская	110	2		25	50
61	ПС 110 кВ Морошка	110	2		25	50
62	ПС 110 кВ Старый Надым	110	2		6,3	12,6
63	ПС 110 кВ Береговая	110	2		40	80
64	ПС 110 кВ Голубика	110	2		16	32
65	ПС 110 кВ Хасырейская	110	2		25	50
66	ПС 110 кВ Ныда	110	2		16	32
67	ПС 110 кВ УГП-15	110	2		10	20
68	ПС 110 кВ Ямбург	110	2		25	50
69	ПС 110 кВ ЯГП-1	110	2		25	50
70	ПС 110 кВ ЯГП-1В	110	2		25	50
71	ПС 110 кВ ЯГП-5	110	2		10	20
72	ПС 110 кВ ЯГП-6	110	2		16	32
73	ПС 110 кВ ЯГП-7	110	2		10	20
74	ПС 110 кВ ЯГП-2	110	2		10	20
75	ПС 110 кВ ЯГП-3	110	2		10	20
76	ПС 110 кВ ЯГП-4	110	2		10	20
77	ПС 110 кВ Взлетная	110	2		2,5	5
78	ПС 110 кВ УГП-12	110	1		6,3	6,3
			1		10	10
79	ПС 110 кВ УГП-13	110	2		10	20
80	ПС 110 кВ Янтарная	110	2		40	80
81	ПС 110 кВ Погружная	110	2		25	50
82	ПС 110 кВ Песчаная	110	2		6,3	12,6
83	ПС 110 кВ Холод	110	1		10	10
			2		16	32
84	ПС 110 кВ Сварочная	110	1		6,3	6,3
85	ПС 110 кВ Звезда	110	2		16	32
86	ПС 110 кВ УГП-1А	110	2		16	32
87	ПС 110 кВ Фарафонтьевская	110	2		25	50
88	ПС 110 кВ Новоуренгойская	110	2		40	80
89	ПС 110 кВ Варенга-Яха	110	2		40	80
90	ПС 110 кВ Водозабор	110	2		16	32
91	ПС 110 кВ Опорная	110	2		16	32
92	ПС 110 кВ Ева-Яха	110	2		25	50
93	ПС 110 кВ Ямал	110	2		25	50
94	ПС 110 кВ УГП-2В	110	2		25	50
95	ПС 110 кВ УГП-2	110	2		10	20
96	ПС 110 кВ УГП-3	110	2		6,3	12,6
97	ПС 110 кВ УГП-4	110	1		10	10
			1		6,3	6,3
98	ПС 110 кВ УГП-5	110	2		6,3	12,6
99	ПС 110 кВ УГП-5В	110	2		16	32
100	ПС 110 кВ Буран	110	2		6,3	12,6
101	ПС 110 кВ УГП-7	110	2		6,3	12,6
102	ПС 110 кВ УГП-8	110	2		6,3	12,6
103	ПС 110 кВ Ужгородская	110	2		25	50
104	ПС 110 кВ УГП-9	110	2		6,3	12,6
105	ПС 110 кВ УГП-10	110	2		6,3	12,6
106	ПС 110 кВ Табъяха	110	2		2,5	5
107	ПС 110 кВ УГТЭС-72	110	1		25	25
			2		32	64
Итого ОАО "Тюменьэнерго"			214			4 356
Электросетевые объекты промышленных предприятий
1	ПС 110 кВ ГКС Холмогорская	110	2		1Т: 16	26
					2Т: 10
2	ПС 110 кВ Ноябрьская	110	2		16	32
3	ПС 110 кВ Адмиральская	110	2		25	50
4	ПС 110 кВ Спорышевская	110	2		40	80
5	ПС 110 кВ Ханымей	110	2		2,5	5
6	ПС 110 кВ Нуриевская	110	2		25	50
7	ПС 110 кВ Звездная	110	2		40	80
8	ПС 110 кВ Ямальская	110	2		40	80
9	ПС 110 кВ НПС Пур-Пе	110	2		25	50
10	ПС 110 кВ Пурпе	110	2		16	32
11	ПС 110 кВ Айваседопур	110	2		10	20
12	ПС 110 кВ Снежная	110	2		25	50
13	ПС 110 кВ Пуровский ЗПК	110	2		10	20
14	ПС 110 кВ Пур	110	2		10	20
15	ПС 110 кВ Районная	110	2		10	20
16	ПС 110 кВ ЯГП-3В	110	2		6,3	12,6
17	ПС 110 кВ ЯГП-2В	110	2		10	20
18	ПС 110 кВ Юрхарово	110	2		40	80
19	ПС 110 кВ ЯГП-9	110	1		10	10
20	ПС 110 кВ Базовая	110	2		16	32
21	ПС 110 кВ ПГП-2	110	2		2,5	5
22	ПС 110 кВ ПГП-3	110	2		2,5	5
23	ПС 110 кВ ПГП-1	110	2		2,5	5
24	ПС 110 кВ ПГП-4	110	2		2,5	5
25	ПС 110 кВ ПГП-5	110	2		2,5	5
26	ПС 110 кВ ПГП-6	110	2		2,5	5
27	ПС 110 кВ ПГП-7	110	2		2,5	5
28	ПС 110 кВ ПГП-8	110	2		2,5	5
29	ПС 110 кВ ПГП-9	110	2		6,3	12,6
30	ПС 110 кВ ГКС	110	2		10	20
31	ПС 110 кВ Песцовая	110	1		16	16
32	ПС 110 кВ Буровик	110	2		6,3	12,6
33	ПС 110 кВ Хорошуновская	110	2		25	50
34	ПС 110 кВ Ярайнерская	110	2		40	80
35	ПС 110 кВ НПС-2 Промежуточная	110	2		25	50
36	ПС 110 кВ Строительная	110	2		6,3	12,6
37	ПС 110 кВ Промплощадка	110	2		25	50
38	ПС 110 кВ Головная	110	2		25	50
39	ПС 110 кВ Глубокая	110	2		10	20
40	ПС 110 кВ Тихая	110	2		25	50
41	ПС 110 кВ Юность	110	2		10	20
42	КС-0	110	2		6,3	12,6
Итого ПС промышленных предприятий			82			1 266
Итого ПС 110 кВ			296			5 622
Итого			336			12 236

Сведения о составе ЛЭП 110 кВ и выше синхронизированной части энергосистемы автономного округа по состоянию на 01 января 2013 года

Таблица 19

N	Наименование ЛЭП	Участки ЛЭП	Число цепей (шт.)	Длина цепи (км)	Длина (км)	Марка провода	Эксплуатирующая организация
1	2	3	4	5	6	7	8
1	ВЛ 500 кВ Холмогорская - Муравленковская		1	104,4	104,4	3хАС-300	МЭС Западной Сибири
2	ВЛ 500 кВ Холмогорская - Тарко-Сале		1	187,5	187,5	3хАС-300	МЭС Западной Сибири
3	ВЛ 500 кВ Муравленковская - Тарко-Сале		1	107,7	107,7	3хАС-300	МЭС Западной Сибири
Итого в одноцепном исчислении 500 кВ					400
1	ВЛ 220 кВ Холмогорская - Аврора		1	95,1	95,1	АС-240, АС-300	МЭС Западной Сибири
2	ВЛ 220 кВ Холмогорская - Вынгапур		1	132,0	132,0	АС-300	МЭС Западной Сибири
3	ВЛ 220 кВ Холмогорская - Пуль-Яха		1	94,3	94,3	АС-240	МЭС Западной Сибири
4	ВЛ 220 кВ Холмогорская - Янга-Яха		1	62,3	62,3	АС-300	МЭС Западной Сибири
5	ВЛ 220 кВ Муравленковская - Аврора		1	38,8	38,8	АС-240	МЭС Западной Сибири
6	ВЛ 220 кВ Муравленковская - Надым (габ. 500 кВ)		1	185,3	185,3	АС-400, 3хАС-300	МЭС Западной Сибири
7	ВЛ 220 кВ Муравленковская - Пуль-Яха		1	51,8	51,8	АС-240	МЭС Западной Сибири
8	ВЛ 220 кВ Муравленковская - Тарко-Сале		1	102,9	102,9	АС-240	МЭС Западной Сибири
9	ВЛ 220 кВ Пангоды - Надым	отп. П. Хеттинская - Надым	1	29,9	29,9	АС-240	МЭС Западной Сибири
		Пангоды - отп. П. Хеттинская	1	58,0	58,0	АС-240	МЭС Западной Сибири
		отп. П. Хеттинская - П. Хеттинская	1	7,0	7,0	АС-240	МЭС Западной Сибири
10	ВЛ 220 кВ Тарко-Сале - ГГПЗ-1, 2		2	2,1	4,2	АС-240	МЭС Западной Сибири
11	ВЛ 220 кВ Уренгой - Надым	отп. П. Хеттинская - Надым	1	29,9	29,9	АС-240	МЭС Западной Сибири
		Уренгой - отп. П. Хеттинская	1	176,0	176,0	АС-240	МЭС Западной Сибири
		отп. П. Хеттинская - П. Хеттинская	1	7,0	7,0	АС-240	МЭС Западной Сибири
12	ВЛ 220 кВ Уренгой - Оленья-1, 2		2	114,7	229,4	АС-240, АС-400	МЭС Западной Сибири
13	ВЛ 220 кВ Уренгой - Пангоды		1	111,0	111,0	АС-240	МЭС Западной Сибири
14	ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Мангазея-1, 2		2	213,7	427,4	АС-240, АС-500	МЭС Западной Сибири
15	ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Уренгой-1		1	80,9	80,9	АС-400	МЭС Западной Сибири
16	ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Уренгой-2, 3		2	73,7	147,4	АС-400	МЭС Западной Сибири
17	ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале (габ. 500 кВ)		1	256,8	256,8	АС-400, 3хАС-330	МЭС Западной Сибири
18	ВЛ 220 кВ Янга-Яха - Вынгапур		1	76,6	76,6	АС-300	МЭС Западной Сибири
Итого в одноцепном исчислении 220 кВ					2 000
1	ВЛ 110 кВ Базовая - ПГП-9-1, 2	Базовая - ПГП-2	2	12,1	24,2	АС-120, АС-95	промышленные предприятия
		ПГП-2 - ПГП-3	2	7,5	15,0	АС-120	промышленные предприятия
		ПГП-3 - ПГП-1	2	8,1	16,2	АС-120, АС-95	промышленные предприятия
		ПГП-1 - ПГП-4	2	7,6	15,2	АС-120, АС-95	промышленные предприятия
		ПГП-4 - ПГП-5	2	15,7	31,4	АС-120, АС-95	промышленные предприятия
		ПГП-5 - ПГП-6	2	8,6	17,2	АС-95	промышленные предприятия
		ПГП-6 - ПГП-7	2	8,2	16,4	АС-120	промышленные предприятия
		ПГП-7 - ПГП-8	2	5,8	11,6	АС-120	промышленные предприятия
		ПГП-8 - Ныда	2	25,5	51,0	АС-120, АС-95	промышленные предприятия
		Ныда - ПГП-9	2	24,7	49,4	АС-120	промышленные предприятия
2	ВЛ 110 кВ Белоярская - Амня		1	27,9	27,9	АС-95	промышленные предприятия
3	ВЛ 110 кВ Белоярская - Октябрьская с отп. на Перегребное	Белоярская - отп. Бобровская	1	37,7	37,7	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Бобровская - Бобровская	1	34,7	34,7	АС-95	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Бобровская - отп. Перегребное	1	68,9	68,9	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Перегребное - Октябрьская	1	61,1	61,1	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Перегребное - Перегребное	1	19,1	19,1	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
4	ВЛ 110 кВ Белоярская - Полноват-1, 2		2	54,2	108,4	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
5	ВЛ 110 кВ Белоярская - Шеркалы	Белоярская - отп. Бобровская	1	34,7	34,7	АС-95	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Бобровская - Бобровская	1	37,7	37,7	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Бобровская - отп. Перегребное	1	68,9	68,9	АС-95	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Перегребное - Перегребное	1	19,1	19,1	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Перегребное - Шеркалы	1	54,0	54,0	АС-95, АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
6	ВЛ 110 кВ Буран - Табъяха	Буран - УГП-7	1	7,9	7,9	АС-120, АС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
		УГП-7 - УГП-8	1	8,6	8,6	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		УГП-8 - Ужгородская	1	11,0	11,0	АС-120, АС-95	ОАО "Тюменьэнерго"
		Ужгородская - УГП-9	1	5,4	5,4	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		УГП-9 - УГП-10	1	8,7	8,7	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		УГП-10 - Табъяха	1	31,0	31,0	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
7	ВЛ 110 кВ Буран - УГП-10	Буран - УГП-7	1	8,4	8,4	АС-120, АС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
		УГП-7 - УГП-8	1	7,9	7,9	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		УГП-8 - Ужгородская	1	11,2	11,2	АС-120, АС-95	ОАО "Тюменьэнерго"
		Ужгородская - УГП-9	1	4,5	4,5	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		УГП-9 - УГП-10	1	8,5	8,5	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
8	ВЛ 110 кВ В. Казым - Белоярская		1	88,6	88,6	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
9	ВЛ 110 кВ Вынгапур - Маяк		1	51,7	51,7	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
10	ВЛ 110 кВ Вынгапур - Новогодняя		1	51,6	51,6	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
11	ВЛ 110 кВ Вынгапур - НПС-2 Промежуточная-1, 2		2	11,2	22,4	АС-120	промышленные предприятия
12	ВЛ 110 кВ Вынгапур - Песчаная-1, 2	Вынгапур - отп. Погружная	2	15,1	30,1	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Погружная - Песчаная	2	5,3	10,7	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
13	ВЛ 110 кВ Вынгапур - Янтарная-1, 2		2	0,2	0,3	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
14	ВЛ 110 кВ Вынгапур - Ярайнерская-1, 2	Вынгапур - отп. Хорошуновская	2	0,7	1,3	АС-120	промышленные предприятия
		отп. Хорошуновская - Ярайнерская	2	51,6	103,2	АС-120	промышленные предприятия
		отп. Хорошуновская - Хорошуновская	2	15,4	30,8	АС-120	промышленные предприятия
15	ВЛ 110 кВ Геращенко - Пяку-Пур-1, 2		2	30,6	61,3	АС-120, АС-95	ОАО "Тюменьэнерго"
16	ВЛ 110 кВ КГТЭС - Белоярская		2	23,4	46,8	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
17	ВЛ 110 кВ Кедр - Губкинская	Губкинская - отп. Ханымей	1	37,3	37,3	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Ханымей - Кедр	1	0,2	0,2	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
18	ВЛ 110 кВ Кирпичная - Градиент	Кирпичная - отп. Айваседопур	1	1,9	1,9	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Айваседопур - отп. Таланга	1	18,2	18,2	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Таланга - Таланга	1	4,5	4,5	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Таланга - Градиент	1	45,9	45,9	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
19	ВЛ 110 кВ Кирпичная - Кристалл-1	Кирпичная - отп. Геолог	1	7,7	7,7	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Геолог - Геолог	1	2,0	2,0	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Геолог - Кристалл (отп. Карьер)	1	21,9	21,9	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Карьер - Карьер	1	17,3	17,3	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
20	ВЛ 110 кВ Кирпичная - Кристалл-2	Кирпичная - отп. Геолог	1	7,7	7,7	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Геолог - Геолог	1	2,0	2,0	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Геолог - Кристалл	1	21,9	21,9	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
21	ВЛ 110 кВ Кирпичная - Пуровский ЗПК		1	20,2	20,2	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
22	ВЛ 110 кВ Кирпичная - Пур	Кирпичная - отп. Пуровский ЗПК	1	22,1	22,1	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Пуровский ЗПК - Пур	1	19,2	19,2	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Пуровский ЗПК - Пуровский ЗПК	1	0,3	0,3	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
23	ВЛ 110 кВ Кирпичная - Пурпейская		1	57,5	57,5	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
24	ВЛ 110 кВ Кирпичная - Таланга	Кирпичная - отп. Айваседопур	1	0,8	0,8	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Айваседопур - Таланга	1	24,0	24,0	АС-120, АС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
25	ВЛ 110 кВ Левохеттинская - Лонг-Юган	уч. Л. Хеттинская - отп. Приозерная	1	119,7	119,7	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Приозерная - Приозерная	1	69,9	69,9	АС-95	ОАО "Тюменьэнерго"
26	ВЛ 110 кВ Муравленковская - Геращенко		1	7,9	7,9	АС-120, АС-95	ОАО "Тюменьэнерго"
27	ВЛ 110 кВ Муравленковская - Орловская-1, 2	Муравленковская - отп. Курская	2	0,1	0,1	АС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Курская - Курская	2	0,7	1,4	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Курская - Орловская	2	10,4	20,9	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
28	ВЛ 110 кВ Муравленковская - СП Барсуковский-1, 2	Муравленковская - Н. Пурпейская	2	43,9	87,8	АС-240, АС-185, АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		Н. Пурпейская - Барсуковская	2	19,3	38,6	АС-95, АС-185	ОАО "Тюменьэнерго"
		Барсуковская - СП Барсуковский	2	0,5	1,0	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
29	ВЛ 110 кВ Муравленковская - Звездная	Муравленковская - отп. Жемчужина	1	34,1	34,1	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Жемчужина - Жемчужина	1	0,3	0,3	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Жемчужина - отп. Сугмутская	1	41,1	41,1	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Сугмутская - Сугмутская	1	0,1	0,1	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Сугмутская - Звездная	1	22,1	22,1	АС-120	промышленные предприятия
30	ВЛ 110 кВ Муравленковская - Стрела		1	28,4	28,4	АС-95, АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
31	ВЛ 110 кВ Муравленковская - Сугмутская	Муравленковская - отп. Жемчужина	1	34,1	34,1	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Жемчужина - Жемчужина	1	0,4	0,4	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Жемчужина - Сугмутская	1	41,1	41,1	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
32	ВЛ 110 кВ Надым - Береговая	Надым - КС-0	1	0,3	0,3	АС-120	промышленные предприятия
		КС-0 - отп. Ст. Надым	1	49,1	49,1	АС-120, АС-95	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Ст. Надым - Ст. Надым	1	6,1	6,1	АС-95	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Ст. Надым - Береговая	1	2,1	2,1	АС-95	ОАО "Тюменьэнерго"
33	ВЛ 110 кВ Надым - Бугульник	Надым - Голубика	1	47,4	47,4	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		Голубика - Морошка	1	1,1	1,1	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
34	ВЛ 110 кВ Надым - Левохеттинская		1	97,4	97,4	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
35	ВЛ 110 кВ Надым - Лонг-Юган - Сорум	Надым - отп. Приозерная (габ. 220 кВ)	1	152,8	152,8	АС-240	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Приозерная - Лонг-Юган	1	32,2	32,2	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Приозерная - Приозерная	1	35,1	35,1	АС-95	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Приозерная - Оп. 234	1	45,4	45,4	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		Оп. 234 - Сорум	1	41,7	41,7	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		Сорум - Сосновская-1	1	34,7	34,7	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
36	ВЛ 110 кВ Надым - Морошка	Надым - отп. КС-0	1	0,3	0,3	АС-120	промышленные предприятия
		отп. КС-0 - отп. Голубика	1	40,0	40,0	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Голубика - Голубика	1	0,4	0,4	АС-95	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Голубика - Морошка	1	1,1	1,1	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		Морошка - отп. Ст. Надым	1	8,0	8,0	АС-95	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Ст. Надым - Береговая	1	2,1	2,1	АС-95	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Ст. Надым - Ст. Надым	1	6,1	6,1	АС-95	ОАО "Тюменьэнерго"
37	ВЛ 110 кВ Новогодняя - Губкинская-1, 2	Новогодняя - отп. Вынгаяхинская	2	52,3	104,6	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Вынгаяхинская - Вынгаяхинская	2	8,8	17,6	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Вынгаяхинская - Губкинская	2	6,1	12,3	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
38	ВЛ 110 кВ Новогодняя - Еты-Пур-1, 2	Новогодняя - отп. Снежная	2	58,5	117,0	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Снежная - Снежная	2	44,7	89,4	АС-120	промышленные предприятия
		отп. Снежная - Еты-Пур	2	2,4	4,8	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
39	ВЛ 110 кВ Новогодняя - Маяк		1	3,3	3,3	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
40	ВЛ 110 кВ НПГЭ - Владимирская	НПГЭ - отп. Адмиральская - Адмиральская	1	0,6	0,6	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Адмиральская - Владимирская	1	7,1	7,1	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
41	ВЛ 110 кВ НПГЭ - Городская	НПГЭ - отп. Ноябрьская	1	4,2	4,2	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Ноябрьская - Городская	1	6,4	6,4	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Ноябрьская - Ноябрьская	1	7,2	7,2	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
42	ВЛ 110 кВ НПГЭ - Летняя	НПГЭ - отп. Адмиральская - Адмиральская	1	0,6	0,6	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Адмиральская - Летняя	1	8,0	8,0	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
43	ВЛ 110 кВ НПГЭ - Янга-Яха	НПГЭ - отп. З. Ноябрьская	1	7,4	7,4	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. З. Ноябрьская - З. Ноябрьская	1	35,8	35,8	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. З. Ноябрьская - Янга-Яха	1	7,4	7,4	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		З. Ноябрьская - Итурская	1	13,5	13,5	АС-120	промышленные предприятия
44	ВЛ 110 кВ Оленья - Песцовая		1	47,0	47,0	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
45	ВЛ 110 кВ Оленья - УГП-13-1, 2	Оленья - отп. УГП-12	2	7,3	14,6	АС-95	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. УГП-12 - УГП-12	2	2,9	5,8	АС-95	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. УГП-12 - УГП-13	2	10,2	20,4	АС-95	ОАО "Тюменьэнерго"
46	ВЛ 110 кВ Оленья - Ямбург-1, 2	Оленья - отп. УГП-15	2	46,0	92,0	АС-240	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. УГП-15 - УГП-15	2	22,3	44,6	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		УГП-15 - Ямбург	2	61,0	122,0	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		УГП-15 - Юрхарово	2	45,0	90,0	АС-120	промышленные предприятия
47	ВЛ 110 кВ Пангоды - Базовая-1, 2	Пангоды - отп. ГКС	2	2,3	4,6	2хАС-95	промышленные предприятия
		отп. ГКС - ГКС	2	0,3	0,6	2хАС-95	промышленные предприятия
		отп. ГКС - Базовая	2	8,4	16,8	2хАС-95	промышленные предприятия
48	ВЛ 110 кВ Пангоды - Хасырейская-1, 2		2	27,0	54,0	АС-95	ОАО "Тюменьэнерго"
49	ВЛ 110 кВ ПП Комсомольский - Ямальская-1, 2		2	1,4	2,8	АС-120	промышленные предприятия
50	ВЛ 110 кВ ПП Северный - Светлая	ПП Северный - отп. Тарасовская	1	3,0	3,0	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Тарасовская - Светлая	1	29,5	29,5	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Тарасовская - Тарасовская	1	0,7	0,7	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
51	ВЛ 110 кВ ПП Северный - Харампурская-1, 2	ПП Северный - отп. Мара-Яха	2	2,5	5,0	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Мара-Яха - Мара-Яха	2	13,7	27,5	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Мара-Яха - отп. Майская	2	31,4	62,8	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Майская - Майская	2	5,2	10,5	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Майская - отп. Ю. Харампурская	2	74,3	148,6	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Ю. Харампурская - Ю. Харампурская	2	32,2	64,4	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Ю. Харампурская - Харампурская	2	14,5	29,1	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
52	ВЛ 110 кВ Пуль-Яха - Геращенко	Пуль-Яха - отп. Ханупа	1	12,6	12,6	АС-95	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Ханупа - Ханупа	1	5,1	5,1	АС-95	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Ханупа - Геращенко	1	25,6	25,6	АС-95	ОАО "Тюменьэнерго"
53	ВЛ 110 кВ Пуль-Яха - Звездная	Пуль-Яха - отп. Ударная	1	0,3	0,3	АС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Ударная - отп. Ударная	1	0,8	0,8	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Ударная - отп. Трудовая	1	9,7	9,7	АС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Трудовая - Трудовая	1	0,4	0,4	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Трудовая - Нуриевская	1	74,3	74,3	АС-120, АС-150	промышленные предприятия
		Нуриевская - Звездная	1	6,1	6,1	АС-120	промышленные предприятия
54	ВЛ 110 кВ Пуль-Яха - Крайняя	Пуль-Яха - отп. КНС-9	1	7,4	7,4	АЖ-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. КНС-9 - КНС-9	1	2,6	2,6	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. КНС-9 - Крайняя	1	25,4	25,4	АЖ-120	ОАО "Тюменьэнерго"
55	ВЛ 110 кВ Пуль-Яха - Нуриевская	Пуль-Яха - отп. Ударная	1	0,3	0,3	АС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Ударная - отп. Ударная	1	0,8	0,8	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Ударная - отп. Трудовая	1	9,7	9,7	АС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Трудовая - Трудовая	1	0,4	0,4	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Трудовая - Нуриевская	1	74,3	74,3	АС-120, АС-150	промышленные предприятия
56	ВЛ 110 кВ Пуль-Яха - Стрела	Пуль-Яха - отп. Ханупа	1	12,6	12,6	АС-95	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Ханупа - Ханупа	1	5,1	5,1	АС-95	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Ханупа - Стрела	1	5,5	5,5	АС-95	ОАО "Тюменьэнерго"
57	ВЛ 110 кВ Сорум - В. Казым	Сорум - В. Казым	1	123,1	123,1	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		Сорум - Сосновская-2	1	34,7	34,7	АС-95	ОАО "Тюменьэнерго"
58	ВЛ 110 кВ СП Барсуковский - ПП Комсомольский-1, 2		2	31,7	63,4	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
59	ВЛ 110 кВ Табъяха - Оленья		1	27,1	27,1	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
60	ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - Градиент	Тарко-Сале - отп. Победа	1	16,4	16,4	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Победа - Победа	1	0,2	0,2	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Победа - Градиент	1	10,6	10,6	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
61	ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - НПС Пур-Пе-1, 2		2	16,7	33,4	АС-120	промышленные предприятия
62	ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - ПП Комсомольский-1,2	Тарко-Сале - отп. УКПГ	2	15,3	30,5	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. УКПГ - УКПГ	2	0,4	0,7	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. УКПГ - отп. Комсомольская	2	3,6	7,1	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Комсомольская - Комсомольская	2	1,4	2,7	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Комсомольская - ПП Комсомольский	2	37,0	74,0	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
63	ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - ПП Северный	Тарко-Сале - отп. Фортуна	1	3,0	3,0	АС-240	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Фортуна - Фортуна	1	0,8	0,8	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Фортуна - Сигнал	1	1,4	1,4	АС-120, АС-240	ОАО "Тюменьэнерго"
		Сигнал - отп. Тарасовская	1	56,6	56,6	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Тарасовская - Тарасовская	1	0,7	0,7	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Тарасовская - ПП Северный	1	3,0	3,0	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
64	ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - ПП Северный (габ. 220 кВ)-1, 2		2	71,5	142,9	АС-120, АС-240	ОАО "Тюменьэнерго"
65	ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - Пурпейская	Тарко-Сале - отп. Победа	1	16,7	16,7	АС-120, АС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Победа - Победа	1	0,2	0,2	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Победа - отп. Пур-Пе	1	12,0	12,0	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Пур-Пе - Пур-Пе	1	0,3	0,3	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Пур-Пе - Пурпейская	1	18,5	18,5	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
66	ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - Светлая	Тарко-Сале - отп. Пур-Пе	1	15,3	15,3	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Пур-Пе - Пур-Пе	1	0,4	0,4	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Пур-Пе - Светлая	1	17,8	17,8	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
67	ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - Сигнал	Тарко-Сале - отп. Фортуна	1	3,0	3,0	АС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Фортуна - Фортуна - Сигнал	1	0,8	0,8	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
68	ВЛ 110 кВ УГП-2В - Буран	УГП-2В - отп. УГП-2 - УГП-2	1	0,3	0,3	АС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. УГП-2 - отп. УГП-3	1	9,9	9,9	АС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. УГП-3 - УГП-3	1	0,3	0,3	АС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. УГП-3 - отп. УГП-4	1	8,3	8,3	АС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. УГП-4 - УГП-4	1	3,3	3,3	АС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. УГП-4 - отп. УГП-5	1	6,0	6,0	АС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. УГП-5 - УГП-5	1	0,6	0,6	АС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. УГП-5 - Буран	1	10,1	10,1	АС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
69	ВЛ 110 кВ УГП-5В - Буран		1	10,6	10,6	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
70	ВЛ 110 кВ Уренгой - Варенга-Яха-1	Уренгой - отп. Новоуренгойская	1	4,0	4,0	2хАС-185	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Новоуренгойская - Новоуренгойская	1	0,7	0,7	2хАС-185	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Новоуренгойская - Варенга-Яха	1	3,4	3,4	2хАС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
71	ВЛ 110 кВ Уренгой - Варенга-Яха-2	Уренгой - отп. Опорная - отп. Ямал	1	0,8	0,8	2хАС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Опорная - отп. Новоуренгойская	1	4,0	4,0	2хАС-185	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Новоуренгойская - Новоуренгойская	1	0,7	0,7	2хАС-185	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Ямал - Ева-Яха	1	6,4	6,4	2хАС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Ямал - Опорная	1	0,7	0,7	2хАС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Ямал - Ямал	1	1,1	1,1	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Новоуренгойская - Варенга-Яха	1	3,4	3,4	2хАС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
72	ВЛ 110 кВ Уренгой - ПП Лимбя-Яха-1,2	Уренгой - отп. Фарафонтьевская	2	20,3	40,6	АС-120, АС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Фарафонтьевская - Фарафонтьевская	2	7,5	15,0	АС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Фарафонтьевская - отп. Строительная	2	13,2	26,4	АС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Строительная - Строительная	2	1,1	2,2	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Строительная - отп. Головная	2	32,8	65,6	АС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Головная - отп. Промплощадка	2	0,1	0,2	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Головная - Головная	2	0,1	0,2	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Промплощадка - Промплощадка	2	3,8	7,6	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Головная - отп. Глубокая	2	10,4	20,8	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Глубокая - Глубокая	2	3,6	7,2	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Глубокая - отп. Тихая	2	4,4	8,8	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Тихая - Тихая	2	2,3	4,6	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Тихая - Юность	2	10,9	21,8	АС-95	ОАО "Тюменьэнерго"
73	ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-1А-1	Уренгой - отп. Холод	1	2,1	2,1	2хАС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Холод - Холод	1	1,8	1,8	2хАЖ-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Холод - Сварочная	1	2,5	2,5	2хАЖ-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Холод - отп. Звезда	1	5,5	5,5	2хАЖ-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Звезда - Звезда	1	0,5	0,5	2хАЖ-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Звезда - УГП-1А	1	11,0	11,0	2хАЖ-120	ОАО "Тюменьэнерго"
74	ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-1А-2	Уренгой - отп. Холод	1	2,1	2,1	2хАС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Холод - Холод	1	1,8	1,8	2хАЖ-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Холод - отп. Звезда	1	5,5	5,5	2хАЖ-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Звезда - Звезда	1	0,5	0,5	2хАЖ-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Звезда - УГП-1А	1	11,0	11,0	2хАЖ-120	ОАО "Тюменьэнерго"
75	ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-2В	Уренгой - отп. Буровик	1	2,8	2,8	АС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Буровик - УГП-2В	1	6,1	6,1	АС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
76	ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-5В	Уренгой - отп. Опорная	1	0,3	0,3	АС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Опорная - Буровик	1	2,6	2,6	АС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Опорная - отп. Ямал	1	0,8	0,8	2хАС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Ямал - Ева-Яха	1	6,4	6,4	2хАС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Ямал - Ямал	1	1,1	1,1	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Ямал - Опорная	1	0,7	0,7	2хАС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
		Буровик - отп. УГП-2	1	8,6	8,6	АС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. УГП-2 - УГП-2	1	1,4	1,4	АС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. УГП-2 - отп. УГП-3	1	8,6	8,6	АС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. УГП-3 - УГП-3	1	0,3	0,3	АС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. УГП-3 - отп. УГП-4	1	8,3	8,3	АС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. УГП-4 - УГП-4	1	3,3	3,3	АС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. УГП-4 - отп. УГП-5 - УГП-5В	1	6,0	6,0	АС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. УГП-5 - УГП-5	1	0,6	0,6	АС-150	ОАО "Тюменьэнерго"
77	ВЛ 110 кВ Уренгой - УГТЭС-72		3	1,9	5,7	АС-95	ОАО "Тюменьэнерго"
78	ВЛ 110 кВ Холмогорская - НПГЭ-1	Холмогорская - отп. Ноябрьская	1	37,6	37,6	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Ноябрьская - Ноябрьская	1	4,9	4,9	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Ноябрьская - НПГЭ	1	12,4	12,4	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
79	ВЛ 110 кВ Холмогорская - Пуль-Яха	Холмогорская - отп. Карамовская	1	14,2	14,2	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Карамовская - Карамовская	1	0,2	0,2	АС-95	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Карамовская - отп. Сутормин	1	41,1	41,1	АС-120, АС-95	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Сутормин - Сутормин	1	3,8	3,8	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Сутормин - отп. КНС-9	1	17,1	17,1	АЖ-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. КНС-9 - КНС-9	1	2,6	2,6	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. КНС-9 - Пуль-Яха	1	7,4	7,4	АЖ-120	ОАО "Тюменьэнерго"
80	ВЛ 110 кВ Холмогорская - Вышка-1, 2		2	38,5	77,1	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
81	ВЛ 110 кВ Холмогорская - Крайняя	Холмогорская - отп. НПС Холмогоры	1	2,0	2,0	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. НПС Холмогоры - НПС Холмогоры	1	1,2	1,2	АС-95	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. НПС Холмогоры - отп. Карамовская	1	12,2	12,2	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Карамовская - Карамовская	1	0,2	0,2	АС-95	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Карамовская - отп. Сутормин	1	41,1	41,1	АС-120, АС-95	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Сутормин - Сутормин	1	3,9	3,9	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. Сутормин - Крайняя	1	20,4	20,4	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
82	ВЛ 110 кВ Холмогорская - НПГЭ-2		1	50,4	50,4	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
83	ВЛ 110 кВ Холмогорская - НПС Холмогоры		1	3,6	3,6	АС-95	ОАО "Тюменьэнерго"
84	ВЛ 110 кВ Холмогорская - Разряд-1,2	Холмогорская - отп. ГКС Холмогорская	2	1,9	3,8	АС-95	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. ГКС Холмогорская - ГКС Холмогорская	2	2,3	4,5	АС-95	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. ГКС Холмогорская - отп. КНС-1	2	16,0	32,0	АС-95	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. КНС-1 - КНС-1	2	1,7	3,5	АС-95	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. КНС-1 - Разряд	2	11,4	22,7	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
85	ВЛ 110 кВ ЯГП-1В - ЯГТЭС	ЯГП-1В - отп. ЯГП-2В	1	5,1	5,1	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. ЯГП-2В - ЯГП-2В	1	18,7	18,7	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. ЯГП-2В - ЯГТЭС	1	46,9	46,9	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
86	ВЛ 110 кВ ЯГП-6 - ЯГТЭС	ЯГП-6 - отп. ЯГП-6	1	3,1	3,1	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. ЯГП-6 - отп. ЯГП-5	1	11,3	11,3	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. ЯГП-6 - ЯГП-7	1	16,3	16,3	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. ЯГП-5 - ЯГП-5	1	2,0	2,0	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. ЯГП-5 - отп. ЯГП-2	1	24,1	24,1	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. ЯГП-2 - ЯГП-2	1	2,4	2,4	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. ЯГП-2 - отп. ЯГП-3В	1	6,4	6,4	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. ЯГП-3В - ЯГП-3В	1	8,4	8,4	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. ЯГП-3В - отп. ЯГП-3	1	8,2	8,2	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. ЯГП-3 - ЯГП-3	1	4,2	4,2	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. ЯГП-3 - ЯГП-4	1	9,8	9,8	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. ЯГП-2 - ЯГТЭС	1	19,2	19,2	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
87	ВЛ 110 кВ ЯГТЭС - Взлетная-1, 2		2	12,6	25,2	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
88	ВЛ 110 кВ Ямбург - ЯГП-1		1	0,8	0,8	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
89	ВЛ 110 кВ Ямбург - ЯГП-1В	Ямбург - отп. ЯГП-1 - ЯГП-1	1	0,8	0,8	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. ЯГП-1 - отп. ЯГП-2В	1	12,3	12,3	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. ЯГП-2В - ЯГП-2В	1	18,7	18,7	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. ЯГП-2В - ЯГП-1В	1	5,3	5,3	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
90	ВЛ 110 кВ Ямбург - ЯГП-6	Ямбург - отп. ЯГП-5	1	15,3	15,3	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. ЯГП-5 - ЯГП-5	1	2,0	2,0	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. ЯГП-5 - отп. ЯГП-7	1	11,3	11,3	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. ЯГП-7 - ЯГП-7	1	16,3	16,3	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. ЯГП-7 - ЯГП-6	1	3,1	3,1	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
91	ВЛ 110 кВ Ямбург - ЯГП-9		1	100,0	100,0	АС-120	промышленные предприятия
92	ВЛ 110 кВ Ямбург - ЯГТЭС	Ямбург - отп. ЯГП-2	1	14,2	14,2	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. ЯГП-2 - ЯГП-2	1	2,4	2,4	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. ЯГП-2 - отп. ЯГП-3В	1	6,4	6,4	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. ЯГП-3В - ЯГП-3В	1	8,4	8,4	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. ЯГП-3В - отп. ЯГП-3	1	8,2	8,2	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. ЯГП-3 - ЯГП-3	1	4,2	4,2	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. ЯГП-3 - ЯГП-4	1	9,8	9,8	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. ЯГП-2 - ЯГТЭС	1	19,2	19,2	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
93	ВЛ 110 кВ Янга-Яха - Владимирская	Янга-Яха - отп. З. Ноябрьская	1	7,4	7,4	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		отп. З. Ноябрьская - З. Ноябрьская	1	35,8	35,8	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
		З. Ноябрьская - Итурская	1	13,5	13,5	АС-120	промышленные предприятия
		отп. З. Ноябрьская - Владимирская	1	7,4	7,4	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
94	ВЛ 110 кВ Янга-Яха - Городская		1	4,5	4,5	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
95	ВЛ 110 кВ Янга-Яха - Кедр		1	67,0	67,0	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
96	ВЛ 110 кВ Янга-Яха - Комплект-1,2		2	12,8	25,7	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
97	ВЛ 110 кВ Янга-Яха - Летняя		1	9,9	9,9	АС-120	ОАО "Тюменьэнерго"
98	ВЛ 110 кВ Янга-Яха - Спорышевская-1, 2	Янга-Яха - отп. Хрустальная	2	6,4	12,9	АС-120	промышленные предприятия
		отп. Хрустальная - Хрустальная	2	11,7	23,3	АС-120	промышленные предприятия
		отп. Хрустальная - Спорышевская	2	7,4	14,7	АС-120	промышленные предприятия
Итого в одноцепном исчислении 110 кВ					6 771
Итого в одноцепном исчислении по всем классам напряжения					9 170
Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири					2 399
ОАО "Тюменьэнерго"					5 748
Электросетевые объекты промышленных предприятий					1 023

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

Сведения о СКРМ, размещенных на ПС 110 кВ и выше синхронизированной части энергосистемы автономного округа на 01 января 2013 года

Таблица 20

N п/п	Наименование ПС	Диспетчерское наименование	Тип	(кВ)	Реактивная мощность (Мвар)
					генерация	потребление
1	2	3	4	5	6	7
1	ПС 500 кВ Холмогорская	Р-110	РОД-33333/110	110		3x33,3
2		Р-35-1	РТД-20000/35	35		20
3		Р-35-2	РТД-20000/35	35		20
4		Р-35-3	РТД-20000/35	35		20
5	ПС 500 кВ Муравленковская	Р-500 Холмогорская	РОМБСМ-60000/500	500		3x60
6	ПС 500 кВ Тарко-Сале	Р-500 Холмогорская	РОДЦ-60000/500	500		3x60
7	ПС 220 кВ Надым	УШР-220	РТДУ-100000/220			100
8		Р-110	РОД- 33333/110	110		3x33,3
9	ПС 220 кВ Уренгой	УШР-220	РТДУ-100000/220	220		100
10		Р-110	РОДБС- 33333/110	110		3x33,3
11	ПС 110 кВ Звёздная	УРС-110	БК-110-25000-У1	110	25
12			РТУ-25000/110 ХЛ1	110		25
13	ПС 110 кВ Новогодняя	УРС-110	42 TILP 25/121	110	25
14			42 TILP 25/121	110	25
15			РТДУ-25000/110 ХЛ1	110		25

2.13. Основные внешние электрические связи схемы электроснабжения автономного округа.

ЭЭС 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 ХМАО 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. Объёмы и структура топливного баланса электростанций и котельных на территории автономного округа в 2012 году.

В 2012 году для производства электроэнергии электростанциями, работающими на котельно-печном топливе, было израсходовано следующее количество тонн условного топлива (т у.т.): дизельное топливо - 10 494т у.т., газ горючий природный - 1718133 т у.т., нефть (включая газовый конденсат) - 3 642 т у.т.

Для производства электроэнергии дизельными электростанциями (работающими от двигателей внутреннего сгорания) израсходовано дизельное топливо - 120503 т у.т., газ горючий природный - 19 509 т у.т.

Для производства тепловой энергии электростанциями, работающими на котельно-печном топливе, израсходован газ горючий природный - 16 453 т у.т.

Для производства тепловой энергии котельными израсходовано: уголь - 27 402 т у.т., дрова - 22 т у.т., нефть (включая газовый конденсат) - 105 544 т у.т., газ нефтеперерабатывающих предприятий - 20 613 т у.т., газ сжиженный - 80 т у.т., бензин - 2 т у.т., дизельное топливо - 46 160 т у.т., топливо печное бытовое - 378 т у.т., мазут флотский, газотурбинное и моторное топливо - 325 т у.т., газ горючий природный - 1 502 496 т у.т.

В таблице 21 приведены сводные данные по потреблению топлива в 2012 году на производство электрической и тепловой энергии.

Данные о потреблении топлива в 2012 году на производство электрической и тепловой энергии на территории автономного округа

Таблица 21

Наименование	Электроэнергия		Теплоэнергия		Итого
	т у.т.	%	т у.т.	%	т у.т.	%
1	2	3	4	5	6	7
Газ горючий природный	1 737642	92,81	1 518949	88,34	3 256591	90,67
Нефть (включая газовый конденсат)	3642	0,19	105544	6,14	109186	3,04
Дизельное топливо	130997	7,00	46160	2,68	177157	4,93
Уголь			27402	1,59	27402	0,76
Газ нефтеперерабатывающих предприятий			20613	1,20	20613	0,57
Газ сжиженный			80	<0,01	80	<0,01
Бензины			2	<0,01	2	<0,01
Топливо печное бытовое			378	0,02	378	0,01
Мазут флотский, газотурбинное и моторное топливо			325	0,02	325	0,01
Дрова			22	<0,01	22	<0,01
Всего	1 872 281	100	1 719 475	100	3 591 756	100

Структура потребления топлива для производства электрической и тепловой энергии на территории автономного округа в 2012 году представлена на схемах 14 - 15.

Схема 14. Структура потребления топлива для производства электрической энергии в 2012 году

Схема 15. Структура потребления топлива для производства тепловой энергии в 2012 году

2.15. Единый топливно-энергетический баланс автономного округа.

Единый топливно-энергетический баланс за 2011 год

Таблица 22

		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		50 847 082	1 523 855	641 033 230				21 436	1 020 629	694 446232
Ввоз	2	39 100		122 906		10 435			1 327 468		1 499 909
Вывоз	3		-48923831	-1336684	-624578046	-5717					-674844278
Изменение запасов	4	626	-57 570	-188	-3 125 700	-319					-3 183 152
Потребление первичной энергии	5	39 726	1865 681	310 077	13329 484	4 399			1348904	1020629	17918900
Статистическое расхождение	6	-343	34 584	-7 405	539 639	978			30789	-72 470	525 772
Производство электрической энергии	7		-5146						-1 153		-6299
Производство тепловой энергии	8
Теплоэлектростанции	8.1		-5146		-1 678 463				-959		-1684568
Котельные	8.2	-22 495	-104610	-36 357	-1766377	-9			-6261	-1 093	-1937201
Электрокотельные и теплоутилизационные установки	8.3								-260		-260
Преобразование топлива	9		-1070784		-1010160						-2080944
Переработка нефти	9.1		-1070784								-1070784
Переработка газа	9.2				-1010160						-1010160
Обогащение угля	9.3
Собственные нужды	10		-125547		-1101462				-1517	-19081	-1247607
Потери при передаче	11		-4 677		-924600				-181513	-127666	-1 238 456
Конечное потребление энергии	12	17574	520333	281 126	5298623	3429			1126712	946353	8194150
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство	13			14 291					59	19	14369
Промышленность	14		3 102		5 264 114	72			1 076 622	409331	6 753 241
Добыча полезных ископаемых	14.1		3102		140812				848053	224602	1216568
Подготовка полезных ископаемых	14.2				183009				31002	28891	242903
Переработка полезных ископаемых	14.3			65431	4921154				187 989	147423	5321996
Заготовка и первичная переработка древесины	14.4			42					10		52
Хлеб и хлебобулочные изделия	14.5				97	72			319	378	865
Подъем и подача воды	14.6				19 042				9 250	3 401	31693
Работа подъемно-транспортных и строительно-дорожных машин и механизмов	14.7			517						4 636	5 153
Строительство	15								195	301	496
Транспорт и связь	16				3462				19761	1494	24717
Железнодорожный	16.1	478							9933		10411
Трубопроводный	16.2				925				9828	1 469	12 222
Автомобильный	16.3			133358	2537						135895
Прочий	16.4									25	25
Сфера услуг	17								5 933	4 563	10496
Население	18	17097		67 487	31048	3357			24201	528883	672073
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные нужды	19		517 231							1781	519 012

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, ВЛ220 кВ Кирилловская - Когалым, ВЛ 220 кВ Вынгапур - Зима, ВЛ 220 кВ Вынгапур - Северный Варьеган;

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

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

При анализе электрических режимов за 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) наблюдаются перегрузки транзита ВЛ 110 кВ Янга-Яха - Кедр - Губкинский в случаях наложения послеаварийного режима работы на ремонтную схему электрической сети в районе ПС 220 кВ Вынгапур, в том числе возможны нарушения статической устойчивости нагрузки в центрах питания 110 кВ, расположенных на транзите 110 кВ от ПС 220 кВ Янга-Яха до ПС 220 кВ Вынгапур;

6) 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 220 кВ Уренгой;

7) низкая надежность электроснабжения потребителей г. Нового Уренгоя, обусловленная наличием отпаек от ВЛ 110 кВ Уренгой - Варенга-Яха-2 и от ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-5В, что приводит к высокой вероятности отключения потребителей Северной части г. Нового Уренгоя (ПС 110 кВ Ева-Яха, ПС 110 кВ Ямали ПС 110 кВ Опорная) без возможности резервирования по сетям 6-35 кВ из Южной части города. Кроме того, при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Уренгой - Варенга-Яха-2 город оказывается полностью обесточен.

3.2. Технологически изолированные территориальные электроэнергетические системы.

Существующая система электроснабжения г. Салехарда является автономной (изолированной). Электроснабжение потребителей города обеспечивается от автономных 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 города Салехарда влияет состояние и износ электрических сетей. В настоящее время протяженность ЛЭП 6 кВ составляет 146 км, протяженность ЛЭП 0,4 кВ - 237 км. Часть ЛЭП 0,4 кВ - 79,8 км (из 237 км) не принадлежат МП "Салехардэнерго" и являются бесхозными.

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

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

В центральной и северной части города, в особенности в районах с сохранившейся старой застройкой, срок эксплуатации ВЛ 6 кВ и 0,4 кВ составляет около 30 лет и более (протяженность ВЛ 6 кВ и 0,4 кВ в этих районах может составлять 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 час. Недоотпуск электрической энергии за время этих отключений составил в 2009 году 12 012 кВт·ч, а за 2010 год - 23 157 кВт·ч. МП "Салехардэнерго" постоянно проводит мониторинг состояния линий электропередачи. Результаты обследования свидетельствуют о многочисленных фактах 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.

В рамках Программы социально-экономического развития автономного округа на 2012 - 2016 годы (далее - программа СЭР) (утверждена Законом автономного округа от 24 декабря 2012 года N 148-ЗАО) установлены следующие цели и задачи.

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

Для достижения данной цели программой СЭР предусмотрено решение следующих задач:

- развитие инфраструктуры и отраслей социальной сферы;

- развитие экономического потенциала автономного округа;

- сохранение и развитие человеческого потенциала и традиций;

- охрана окружающей среды и оздоровление экологии автономного округа;

- становление автономного округа международным форпостом развития Арктики.

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

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

- обеспечение надёжного и безопасного энергоснабжения потребителей;

- снижение дефицита региона в электроэнергии (мощности);

- снижение потерь в электрических сетях.

Для достижения указанных целей необходимо решение следующих задач:

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

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

- поддержание требуемых уровней напряжения в соответствии с ГОСТ 13109-97 в электрических сетях систем электроснабжения общего назначения в точках, к которым присоединяются электрические сети, находящиеся в собственности различных потребителей электрической энергии, а также в точках общего присоединения (приемники электрической энергии);

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

4.2. Прогноз потребления электроэнергии и мощности на период 2015 - 2019 годов.

Прогноз электропотребления и мощности по территории автономного округа на период 2015 - 2019 годов приведен в таблице 23.

Прогноз электропотребления и мощности по территории автономного округа на период 2015 - 2019 годов

Таблица 23

Показатель	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год
1	2	3	4	5	6
Электропотребление (млн кВт·ч)	11570	11690	12 070	12 675	12655
Максимум нагрузки (МВт)	1570	1620	1675	1775	1760

Прогноз электропотребления, приведенный в таблице 23, соответствует прогнозу электропотребления проекта Схемы и программы развития ЕЭС России на 2014 - 2020 годы (далее - проект СиПР ЕЭС России на 2014 - 2020 годы).

Данные о прогнозном потреблении электроэнергии (мощности) крупных потребителей на период до 2019 года приведены в таблице 24.

С целью определения мероприятий по развитию электроэнергетики автономного округа в случае превышения темпов роста электрической нагрузки, соответствующих проекту СиПР ЕЭС России на 2014 - 2020 годы, а также для учета неподтвержденных заявок на технологическое присоединение крупных потребителей в работе рассмотрен альтернативный прогноз потребления электроэнергии (мощности)*(11).

Материалы по разработке мероприятий по развитию электроэнергетики на территории автономного округа в рамках альтернативного прогноза представлены в приложении Е данного отчета. Сопоставление прогнозов максимума нагрузки централизованной части энергосистемы автономного округа на период до 2019 года приведено на схеме 16.

Схема 16. Сопоставление прогнозов потребления электроэнергии централизованной части энергосистемы автономного округа (млн кВт·ч)

Прогноз потребления электроэнергии крупными потребителями на территории автономного округа на период до 2019 года (млн. кВт·ч)

Таблица 24

Наименование потребителя	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год
1	2	3	4	5	6	7	8
ООО "НОВАТЭК - ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ" (с учетом выработки электроэнергии собственными электростанциями)	88,4	101,0	101,2	99,7	99,7	99,7	99,7
ООО "НОВАТЭК - ТАРКОСАЛНЕФТЕГАЗ"	54,1	60,5	82,5	99,3	109,0	119,6	131,6
ООО "НОВАТЭК - ПУРОВСКИЙ ЗПК"	57,5	109,1	134,4	131,2	144,0	144,0	144,0
ООО "Газпром добыча Уренгой" (с учетом выработки электроэнергии собственными электростанциями)	281,9	288,2	313,0	327,6	348,2	356,9	359,4
ООО "Новоуренгойский газохимический комплекс"	29,2	44,0	64,8	330,0	480,0	677,2	677,2
ООО "Газпром добыча Надым"	54,7	55,8	55,8	55,8	55,8	55,8	55,8
ООО "РН-Пурнефтегаз" (с учетом выработки электроэнергии ГПЭС Тарасовская)	1620,0	1672,0	1714,0	1720,0	1715,0	1704,0	1704,0
ООО "Газпром добыча Ямбург" (с учетом выработки электроэнергии собственными электростанциями)	290,9	311,1	342,0	342,0	345,0	347,0	350,0
ОАО "Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз"	4656,9	4361,3	4154,9	3903,8	4593,8	4555,7	4501,3
ООО "Газпром переработка" (ЗПКТ, УТЖУ)	78,1	80,6	125,0	165,3	178,9	269,2	269,2
ООО "Газпром трансгаз Сургут"	50,4	50,8	50,8	50,8	50,8	50,8	50,8

В таблице 25 приведен прогноз потребления тепловой энергии на территории автономного округа на период 2015 - 2019 годов с указанием прогноза по муниципальным образованиям.

Прогноз потребления тепловой энергии на территории автономного округ на период 2015 - 2019 годов

Таблица 25

N п/п	Прогноз потребления тепловой энергии (тыс. Гкал)	Год
		2015	2016	2017	2018	2019
1	2	3	4	5	6	7
Всего по автономному округу		7605	7872	8140	8354	8547
В том числе
1	Город Новый Уренгой	1833,1	1928,3	2028,8	2099,7	2169,2
2	Город Ноябрьск	1542,7	1592,9	1643,0	1684,3	1725,6
3	Город Надым	1082,6	1090,3	1113,5	1129,0	1138,4
4	Город Салехард	785,6	809,1	832,7	856,2	879,8
5	Город Губкинский	468,8	472,6	476,0	478,8	481,2
6	Город Лабытнанги	465,6	479,1	492,7	506,2	518,3
7	Поселок Пангоды	229,5	242,8	256,0	269,3	282,5
8	Поселок Тазовский	133,5	144,3	165,8	175,1	179,0
9	Поселок Пурпе	102,3	108,6	111,5	115,2	115,5
10	Село Красноселькуп	79,5	76,6	73,7	70,9	71,6
11	Село Яр-Сале	69,4	78,3	78,3	78,3	78,3
12	Поселок городского типа Харп	72,7	77,6	82,2	87,1	90,9
13	Село Сеяха	61,2	74,5	74,5	74,5	74,5
14	Село Толька	58,4	58,7	61,6	64,1	65,2
15	Поселок Ханымей	41,4	42,2	42,2	44,8	46,0
16	Сельское поселение Мужевское	46,1	47,8	48,8	50,1	50,8
17	Сельское поселение Аскарковское	45,3	46,7	47,9	48,5	49,9
18	Поселок Пуровское	41,1	42,5	44,2	45,9	46,9
19	Поселок Лонгъюган	29,8	29,8	29,8	29,8	30,0
20	Село Газ-Сале	41,5	44,4	45,8	46,9	48,0
21	Сельское поселение Приозерный	32,9	32,9	32,9	33,8	33,8
22	Село Мыс Каменный	34,1	34,1	34,1	34,1	34,1
23	Поселок Ягельный	22,0	22,3	22,3	22,3	22,5
24	Село Новый Порт	23,5	23,5	23,2	23,2	22,9
25	Село Гыда	22,9	22,9	22,6	22,6	22,6
26	Сельское поселение Белоярское	21,4	23,1	23,1	23,1	23,5
27	Село Антипаюта	21,8	22,6	23,3	23,6	24,0
28	Сельское поселение Горковское	18,8	20,4	21,7	22,9	23,9
29	Поселок Правохеттинский	41,8	41,1	40,3	39,6	39,6
30	Село Самбург	20,2	20,5	20,9	22,0	22,7
31	Село Панаевск	18,8	19,2	19,2	19,2	19,2
32	Село Салемал	15,0	16,1	16,1	16,1	16,1
33	Сельское поселение Ныда	13,1	13,8	14,5	15,6	17,1
34	Сельское поселение Овгортское	9,2	9,6	10,2	10,8	11,1
35	Село Катравож	7,9	8,2	8,2	8,5	8,8
36	Поселок Заполярный	10,9	11,4	11,4	11,4	11,4
37	Село Ратта	7,9	7,9	7,9	7,9	7,9
38	Деревня Харампур	5,2	5,5	5,8	6,2	6,2
39	Село Находка	5,4	5,7	5,7	6,1	6,1
40	Сельское поселение Шурышкарское	4,6	5,0	5,3	5,3	5,6
41	Село Халясавей	4,6	4,7	5,6	7,3	7,6
42	Село Кутопьюган	7,1	8,5	9,9	11,3	12,0
43	Сельское поселение Лопхаринское	2,6	2,6	2,6	3,0	3,0
44	Село Питляр	1,9	2,2	2,2	2,2	2,5
45	Сельское поселение Азовское	1,7	1,7	1,7	1,9	2,0
46	Город Муравленко	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д
47	Город Тарко-Сале	н/д	н/д	н/д	н/д	н/д

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

В соответствии с проектом СиПР ЕЭС России на 2014 - 2020 годы демонтаж, реконструкция, модернизация и перемаркировка генерирующего оборудования, функционирующего в синхронизированной зоне энергосистемы автономного округа, в период 2015 - 2019 годов не предусмотрены (в соответствии с вариантом с высокой степенью вероятности). По данным собственников генерирующего оборудования, ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация" планирует проведение переаттестации блока ПГУ с изменением установленной мощности с 460 МВт до 470 МВт.

В соответствии с проектом СиПР ЕЭС России на 2014 - 2020 годы в 2015 году планируется ввод в эксплуатацию модуля 2х20 МВт ГТУ на Ямбургской ГТЭС, собственником которой является ООО "Газпром добыча Ямбург". Ввод данной генерирующей мощности не сказывается на работе энергосистемы автономного округа ввиду сбалансированности Ямбургского энергоузла.

По сведениям ООО "ЭК "Урал Промышленный - Урал Полярный", а также в соответствии с проектом СиПР ЕЭС России на 2014 - 2020 годы в 2015 - 2016 годах планируется ввод в эксплуатацию ТЭС "Полярная" общей установленной мощностью 266,5 МВт: 1 - 2 пусковой комплекс в составе ГТУ мощностью 23 МВт, 3 - 4 пусковой комплекс в составе двух ГТУ (2х73 МВт) и ПТУ (90 МВт).

По сведениям ООО "Новоуренгойский газохимический комплекс" (ОАО "Газпром"), к концу 2014 года - началу 2015 года планируется ввод в эксплуатацию и включение на параллельную работу с ЕЭС России ГТЭС НГХК установленной мощностью 120 МВт.

Демонтаж Казымской ГТЭС (предусмотренный в ранее утвержденной СиПРЭ автономного округа на период 2014 - 2018 годов) на период 2015 - 2019 годов не предусмотрен ввиду отсутствия соответствующих сведений в проекте СиПР ЕЭС России на 2014 - 2020 годы, а также в соответствии с данными генерирующей компании ОАО "Передвижная энергетика".

Перечень мероприятий по изменению установленной мощности электростанций на территории автономного округа, функционирующих (или планирующихся к функционированию) параллельно с ЕЭС России, приведен в таблице 26.

Мероприятия по изменению установленной мощности электростанций на территории автономного округа, функционирующих (или планирующихся к функционированию) параллельно с ЕЭС России

Таблица 26

N п/п	Наименование мероприятия	Изменение установленной мощности (МВт)	Срок реализации
1	2	3	4
1	Ввод ГТЭС ООО "НГХК"	120	2014 - 2015
2	Переаттестация блока ПГУ Уренгойской ГРЭС с изменением установленной мощности с 460 на 470 МВт	10	2014 - 2015
3	Ввод ТЭС Полярная	266,5*(12)	2015*(13)
4	Ввод модуля 2х20 МВТ на Ямбургской ГТЭС-72	40	2015

4.4. Прогноз возможных объемов развития энергетики автономного округа на основе возобновляемых источников энергии (далее - ВИЭ) и местных видов топлива.

4.4.1. Ветроэнергетика.

Наиболее перспективной территорией по вводу ветрогенерирующих установок является северо-западная часть автономного округа - Ямальский и часть Приуральского районов с удельным ветровым потенциалом до 1 кВт/. Потенциал развития генерации электроэнергии на ветрогенерирующих установках можно оценить по схеме 17.

Схема 17. Распределение удельного ветропотенциала (Вт/ ) на высоте 100 м

Наиболее перспективным является ввод ветрогенерирующих установок в территориально удаленных от ЕЭС России районах для электроснабжения нефтяных, газовых месторождений и удаленных поселений без подключения ветрогенерирующих установок к ЕЭС России. Резервным источником электроэнергии 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 тыс. 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  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 многочисленные заливы, в число которых входит Обская губа. Поэтому перспективным может оказаться развитие возобновляемых источников энергии, основанной на энергии приливов - приливных электростанций. Однако у данного типа электростанции присутствует существенный недостаток - изменяющаяся в течение суток мощность. Данный недостаток требует обязательной работы электростанции параллельно с энергосистемой либо резервирование электростанции работой иных электростанций и, как следствие, дополнительное сетевое строительство, что повышает стоимость возведения станции и ее инфраструктуры и снижает выгоду от дешевизны энергии, вырабатываемой станцией.

4.4.4. Солнечная энергетика.

Данный вид энергетики основывается на преобразовании электромагнитного солнечного излучения в электрическую или тепловую энергию. Потенциал развития солнечной энергетики в 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 схеме 18 приведена карта суммарной солнечной радиации в день на территории России.

Схема 18. Карта потока солнечной радиации, приходящегося на 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 кВт ч/, в центральной, южной и северо-западной частях - от 3,5 до 4 кВт ч/, в северо-восточной части - от 4 до 4,5 кВт ч/. При этом продолжительность солнечного сияния по территории автономного округа составляет менее 1700 часов в год. Карта продолжительности сияния приведена на схеме 19.

Схема 19. 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. С учетом нахождения более половины территории автономного округа за Полярным кругом можно утверждать, что выработка электроэнергии на солнечных электростанциях может осуществляться преимущественно в летний период. В зимний период данный вид ВИЭ не может быть использован по причине малой солнечной радиации, падающей на поверхность (высокие широты расположения региона), а периодические снегопады и затрудненный доступ к солнечным электростанциям (отсутствие дорог, большие заболоченные территории т.д.) снижают потенциал развития данного источника ВИЭ. Также данный вид ВИЭ будет требовать установки маневренных дублирующих источников энергии сопоставимой мощности либо подключения к энергосистеме по причине непредсказуемости генерации в течение суток. Все это говорит о том, что применение солнечных электростанций на территории 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 1000 голов, свиней не более 2200 голов и птицы не более 1900, использование данного типа сырья для выработки электроэнергии в промышленных масштабах не является перспективным. Расчеты, проведенные по существующим методикам, исходя из удельных показателей объема биогаза, которые возможно получить из отходов животноводства, показывают, что выход биогаза при применении технологии утилизации отходов может составить около 450 тыс.  или 320 т у.т. 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 т у.т. При переработке 1 т твердых бытовых отходов можно получить 70 - 115  биогаза или 0,05 - 0,08 т у.т.

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.

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

В разделе представлены перспективные балансы электроэнергии и мощности централизованной части энергосистемы автономного округа на период 2015 - 2019 годов, учитывающие перспективный прогноз электроэнергии (мощности) энергосистемы автономного округа на период 2013 - 2019 годов, соответствующий проекту СиПР ЕЭС России на 2014 - 2020 годы.

Перспективный прогноз электроэнергии (мощности) приведен в таблице 27 (28).

Перспективный баланс электроэнергии централизованной части энергосистемы автономного округа на период 2015 - 2019 годов (млн. кВт·ч)

Таблица 27

Показатель	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год
1	2	3	4	5	6
Потребление - всего	11 570	11 690	12 070	12 675	12 655
Выработка электростанций - всего	7 843	7 897	7 951	8 125	8 245
Уренгойская ГРЭС	3 035	3 068	3 100	3 131	3 250
Ноябрьская ПГЭ	980	980	980	980	980
ПЭС Надым	180	180	180	180	180
ПЭС Уренгой	121	121	121	121	121
ГТЭС Ямбургская	267	267	267	267	267
ГТЭС Харвутинская	17	17	17	17	17
ГТЭС Песцовая	23	24	25	26	27
ГТЭСООО "Новоуренгойский ГХК"	930	930	930	1 050	1 050
ТЭС Полярная	1 950	1 950	1 950	1 950	1 950
Муниципальные электростанции г. Салехарда	340	360	381	403	403
Сальдо-переток ("+" дефицит - получение; "-" избыток - выдача)	3 727	3 793	4 119	4 550	4 410

Перспективный баланс мощности энергосистемы автономного округа на период 2015 - 2019 годов (МВт)

Таблица 28

Показатель	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год
1	2	3	4	5	6
Потребление мощности - всего (максимум нагрузки)	1 570	1 620	1 675	1 775	1 760
Покрытие (установленная мощность) - всего	1 318,5	1 318,5	1 318,5	1 318,5	1 318,5
Уренгойская ГРЭС	494	494	494	494	494
Ноябрьская ПГЭ	119,6	119,6	119,6	119,6	119,6
ПЭС Надым	24	24	24	24	24
ПЭС Уренгой	72	72	72	72	72
ГТЭС Ямбургская	112	112	112	112	112
ГТЭС Харвутинская	10	10	10	10	10
ГТЭС Песцовая	15	15	15	15	15
ГТЭСООО "НГХК"	120	120	120	120	120
ТЭС Полярная	266,5	266,5	266,5	266,5	266,5
Муниципальные электростанции г. Салехарда	85,3	85,3	85,3	85,3	85,3
Сальдо-переток ("+" дефицит - получение; "-" избыток - выдача)	251,5	301,5	356,5	456,5	441,5

Примечание.

Потребление мощности и сальдо-переток по территории автономного округа указаны без учета потерь мощности в электрических сетях.

Перспективный баланс электроэнергии (мощности) энергосистемы автономного округа на период 2015 - 2019 годов характеризуется как дефицитный. Рост потребления централизованной части энергосистемы планируется в основном за счет присоединения энергорайона г. Салехарда (до 100 МВт электрической нагрузки в период до 2019 года) и ввода промышленного предприятия ООО "НГХК" (100,5 МВт). Данный рост электропотребления покрывается за счет ввода ГТЭС ООО "НГХК" и электростанций энергорайона г. Салехарда (ДЭС-1, ДЭС-2, ГТЭС-3, ТЭС-14 суммарной установленной мощностью 85,3 МВт).

Основной прирост установленной мощности электростанций энергосистемы автономного округа и снижение сальдо-перетока из энергосистемы ХМАО будет происходить за счет ввода ТЭС Полярная установленной мощностью 266,5 МВт. Таким образом, перспективный баланс электроэнергии (мощности) на период 2015 - 2019 годов сохранится дефицитным.

4.6. Перечень планируемых к вводу электросетевых объектов.

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

В качестве исходных данных для проведения анализа перспектив развития электрических сетей 110 кВ и выше энергосистемы автономного округа на период 2015 - 2019 годов были использованы данные о развитии энергосистемы в соответствии с проектом СиПР ЕЭС России на 2014 - 2020 годы, а также мероприятия инвестиционных программ ОАО "ФСК ЕЭС" и ОАО "Тюменьэнерго", находящиеся на стадии строительства.

В таблице 29 приведен перечень мероприятий по развитию энергосистемы автономного округа в 2014 году, который учитывался в качестве исходных данных при разработке СиПР автономного округа на период 2015 - 2019 годов.

Перечень мероприятий по развитию энергосистемы автономного округа в 2014 году

Таблица 29

N п/п	Наименование	Параметры	Год ввода
1	2	3	4
1	Ввод в работу ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Мангазея-1, 2	2х218 км, 2х1 км, 2х1 км	2014
2	Ввод ВЛ 110 кВ УГРЭС-Уренгой с ПП 110 кВ в районе п. Лимбя-Яха с заходами ВЛ 110 кВ	136 км	2014
3	Установка АТ N 4 220/110 кВ на ПС 500 кВ Муравленковская	125 МВА	2014
4	Ввод ПС 220 кВ НГХК с питающей ВЛ 220 кВ Уренгой - НГХК и ГТЭС установленной мощностью 120 МВт	2х63 МВА, 2х35 км, 120 МВт	2014 - 2015
5	Строительство ПС 220 кВ Арсенал с ВЛ 220 кВ Арсенал - Тарко-Сале	2х125 МВА, 2х90 км	2014
6	Строительство ПС 110 кВ Северное Сияние с питающими ВЛ 110 кВ	2х40 МВА 16 км	2014
7	Замена трансформатора 1Т (мощностью 10 МВА) на трансформатор мощностью 16 МВА на ПС 110 кВ Кристалл	16 МВА	2014

При проведении расчетов перспективных электрических режимов в качестве исходных данных учитывались мероприятия по развитию электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы автономного округа за период 2015 - 2019 годов, предусмотренные проектом СиПР ЕЭС России на 2014 - 2020 годы (таблица 30).

Перечень мероприятий по развитию энергосистемы автономного округа в период 2015 - 2019 годов

Таблица 30

N п/п	Наименование	Параметры	Год ввода
1	2	3	4
1	Строительство ПС 220 кВ Салехард (Обдорск) с ВЛ 220 кВ Надым - Салехард (Обдорск)	2х125 МВА, 2х336*(14) км	2015
2	Ввод модуля из двух блоков ГТУ на Ямбургской ГТЭС (модуль 2х20 МВт)	2х20 МВт	2015
3	Ввод ТЭС Полярная*(15)	266,5 МВт	2015
4	Строительство ПС 220 кВ Исконная с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Уренгой	2х125 МВА, 2х1х3 км	2017
5	Строительство ПС 220 кВ Ермак с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Мангазея	2х25 МВА, 2х75 км	2017
6	Строительство ВЛ 220 кВ Исконная - Ермак	120 км	2017
7	Строительство ПС 220 кВ Славянская с ВЛ 220 кВ Ермак - Славянская N 1, 2	2х25 МВА, 2х150 км	2017
8	Установка АТГ N 2 500/220 кВ на ПС 500 кВ Муравленковская	3х167 МВА	2018

При проведении расчетов перспективных электрических режимов в качестве исходной информации учитывалась информация о мероприятиях по развитию электрической сети 110 кВ и выше в рамках технологического присоединения новых потребителей (таблица 31).

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

Таблица 31

N п/п	Наименование	Основное назначение
1	2	3
1	Ввод ПС 110 кВ НПС Уренгойская(2х40 МВА) с ВЛ 110 кВ ПП Лимбя-Яха - НПС Уренгойская (2х80 км) в 2015 году	присоединение потребителей ЗАО "Ямалгазинвест"
2	Ввод ПС 110 кВ ПСП (2х25 МВА) с ВЛ 110 кВ Кирпичная - ПСП и ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ ПСП до места врезки в ВЛ 110 кВ Кирпичная - Пур в 2015 году	присоединение потребителей ЗАО "Ямалгазинвест"
3	Строительство одноцепного участка ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Таланга (1 км) до точки врезки ВЛ 110 кВ Кирпичная - Пурпейская в 2015 году*(16)	присоединение потребителей ЗАО "Ямалгазинвест" и ООО "НОВАТЭК - Таркосаленефтегаз"
4	Ввод ПС 110 кВ Карьер-2 (1х16 МВА) с питающей ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Карьер-2 до места врезки в ВЛ 110 кВ Кирпичная - Кристалл в 2015 году	присоединение потребителей ООО "НОВАТЭК - Таркосаленефтегаз"
5	Ввод ПС 110 кВ КНС-4 в 2015 году с питающими ВЛ 110 кВ до места врезки в ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - ПП Комсомольский-1,2	присоединение потребителей ООО "РН-Пурнефтегаз"
6	Ввод ПС 110 кВ "КНС-1" в 2015 году с питающими ВЛ 110 кВ от ПС 220 кВ Вынгапур	присоединение потребителей ОАО "Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз"
7	Ввод ПС 110 кВ Арктикгаз в 2015 году с питающими ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Буран	присоединение потребителей ОАО "Арктикгаз"

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

4.6.1. Строительство ВЛ 220 кВ Арсенал - Исконная.

Низкая пропускная способность электросетевых объектов контролируемого сечения "Северный энергорайон" обуславливает необходимость ограничения выдачи мощности электростанций Северного энергорайона.

Аварийное отключение ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале (ВЛ 220 кВ Муравленковская - Надым) в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Муравленковская - Надым (ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале) приводит к выделению Северного энергорайона на изолированную работу. Отделение Северного энергорайона с избытком мощности на изолированную работу приведет к:

1) повышению частоты в отделившемся районе;

2) отключению генераторов действием технологических защит либо срабатыванию частотной делительной автоматики;

3) возникновению дефицита активной мощности в отделившемся районе после отключения или выделения генераторов;

4) отключению потребителей Северного энергорайона действием устройств АЧР.

Расчеты электрических режимов при нормативных возмущениях в ремонтных схемах выявили токовые перегрузки ВЛ 220 кВ Уренгой - Надым, ВЛ 220 кВ Уренгой - Пангоды, ВЛ 220 кВ Пангоды - Надым, ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале, ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Уренгой-2, ликвидация которых ограничивает выдачу мощности электростанций Северного энергорайона.

Для увеличения надежности электроснабжения потребителей Северного энергорайона, а также для снятия ограничений выдачи мощности Уренгойской ГРЭС и вновь сооружаемой ТЭС Полярная в ремонтных схемах рекомендуется строительство ВЛ 220 кВ Арсенал - Исконная.

Ввод в эксплуатацию ВЛ 220 Арсенал - Исконная позволяет снизить "запертую" мощность электростанций Северного энергорайона на 176 - 229 МВт в схеме ремонта ЛЭП, входящих в сечение "Северный энергорайон".

Кроме сооружения указанной ВЛ 220 кВ существуют альтернативные мероприятия, связанные с установкой устройств противоаварийной автоматики, такие как АОПЧ на Уренгойской ГРЭС и АПНУ сечения "Северный энергорайон". Рекомендации по установке АПНУ сечения "Северный энергорайон" и АОПЧ на Уренгойской ГРЭС приведены в подпункте 4.6.6 пункта 4.6 настоящего раздела.

4.6.2. Строительство заходов ВЛ 110 кВ Кирпичная - Кристалл 1, 2 на ПС Арсенал с расширением ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Геолог.

При нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети 110 кВ наблюдаются недопустимые токовые загрузки ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - Пурпейская, ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - Градиент, ВЛ 110 кВ Кирпичная - Пурпейская, ВЛ 110 кВ Кирпичная - Градиент в период 2015 - 2019 годов при отключении 1 (2) СШ 110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале, а также при одиночном отключении ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - Градиент и ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - Пурпейская с последующим глубоким снижением напряжения на шинах следующих ПС 110 кВ:

- ПС 110 кВ Айваседопур;

- ПС 110 кВ Геолог;

- ПС 110 кВ Карьер;

- ПС 110 кВ Карьер-2 (новая);

- ПС 110 кВ Кирпичная;

- ПС 110 кВ Кристалл;

- ПС 110 кВ Пур;

- ПС 110 кВ Пуровский ЗПК;

- ПС 110 кВ Пуровский ЗПК-2 (Лимбей);

- ПС 110 кВ ПСП (новая);

- ПС 110 кВ Пурпейская;

- ПС 110 кВ Таланга.

В период 2015 - 2019 годов аварийное отключение 1 (2) СШ 110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале в нормальной схеме электрической сети в период зимнего максимума нагрузки может привести к потере устойчивости нагрузки, подключенной к перечисленным выше ЦП 110 кВ.

В качестве мероприятия для предотвращения недопустимых токовых перегрузок электросетевого оборудования и недопустимого снижения напряжения рекомендуется строительство заходов ВЛ 110 кВ Кирпичная - Кристалл-1, 2 на ПС 220 кВ Арсенал с расширением ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Геолог.

При исследовании эффективности данного мероприятия с учетом предлагаемого строительства ВЛ 220 кВ Арсенал - Исконная отмечается следующее:

- недопустимых токовых загрузок ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - Пурпейская, ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - Градиент, ВЛ 110 кВ Кирпичная - Пурпейская, ВЛ 110 кВ Кирпичная - Градиент, а также вновь вводимых ВЛ 110 кВ до ПС 220 кВ Арсенал не выявлено во всех послеаварийных режимах в нормальной и ремонтных схемах электрической сети;

- снижение напряжения на шинах ПС 110 кВ, относящихся к рассматриваемому энергорайону, не превышает 10 - 13% и наблюдается только при нормативных возмущениях в ремонтной схеме электрической сети. Уровень напряжения на шинах данных ПС 110 кВ может быть восстановлен путем использования устройств РПН, установленных на АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале и вновь вводимой ПС 220 кВ Арсенал.

Данное мероприятие в соответствии с проектом Инвестиционной программы ОАО "Тюменьэнерго" на период 2014 - 2018 годов запланировано на 2015 год. При этом в период до ввода ВЛ 220 кВ Арсенал - Исконная*(17) дополнительных мероприятий не потребуется.

4.6.3. Мероприятия по повышению надежности электроснабжения потребителей Уренгойского энергорайона и г. Нового Уренгоя.

Недостаточная пропускная способность электрической сети 110 кВ, обеспечивающей электроснабжение Уренгойского энергорайона, обуславливает недопустимое снижение уровня напряжения на шинах подстанций, а также токовые перегрузки ЛЭП 110 кВ Уренгойского энергорайона в послеаварийных режимах.

В периоды зимних максимальных и минимальных нагрузок, а также летних максимальных и минимальных нагрузок 2015 - 2019 годов на шинах станций и подстанций Уренгойского энергорайона возможно глубокое снижение уровня напряжения вплоть до потери статической устойчивости нагрузки.

Низкая надежность существующей системы электроснабжения г. Нового Уренгоя обусловлена наличием отпаек на ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-5В и ВЛ 110 кВ Уренгой - Варенга-Яха-2. При наложении аварийного отключения 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой на ремонт ВЛ 110 кВ Уренгой - Варенга-Яха-2 электроснабжение г. Нового Уренгоя нарушается. Кроме того, повышенная вероятность отключения потребителей северной части города в условиях отсутствия резервирования по электрическим сетям 6 - 35 кВ со стороны южной части города обуславливается большой протяженностью (более 50 км) ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-5В.

Существующая система электроснабжения г. Нового Уренгоя также оказывает негативное влияние на надежность электроснабжения промышленных потребителей, питающихся от ПС 110 кВ, присоединенных к ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-5В. В результате отключения 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой возникает транзитный переток мощности по ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-2В, ВЛ 110 кВ УГП-2В, ВЛ 110 кВ Буран - УГП-5В и ВЛ 110 кВ УГП-5В - Уренгой для электроснабжения части потребителей г. Нового Уренгоя, что может в случае ремонта ВЛ 110 кВ Табъяха - Оленья и ВЛ 110 кВ Буран - Табъяха приводить к недопустимой токовой загрузке перечисленных ВЛ 110 кВ и нарушению электроснабжения потребителей всего транзита.

Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ Исконная - ПП Лимбя-Яха.

С целью повышения надежности электроснабжения потребителей Уренгойского энергорайона, а также устранения недопустимых токовых загрузок 3,4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой (до 193%), рекомендуется строительство ВЛ 110 кВ Исконная - ПП Лимбя-Яха синхронно с вводом ПС 220 кВ Исконная.

Сооружение данной ВЛ 110 кВ позволит полностью устранить перегрузки 3(4) АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгойская при нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети и существенно повысит надежность электроснабжения потребителей рассматриваемого энергорайона.

Максимальная токовая загрузка 3(4) АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгойская при реализации предлагаемого сетевого строительства зафиксирована в период зимних максимальных нагрузок 2019 года при аварийном отключении 2 (1) СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Табъяха - Оленья (или ВЛ 110 кВ Буран - Табъяха) и составляет 132% от длительно допустимого значения. При этом путем дополнительных схемно-режимных мероприятий возможно снижение токовой загрузки до 110%. Величина данной аварийной перегрузки допустима на время 8 часов при температуре 0єС, что с учетом суточного колебания нагрузки обеспечит прохождение зимнего максимума нагрузки. Ликвидировать перегрузку данных автотрансформаторов позволит реализация дополнительного мероприятия по строительству ПП 110 кВ Новый (ПП 110 кВ Монтажник) в районе г. Нового Уренгоя с заходами ВЛ 110 кВ и ликвидацией отпаек на ВЛ 110 кВ Уренгой - Варенга-Яха-2 и Уренгой - УГП-5В.

Сооружение ВЛ 110 кВ Исконная - ПП Лимбя-Яха сохранить электроснабжение потребителей Уренгойского района при аварийных возмущениях, связанных с разрывом связи между ОРУ 220 кВ и ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой. При этом уровни напряжения на шинах ПС 110 кВ Уренгойского энергорайона находятся в области допустимых значений с учетом действия устройств РПН на АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Оленья и ПС 220 кВ Исконная.

Присоединение новой нагрузки в Уренгойском энергорайоне в период до ввода ВЛ 110 кВ Исконная - ПП Лимбя-Яха возможно только с учетом действия противоаварийной автоматики, действующей на отключение данной нагрузки.

Строительство ПП 110 кВ Новый (ПП 110 кВ Монтажник) в районе г. Нового Уренгоя с заходами ВЛ 110 кВ с ликвидацией отпаек на ВЛ 110 кВ Уренгой - Варенга-Яха-2 и Уренгой - УГП-5В

В виду низкой надежности существующей системы электроснабжения г. Нового Уренгоя в ремонтных схемах, с целью формирования кольцевой схемы электрической сети 110 кВ г. Нового Уренгоя рекомендуется строительство ПП 110 кВ Новый (ПП 110 кВ Монтажник) с заходами ВЛ 110 кВ Варенга-Яха - Водозабор-2-1, 2 и ВЛ 110 кВ Ева-Яха - Водозабор-2-1, 2, а также строительство ВЛ 110 кВ от ПП 110 кВ Новый (ПП 110 кВ Монтажник) до ближайшего места врезки в ВЛ 110 кВ ПП Лимбя-Яха - НПС Уренгойская ( пункт 1 таблицы 31 настоящей схемы).

После ввода в работу ПС 220 кВ Исконная и строительства ВЛ 110 кВ Исконная - ПП Лимбя-Яха рекомендуется произвести перекоммутацию отпаек на ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-5В и ВЛ 110 кВ Уренгой - Варенга-Яха-2, питающих потребителей г. Нового Уренгоя, в ВЛ 110 кВ Уренгой - УГТЭС-2,3 с образованием ВЛ 110 кВ Уренгой - ПП 110 кВ Новый (ПП 110 кВ Монтажник)-3, 4.

Схема размещения электросетевых объектов 35 кВ и выше г. Нового Уренгоя с учетом предложенных мероприятий показана на схеме 20. Данный вариант развития системы электроснабжения г. Нового Уренгоя позволяет:

устранить вероятность нарушения электроснабжения потребителей г. Нового Уренгоя при нормативных возмущениях в ремонтных схемах электрической сети;

устранить перегрузки ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-5В, ВЛ 110 кВ УГП-5В - Буран, ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-2В, ВЛ 110 кВ УГП-2В - Буран, а также ВЛ 110 кВ Буран - Табъяха и ВЛ 110 кВ Табъяха - Оленья и повысить надежность промышленных потребителей, электроснабжение которых осуществляется по данным ВЛ 110 кВ;

обеспечить допустимый уровень напряжения на шинах ПС 110 кВ Уренгойского энергорайона при нормативных возмущениях в нормальной и ремонтных (с учетом схемно-режимных мероприятий) схемах электрической сети.

Предложенный вариант является предпочтительным в условиях подтверждения планов ОАО "Передвижная энергетика" по демонтажу УГТЭС-72 по факту ввода ПС 220 кВ Исконная и ВЛ 110 кВ Исконная - ПП Лимбя-Яха.

Реализацию мероприятий по повышению надежности электроснабжения г. Нового Уренгоя рекомендуется произвести после ввода в работу ПС 220 кВ Исконная и ВЛ 110 кВ Исконная - ПП Лимбя-Яха. В период времени между вводом ВЛ 110 кВ Исконная - ПП Лимбя-Яха и реализацией мероприятий по повышению надежности электроснабжения г. Нового Уренгоя необходимо обеспечить допустимые токовые загрузки ВЛ 110 кВ Уренгой - ПП Лимбя-Яха-1, 2 при нормативных возмущениях в ремонтной схеме электрической сети. Для этого необходимо произвести замену трансформаторов тока на ПС 220 кВ Уренгой и ПП Лимбя-Яха по ВЛ 110 кВ Уренгой - ПП Лимбя-Яха-1, 2.

При проведении проектных изысканий мероприятия по строительству ПП 110 кВ Новый (ПП 110 кВ Монтажник) необходимо предусмотреть возможность расширения данного объекта до ПС 110/35/10 кВ Новая (ПС 110 кВ Монтажник) для образования дополнительного ЦП 110 кВ для нужд потребителей г. Нового Уренгоя.

Схема 20. Схема размещения электросетевых объектов 35 кВ и выше г. Новый Уренгой с учетом предложенных мероприятий

Замена трансформаторов тока на ПС 110 кВ УГП-5В с увеличением значения длительно допустимого тока.

В период до ввода в работу описанных выше мероприятий по развитию электрической сети 110 кВ Уренгойского энергорайона (2017 год) при нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети наблюдается недопустимая токовая загрузка ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-5В, обусловленная низким значением длительно допустимого тока трансформаторов тока ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-5В на ПС 110 кВ УГП-5В (200 А).

Рекомендуется произвести замену указанных трансформаторов тока в 2015 году.

4.6.4. Строительство ПС 110 кВ Северное Сияние и ПС 110 кВ Полярник с питающими ВЛ 110 кВ.

В целях обеспечения соответствия темпов роста электропотребления энергорайона г. Салехарда темпам модернизации электросетевого оборудования и строительства электрических сетей рекомендуется:

1) ввод ПС 110 кВ Северное сияние и ПС 110 кВ Полярник с питающими ВЛ 110 кВ запланировать в 2014 и 2015 году соответственно. При этом необходима синхронизация сроков и объемов мероприятий по реконструкции электрической сети 35 кВ г. Салехарда с целью координации планов ОАО "Тюменьэнерго" и МП "Салехардэнерго" по присоединению энергорайона г. Салехарда к централизованной части энергосистемы автономного округа;

2) установка на ПС 110 кВ Северное Сияние и ПС 110 кВ Полярник трансформаторов мощностью 2х40 МВА с учетом следующего:

- обеспечение возможности работы ГТЭС-3 в часы зимнего максимума при ремонтных схемах электрической сети 110 кВ и выше в качестве пиковой электростанции с ограничением числа часов использования данного генерирующего оборудования в виду его повышенного физического износа;

- предусмотреть мероприятия по развитию электрической сети 6 кВ для обеспечения резервирования центров питания по стороне низкого напряжения и возможности оперативного переноса нагрузки на соседние центры питания;

- предусмотреть мероприятия по обеспечению коэффициента мощности (tgц) электрической нагрузки не более 0,2 при реконструкции электрических сетей 35 кВ и ниже для организации подключения электрических сетей МП "Салехардэнерго" к объектам ОАО "Тюменьэнерго";

- сохранение возможности выдачи электрической мощности на ДЭС-1, ДЭС-2 и ТЭС-14 в периоды максимальных нагрузок и ремонтов электросетевого оборудования в объеме, необходимом для обеспечения допустимого уровня токовой загрузки трансформаторов 110/35/6 кВ ПС 110 кВ Северное Сияние и трансформаторов 35/6 кВ ПС 35 кВ Дизельная.

3) в случае подтверждения темпов перспективного роста нагрузки г. Салехарда, а также для обеспечения возможности вывода из работы муниципальных электростанций ДЭС-1, ДЭС-2 в виду высокой стоимости производства электроэнергии рекомендуется в долгосрочной перспективе предусмотреть возможность строительства дополнительной ПС 110/6 кВ с трансформаторной мощностью не менее 2х25 МВА.

4.6.5. Замыкание ВЛ 110 кВ СП Барсуковский - ПП Комсомольский-1, 2 в транзит с включением СВ 110 кВ на ПП 110 кВ Комсомольский.

Расчеты электрических режимов выявили недопустимые токовые загрузки всех АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская при нормативных возмущениях как в нормальной (до 142%), так и в ремонтных (до 196%) схемах электрической сети.

Включение ВЛ 110 кВ СП Барсуковский - ПП Комсомольский-1, 2 в транзит позволяет снизить максимальную токовую нагрузку:

2 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская - до 119% и 156% от длительно допустимого значения при нормативных возмущениях в нормальной и ремонтных схемах электрической сети соответственно.

1,3 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская - до 90% и 114% от длительно допустимого значения при нормативных возмущениях в нормальной и ремонтных схемах электрической сети соответственно.

Остаточная токовая перегрузка рассматриваемых АТ ликвидируется при реализации дополнительных схемно-режимных мероприятий.

Мероприятие по замыканию ВЛ 110 кВ СП Барсуковский - ПП Комсомольский-1, 2 в транзит с включением СВ 110 кВ ПП 110 кВ Комсомольский требует установки основных быстродействующих защит на ПС 500 кВ Муравленковская и ПС 500 кВ Тарко-Сале и организации ВЧ-канала связи.

При этом замена провода АС-95 на АС-120 на участке длиной около 20 км ВЛ 110 кВ Муравленковская - СП Барсуковский-1 между отпайкой на ПС 110 кВ Пурпейская и отпайкой на ПС 110 кВ Барсуковская*(18) потребуется в случае превышения прогнозной величины нагрузки на ПС 110 кВ транзита 110 кВ Муравленковская - ПП Комсомольский - Тарко-Сале свыше 145 МВт.

4.6.6. Рекомендации по организации противоаварийной автоматики.

Установка устройства АОПО на транзите 110 кВ Янга-Яха - Маяк - Губкинская - Новогодняя - Вынгапур.

С целью обеспечения допустимого уровня токовых нагрузок на ВЛ 110 кВ Янга-Яха - Кедр (ВЛ 110 кВ Кедр - Губкинская), ВЛ 110 кВ Вынгапур - Маяк и ВЛ 110 кВ Вынгапур - Новогодняя, а также допустимого уровня напряжения на шинах ПС 110 кВ, питающихся по ВЛ 110 кВ рассматриваемого транзита, рекомендуется установка устройств АОПО для защиты транзита 110 кВ между ПС 220 кВ Янга-Яха и ПС 220 кВ Вынгапур в 2015 году, а при необходимости организация ВЧ канала по данным ВЛ 110 кВ для реализации управляющих воздействий.

Суммарный объем отключаемой нагрузки в результате действия противоаварийной автоматики должен составить не менее 30 МВт.

Установка устройства АОПО на ВЛ 110 кВ Табъяха - Оленья.

С целью обеспечения допустимых токовых нагрузок ВЛ 110 кВ Табъяха - Оленья и ВЛ 110 кВ Буран - Табъяха в послеаварийных режимах, связанных с аварийным отключением элементов электрической сети в ремонтных схемах, а также для обеспечения допустимых уровней напряжения на шинах ПС 110 кВ Уренгойского энергорайона рекомендуется установка устройства АОПО для защиты транзита 110 кВ между ПС 220 кВ Оленья и ПС 110 кВ Буран в 2015 году. При необходимости организация ВЧ канала по транзиту 110 кВ для реализации управляющих воздействий. Объем управляющих воздействий от АОПО на отключение нагрузки должен составлять не менее 65 МВт. С целью предотвращения каскадного развития аварии рекомендуется предусмотреть установку устройства автоматической ликвидации асинхронного режима (АЛАР).

Изменения уставки срабатывания АОСН на ПС 220 кВ Уренгой.

На время отсутствия ВЛ 110 кВ Исконная - ПП Лимбя-Яха с целью снижения уровня токовой загрузки 3,4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой и ВЛ 110 кВ Табъяха - Оленья (ВЛ 110 кВ Буран - Табъяха) в послеаварийных режимах, а также для обеспечения допустимых уровней напряжения на шинах ПС 110 кВ Уренгойского энергорайона рекомендуется изменить уставку срабатывания АОСН на ПС 220 кВ Уренгой, действующей на отключение Р-110, скоммутированного на 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой, со 100 кВ на 110 кВ.

Установка устройства автоматического предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ) сечения "Северный энергорайон".

В условиях отсутствия ВЛ 220 кВ Арсенал - Исконная при вводе в работу второй очереди ТЭС Полярная в соответствии со сроками, предусмотренными проектом СиПР ЕЭС России на 2014 - 2020 годы, возможны существенные ограничения (свыше 50% от установленной мощности в ремонтных схемах электрической сети) выдачи мощности электростанций Северного энергорайона.

С целью повышения МДП контролируемого сечения "Северный энергорайон" и снижения ограничения выдачи мощности вновь вводимой электростанции, а также Уренгойской ГРЭС рекомендуется рассмотреть возможность организации АПНУ сечения "Северный энергорайон" с установкой на Уренгойской ГРЭС или ПС 220 кВ Надым с управляющим воздействием на ограничение выдачи мощности электростанциями Северного энергорайона.

Установка устройства автоматического ограничения повышения частоты (АОПЧ) на Уренгойской ГРЭС.

Для исключения рисков выделения Северного энергорайона на изолированную работу при отключении ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале (ВЛ 220 кВ Муравленковская - Надым) в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Муравленковская - Надым (ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале) в качестве временного альтернативного мероприятия до окончания строительства ВЛ 220 кВ Арсенал - Исконная необходима установка устройства автоматического ограничения повышения частоты (АОПЧ) на Уренгойской ГРЭС с действием на ограничение генерации Уренгойской ГРЭС и ТЭС Полярная.

Установка устройства АОПО на ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - ПП Комсомольский-1, 2.

С целью обеспечения допустимого уровня токовых нагрузок ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - ПП Комсомольский-1, 2 рекомендуется установка устройства АОПО на ПП Комсомольский, действующего на отключение секционного выключателя 110 кВ на ПП 110 кВ Комсомольский.

Установка устройств АОПО на ВЛ 220 кВ Уренгой - УГП-2В

С целью обеспечения допустимого уровня токовых нагрузок ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-2В в период 2015 - 2016 годов, а также поддержания допустимых уровней напряжения на шинах ПС 110 кВ Уренгойского энергорайона при нормативных возмущениях в ремонтных схемах электрической сети рекомендуется установка устройства АОПО на ПС 220 кВ Уренгой ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-2В, действующей на отключение нагрузки в объеме до 16 МВт.

Установка устройств АОПО на 3,4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой.

С целью обеспечения допустимого уровня токовых нагрузок 3,4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой при нормативных возмущениях в ремонтной схеме электрической сети в период зимних максимальных/минимальных нагрузок рекомендуется установка устройств АОПО 3,4 АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Уренгой, действующих на отключение нагрузки в Уренгойском энергорайоне в объеме до 50 МВт.

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

4.6.7. Рекомендации по изменению сроков реализации мероприятий по развитию электроэнергетики автономного округа, предусмотренных проектом СиПР ЕЭС России на 2014 - 2020 годы.

По сведениям генерирующей компании ООО "Энергетическая компания "Урал Промышленный - Урал Полярный" срок ввода второй очереди ТЭС Полярная*(19) мощностью 236 МВт - 2016 год.

Существующее значение максимально допустимого перетока активной мощности в контролируемом сечении "Северный энергорайон", в состав которого входят ВЛ 220 кВ Муравленковская - Надым и ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале, накладывает ограничение на выдачу мощности электростанций Северного энергорайона в период летнего максимума/минимума нагрузок, а также в период проведения ремонтов одной из существующих ВЛ 220 кВ контролируемого сечения "Северный энергорайон". С учетом особенности проведения ремонтной кампании ЛЭП на территории автономного округа в осенне-зимний период в случае сохранения сроков ввода ПС 220 кВ Исконная и ВЛ 220 кВ Арсенал Исконная в 2017 году, а всей установленной мощности ТЭС Полярная в 2015 году (сроки, предусмотренные проектом СиПР ЕЭС России на 2014 - 2020 годы) возможны существенные ограничения по выдаче мощности вновь вводимой электростанции.

Кроме того, прохождение осенне-зимнего периода в Уренгойском энергорайоне в период 2015 - 2016 годов до ввода ВЛ 110 кВ Исконная - ПП Лимбя-Яха с учетом возможности нахождения в ремонте ВЛ 110 кВ Буран - Табъяха или ВЛ 110 кВ Табъяха - Оленья возможны существенные ограничения потребления мощности.

С учетом сказанного выше, а также возможных сложностей прохождения осенне-зимнего периода в Уренгойском энергорайоне в период 2015 - 2016 годов в случае подтверждения роста нагрузки в объеме, соответствующем прогнозу потребления электроэнергии (мощности) по проекту СиПР ЕЭС России на 2014 - 2020 годы, рекомендуется синхронизировать реализацию мероприятий по вводу второй очереди ТЭС Полярная, ПС 220 кВ Исконная, ВЛ 220 кВ Арсенал - Исконная и ВЛ 110 кВ Исконная - ПП Лимбя-Яха. Рекомендуемый срок реализации данных мероприятий - 2016 год.

4.6.8. Перечень планируемых к вводу электросетевых объектов.

В дополнение к мероприятиям, предусмотренным проектом СиПР ЕЭС России на 2014 - 2020 года (таблицы 29 - 30), а также в рамках технологического присоединения потребителей (таблица 31), составлен перечень мероприятий по развитию электрической сети 110 кВ и выше, рекомендованных к реализации в период 2015 - 2019 годов (таблица 32). Перечень не учитывает рекомендаций, приведенных в подпункте 4.6.7 пункта 4.6 настоящего раздела.

В таблице 32 представлены предложения по корректировке сроков ввода электросетевых объектов 220 кВ и выше относительно проекта СиПР ЕЭС России на период 2014 - 2020 годов, в том числе для устранения "узких мест" в электрической сети 110 кВ и выше автономного округа.

Дополнительный перечень мероприятий к таблицам 29 - 30 по развитию электрической сети 110 кВ и выше, рекомендованных к вводу в период 2015 - 2019 годов

Таблица 32

N п/п	Наименование мероприятия	Технические характеристики проекта	Год ввода объекта*(1)
1	2	3	4
1	Строительство заходов ВЛ 110 кВ Кирпичная - Кристалл-1, 2 на ПС 220 кВ Арсенал с расширением ОРУ 110 кВ ПС Геолог	2х38 км	2015
2	Замыкание в транзит ВЛ 110 кВ СП Барсуковский - ПП Комсомольский-1, 2 с включением СВ на ПП Комсомольский в нормальной схеме электрической сети. Установка основных быстродействующих защит на ПС 500 кВ Муравленковская ВЛ 110 кВ Муравленковская - СП Барсуковский-1, 2 и ПС 500 кВ Тарко-Сале ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - ПП Комсомольский-1, 2 и организацией ВЧ-канала связи	-	2015
3	Замена трансформаторов тока на ПС УГП-5В по ВЛ 110 кВ УГП-5В-Буран и ВЛ 110 кВ Уренгой-УГП-5В	-	2015
4	Замена трансформаторов тока на ПП Лимбя-Яха и ПС 220 кВ Уренгой по ВЛ 110 кВ Уренгой - ПП Лимбя-Яха-1, 2	-	2017
5	Строительство ВЛ 220 кВ Арсенал - Исконная	164 км	2017
6	Строительство ВЛ 110 кВ Исконная - ПП Лимбя-Яха	2х10 км	2017 *(2)
7	Строительство ПП 110 кВ Новый (ПП 110 кВ Монтажник)	-	2019
8	Строительство ВЛ 110 кВ от ПП 110 кВ Новый (ПП 110 кВ Монтажник) до ближайшей точки врезки в ВЛ 110 кВ ПП Лимбя-Яха - НПС Уренгойская N 1, 2	2х20 км	2019
9	Строительство участков ВЛ 110 кВ от ПП 110 кВ Новый (ПП 110 кВ Монтажник) до места врезки в ВЛ 110 кВ Варенга-Яха - Водозабор-2 N 1, 2 и ВЛ 110 кВ Ева-Яха - Водозабор-2 N 1, 2	2х5 км, 2х5 км	2019
10	Перекоммутация отпаек на ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-5В и ВЛ 110 кВ Уренгой - Варенга-Яха-2 в направлении ПС 110 кВ Опорная, в ВЛ 110 кВ Уренгой - УГТЭС-2, 3 с образованием ВЛ 110 кВ Уренгой - ПП 110 кВ Новый (ПП 110 кВ Монтажник)-3, 4*(3)	2х1 км	2019
11	Строительство ПС 110 кВ Полярник с питающими ВЛ 110 кВ	2х40 МВА 15 км	2015
12	Установка АОПО для защиты транзита 110 кВ между ПС 220 кВ Янга-Яха и ПС 220 кВ Вынгапур (Янга-Яха -Кедр - Губкинская - Новогодняя - Вынгапур) *(4)	-	2015
13	Установка АОПО ВЛ 110 кВ Оленья -Табъяха *(4)	-	2015
14	Установка АОПО ВЛ 110 кВ Тарко- Сале - ПП Комсомольский-1, 2 на ПП Комсомолький*(4)	-	2015
15	Установка АОПО ВЛ 110 кВ Уренгой -УГП-2В *(4)	-	2015
16	Установка АОПО 3,4 АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Уренгой	-	2015
17	Установка АПНУ сечения "Северный энергорайон" на Уренгойской ГРЭС или ПС 220 кВ Надым	-	2015
18	Установка АОПЧ на Уренгойской ГРЭС	-	2015
19	Установка основных быстродействующих защит и оборудования ВЧ-обработки на ПС 500 кВ Тарко-Сале (для вновь образуемой ВЛ-110 "Тарко-Сале - Сигнал" (ВЛ-110 "Тарко-Сале - ПП Северный-4" (с отпайкой на ПС 110 кВ Тарасовская)	-	2015
20	ВЛ 110 кВ ПП Северный - Губкинская или ПС 220 кВ в районе ПС 110 кВ Губкинская с заходами ВЛ 110 кВ *(5)	-	2019
21	Замена трансформаторов 2х25 МВА на 2х40 МВА на ПС 110 кВ Вынгаяхинская	2х40 МВА	2015

Примечания.

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

2. Срок реализации должен быть синхронизирован с вводом ПС 220 кВ Исконная.

3. Рекомендованное мероприятие является предпочтительным в случае подтверждения планов ОАО "Передвижная энергетика" по демонтажу УГТЭС-72 по факту ввода ПС 220 кВ Исконная. В противном случае для определения мероприятий по ликвидации отпаек на ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-5В и на ВЛ 110 кВ Уренгой - Варенга-Яха -2 потребуется проведение технико-экономического обоснования в рамках отдельных проектно-изыскательских работ.

4. Места установки устройств АОПО необходимо выбрать с учетом технико-экономического сравнения вариантов. При этом необходимо учитывать обеспечение надежного контроля защищаемого элемента электрической сети и необходимость реализации ВЧ-канала для передачи управляющих воздействий.

5. Выбор предпочтительного варианта мероприятия необходимо производить с учетом фактических темпов роста электропотребления в районе, при этом до ввода в работу электросетевых объектов предусмотрено мероприятие по пункту 13.

Предложения по корректировке перечня и сроков ввода электросетевых объектов 220 кВ и выше, приведенных в проекте СиПР ЕЭС России на 2014 - 2020 годы *(1)

Таблица 33

N п/п	Наименование объекта/мероприятия	Год ввода по СиПР ЕЭС	Предлагаемый год ввода *(2)
1	2	3	4
1	Сдвиг срока окончания строительства ПС 220 кВ Исконная	2017	2016
2	Предусмотреть ввод ВЛ 220 кВ Арсенал - Исконная	-	2016
3	Сдвиг срока ввода второй очереди ТЭС Полярная и синхронизация его с вводом ВЛ 220 кВ Арсенал - Исконная	2015	2016

Примечания:

1. Возможность корректировки перечня и приближения сроков ввода электросетевых объектов 220 кВ и выше, приведенных в проекте схемы и Программе развития ЕЭС России на 2014 - 2020 годы, и включения мероприятий по их реализации в инвестиционные программы соответствующих сетевых организаций должна определяться исходя из возможных объемов финансирования инвестиционных программ и планируемого ограничения роста тарифов на услуги естественных монополий, а также с учетом реальных сроков проектирования и сооружения таких объектов.

2. Результаты выполненных расчетов электрических режимов показали целесообразность сооружения объектов в 2016 году. При этом в случае невозможности приближения срока ввода данных объектов относительно указанных в схеме и Программе развития ЕЭС России на 2014 - 2020 годы, необходимо учесть рекомендации, приведенные в подпункте 4.6.6 пункта 6 настоящего раздела. Это позволит обеспечить ввод мероприятий в срок, предусмотренный проектом СиПР ЕЭС России на 2014 - 2020 годы.

В ходе анализа перспектив развития электроэнергетики на территории автономного округа на период 2015 - 2019 годов в условиях альтернативного прогноза потребления электроэнергии (мощности) отмечается следующее:

- мероприятия по развитию электроэнергетики на территории автономного округа, предусмотренные в рамках прогноза потребления электроэнергии (мощности), соответствующего проекту СиПР ЕЭС России на 2014 - 2020 годы, в целом обеспечивают возможность перспективного роста нагрузки, соответствующего альтернативному прогнозу без дополнительных объемов вводов электросетевых объектов или генерирующих мощностей;

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

В дополнение к мероприятиям по развитию электроэнергетики на территории автономного округа в период 2015 - 2019 годов в условиях прогноза электроэнергии (мощности), соответствующего проекту СиПР ЕЭС России на 2014 - 2020 годы составлен перечень мероприятий, рекомендованных для случая подтверждения альтернативного прогноза электропотребления (мощности) (таблица 34).

Перечень мероприятий по развитию электроэнергетики на территории автономного округа в период 2015 - 2019 годов в условиях альтернативного прогноза потребления электроэнергии (мощности)

Таблица 34

N п/п	Наименование мероприятия	Технические характеристики проекта	Год ввода объекта
1	2	3	4
1	Строительство ПС 220 кВ Исконная с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Уренгой	2х125 МВА, 2х1х3 км	2016
2	Строительство ВЛ 110 кВ Исконная - ПП Лимбя-Яха	2х10 км	2016
3	Установка устройства АОПО ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Уренгой -2	-	2015
4	Установка устройства АОПО ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-5В		2015

Примечания.

1. Возможность корректировки перечня и приближения сроков ввода электросетевых объектов 220 кВ и выше, приведенных в проекте Схемы и Программе развития ЕЭС России на 2014 - 2020 годы, и включения мероприятий по их реализации в инвестиционные программы соответствующих сетевых организаций должна определяться исходя из возможных объемов финансирования инвестиционных программ и планируемого ограничения роста тарифов на услуги естественных монополий, а также с учетом реальных сроков проектирования и сооружения таких объектов.

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

4.7. Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе.

В таблице 35 приведены данные о перспективном потреблении топлива генерирующими компаниями, действующими на территории автономного округа.

Данные о перспективном потреблении топлива на электростанциях генерирующих компаний на территории автономного округа

Таблица 35

Наименование генерирующей компании	Наименование электростанции	Вид топлива	Потребление (тыс. т у.т.)
			2015 год	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год
1	2	3	4	5	6	7	8
ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация"	Уренгойская ГРЭС	Природный газ	469 151	459 559	824 076	832 841	832 841
ООО "Интертехэлектро - Новая генерация"	Ноябрьская ПГЭ	Природный газ	299 000	299 000	299 000	299 000	299 000
ООО "Северная ПЛЭС"	ПЭС Надым	Природный газ	86 954	86 954	86 954	86 954	86 954
ОАО "Передвижная энергетика"	ПЭС Уренгой	Природный газ	92 000	92 000	92 000	92 000	92 000

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

4.8.1. МО город Салехард.

Программой комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры МО г. Салехард на период 2015 - 2019 годов предусмотрены следующие мероприятия по развитию теплосетевого хозяйства:

- строительство пиковой котельной на площадке ГТЭС-3 мощностью 80 Гкал/ч с установкой 5 котлов КВ-ГМ-23, 26;

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

- строительство котельной N 28 производительностью 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) по адресу: ул. Объездная, д. 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 тепловой энергии 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 мощностью 7,2 Гкал/ч (общественно-деловая зона);

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

- строительство центрального теплового пункта мощностью 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 котельной N 22, N 14, N 28, N 6, ЦТП (от ул. Чкалова - м/р "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 котельной N 13, N 10, N 7, УР-2, от ул. Игарская, 17а - ул. Шалгина, 13 - ул. Деповская, 10;

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

4.8.2. МО город Губкинский.

Программой комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры МО город Губкинский на период 2015 - 2019 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) м/р 6, 7, 11, 14;

- замена изношенных электродвигателей;

- замена сетевых насосов на Общеузловой котельной.

4.8.3. МО город Муравленко.

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

- реконструкция котельного оборудования, системы газопотребления и АСУ ТП котельных: Центральной, 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 2015 по 2025 годы;

- установка общедомовых приборов учета тепловой энергии.

4.8.4. МО город Лабытнанги.

Программой комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры МО город Лабытнанги на период 2015 - 2019 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 кот. 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.

4.8.5. МО Красноселькупский район.

Программой комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры МО Красноселькупского района на период 2015 - 2019 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 расположенной в с. Ратта;

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

- строительство тепловых сетей в районы 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.

4.8.6. МО Надымский район.

Программой комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры МО Надымского района на период 2015 - 2019 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 поселковых котельных: ПСО-35, СУ-11, ФЖК в г. Надыме;

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

- 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 годы;

- 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 п. Пангоды;

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

- ремонт оборудования котельных в п. Пангоды;

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

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

- капитальный ремонт поселковых сетей теплоснабжения в п. Пангоды;

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

4.8.7. МО Шурышкарский район.

Программой комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры МО Шурышкарский район на период 2015 - 2019 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 проекту в районе котельной N 8 в с. Мужи;

- строительство поселковой котельной мощностью 21 МВт в районе котельной N 2 с выводом из эксплуатации котельной N 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 эксплуатации электростанции N 1; 3 с реконструкцией электросетей в с. Горки;

- строительство теплосетей 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 близлежащие объекты, с приобъектным складом ГСМ на 750 ;

- реконструкция теплосетей в 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 существующей котельной мощностью 4,5 МВт и строительство тепловых сетей в с. Лопхари;

- реконструкция теплосетей в с. Лопхари;

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

- строительство котельной мощностью 11 МВт в с. Азовы;

- строительство котельной мощностью 11 МВт в с. Питляр.

4.8.8. МО Тазовский район.

Программой комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры МО Тазовский район на период 2015 - 2019 годов предусмотрены следующие мероприятия по развитию теплосетевого хозяйства:

- реконструкция сетей тепловодоснабжения в с. Газ-Сале;

- реконструкция сетей тепловодоснабжения и канализации в с. Антипаюта;

- реконструкция сетей тепловодоснабжения в с. Гыда.

4.8.9. МО Пуровский район.

Программой комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры МО Пуровский район на период 2015 - 2019 годов предусмотрены следующие мероприятия по развитию теплосетевого хозяйства:

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

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

- замена 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, dу = 300 мм;

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

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

- строительство насосной станции производительностью 200 /ч 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 ср.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 (РП) в г. Тарко-Сале.

ГАРАНТ:

Нумерация подпунктов приводится в соответствии с источником

4.9.10. МО Приуральский район.

Программой комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры МО Приуральский район на период 2015 - 2019 годов предусмотрены следующие мероприятия по развитию теплосетевого хозяйства:

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

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

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

- проектирование и строительство сетей теплоснабжения в с. Катравож;

- строительство сетей теплоснабжения для вновь проектируемых объектов в пос. 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 г. Горнокнязевск;

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

- прокладка новых тепловых сетей в ППУ изоляции в д. Лаборовая;

- прокладка новых тепловых сетей в 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 пос. 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 д. 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.

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

В настоящее время комбинированная выработка тепловой и электрической энергии осуществляется на следующих электростанциях энергосистемы автономного округа: Уренгойская ГРЭС (установленная тепловая мощность 410 Гкал/час, осуществляет теплоснабжение микрорайона Лимбяяха г. Нового Уренгоя), Ноябрьская ПГЭ (установленная тепловая мощность 95 Гкал/час, тепловая энергия ООО "Ноябрьская ПГЭ" сторонним потребителям МО город Ноябрьск не отпускается), ТЭС пос. Харп (осуществляет теплоснабжение п.г.т. Харп), ГПЭС с. Аксарка (осуществляет теплоснабжение с. Аксарка).

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

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

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

4.10. Прогноз развития теплосетевого хозяйства муниципальных образований 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, утверждёнными постановлением Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2012 года N 154.

Прогноз развития теплосетевого хозяйства муниципальных образований на пятилетний период приведён в соответствующих проектах.

Схема размещения объектов электроэнергетики автономного округа

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

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

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

- электрические станции и электрические сети 110 кВ и выше, ввод которых запланирован в период до 2015 года с выделением соответствующими условными обозначениями;

- электрические станции и электрические сети 110 кВ и выше, ввод которых запланирован в период 2015 - 2019 годов с выделением соответствующими условными обозначениями

*(1) В соответствии с Законом автономного округа N 42-ЗАО от 06 октября 2006 года "Об административно-территориальном устройстве Ямало-Ненецкого автономного округа" (принят Государственной Думой автономного округа 20 сентября 2006 года в редакции от 06 декабря 2012 года).

*(2) Федеральная служба государственной статистики (Росстат). Бюллетень "Численность населения Российской Федерации по муниципальным образованиям на 01 января 2013 года".

*(3) На основании докладов о социально-экономической ситуации в автономном округе за 2008 - 2012 годы, подготовленных департаментом экономики автономного округа.

*(4) В текущих ценах.

*(5) Соответствующая статистическая информация за 2012 год отсутствует.

*(6) Информация о наличии объема свободной для технологического присоединения потребителей трансформаторной мощности по центрам питания ОАО "Тюменьэнерго" 110 кВ представлена официальном сайте компании.

*(7) Соответствующая статистическая информация отсутствует.

*(8) Без учета Харвутинской ГТЭС и ГТЭС Песцовая.

*(9) Расчет произведен на основании данных ЕТЭБ за 2011 год.

*(10) За исключением электросетевых объектов 110 кВ крупных промышленных предприятий, работающих изолировано.

*(11) Представлен органом исполнительной власти автономного округа.

*(12) В соответствии со сведениями, представленными ОАО "Энергетическая компания "Урал Промышленный - Урал Полярный", установленная мощность электростанции составит 268 МВт.

*(13) В соответствии со сведениями, представленными ОАО "Энергетическая компания "Урал Промышленный - Урал Полярный", окончательный ввод ТЭС Полярная запланирован на 2016 год.

*(14) Приведенное значение длины и срока ввода ВЛ 220 кВ Надым - Салехард соответствует данным проекта СиПР ЕЭС России на 2014 - 2020 годы. Фактическая длина линии в соответствии с проектной и рабочей документацией составляет 2х359 км. В соответствии с письмом ОАО "Российские сети"от 19 марта 2014 года N БД-717 ввод ПС 220 кВ Салехард и ПС 110 кВ Северное Сияние будет произведен в 2014 году.

*(15) Схема выдачи мощности ТЭС Полярная корректируется проектом.

*(16) Срок данного мероприятия синхронизирован с вводом в работу ПС 110 кВ ПСП.

*(17) Срок соответствует сроку ввода ПС 220 кВ Исконная.

*(18) Данное мероприятие предусмотрено проектом ИПР ОАО "Тюменьэнерго"в 2017 году.

*(19) Письмо ООО "Энергетическая компания "Урал Промышленный - Урал Полярный" от 03 февраля 2014 года N 195-III.

Приложение
к схеме и программе
развития электроэнергетики
Ямало-Ненецкого автономного округа

Перечень мероприятий
по развитию электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа в период 2015 - 2019 годов при альтернативном прогнозе потребления электроэнергии

1. Альтернативный прогноз электропотребления и мощности на территории автономного округа на период 2015 - 2019 годов.

Альтернативный прогноз электроэнергии и мощности на территории автономного округа на период до 2019 года составлен на основе следующей информации:

- сведения о заявках на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей, договор на технологическое присоединение которых заключен;

- сведения о присоединении нагрузки крупных потребителей, договор на технологическое присоединение которых не заключен;

- максимальная величина потребляемой мощности территориально-изолированных населенных пунктов, рассматриваемых для присоединения на параллельную работу с ЕЭС России.

Альтернативный прогноз потребления электроэнергии и мощности представлен в таблице 1 *(1).

Альтернативный прогноз потребления электроэнергии (мощности) энергосистемы автономного округа на период 2015 - 2019 годы

Таблица 1

Наименование показателя	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год
1	2	3	4	5	6
Электропотребление (млн кВт·ч)	12 701	13 638	14 014	14 268	14 473
Максимум нагрузки (МВт)	1 733	1 859	1 910	1 945	1 973

Сопоставление прогнозов максимума нагрузки энергосистемы автономного округа на период до 2019 года приведено на схеме 1. В случае реализации альтернативного прогноза максимум нагрузки 2019 года превысит аналогичную величину прогноза, соответствующего проекту СиПР ЕЭС России на 2014 - 2020 годы, на 210 МВт.

Схема 1. Прогноз максимума нагрузки энергосистемы автономного округа на период до 2019 года

Подробная информация о величинах присоединяемой нагрузки по существующим и вновь вводимым центрам питания 110 кВ и выше энергосистемы автономного округа приведена в таблице 2.

Среди представленных в таблице 2 заявителей выделяются следующие:

- ООО "Новоуренгойский газохимический комплекс" (ООО "НГХК") - 100,5 МВт;

- энергорайон г. Салехарда - 100 МВт к 2019 году;

- ОАО "Сибнефтепровод";

- ООО "Ямалгазинвест";

- ООО "Лукойл - Западная Сибирь";

- ОАО "Арктикгаз";

- ОАО "НОВАТЭК";

- ООО "Газпром добыча Уренгой".

График прироста нагрузки по центрам питания 110 кВ и выше энергосистемы автономного округа

Таблица 2

N п/п	Центр питания	График прироста нагрузки нарастающим итогом (МВт)					Характер нагрузки	Заявитель	Основное назначение
		2015 год	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	ПС 220 кВ НГХК	11,5	54,0	70,5	100,5	100,5	П	ООО "НГХК"	внешнее электроснабжение Новоуренгойского газохимического комплекса
2	ПС 220 кВ Салехард	84,1	92,5	96,2	100,0	100,0	0,75Б 0,25П	муниципальное образование (далее - МО) город Салехард	объединение на параллельную работу энергорайона г. Салехарда с энергосистемой автономного округа
3	ПС 220 кВ Ермак	26,8	32,3	33,2	38,0	48,4	П	ОАО "Сибнефтепровод" (26,8 МВт - 2015 г.), договор ТП ОАО "ФСК ЕЭС" (далее - ФСК), ОАО "Арктикгаз"	внешнее электроснабжение НПС-2 трубопроводной системы "Заполярье - Пурпе" и Русского нефтяного месторождения
4	Новая ПС 220 (110) кВ (к ПС 220 кВ Ермак или ВЛ 220 кВ Ермак - Славянская)	17,6	21,8	22,0	42,4	43,0	П	ОАО "ВНИПИгаздобыча"	внешнее электроснабжение ДКС на УКПГ-1С, 2С, 3С, нефтяные оторочки Заполярного НГКМ
5	Новая ПС 110 кВ НПС "Уренгойская" (к ПП Лимбя-Яха)	20,1	40,0	40,0	40,0	40,0	П	ЗАО "Ямалгазинвест", договор ТП ОАО "Тюменьэнерго" (далее - ТЭ)	внешнее электроснабжение НПС "Уренгойская"
6	Новая ПС 110 кВ Имилорско-Источная (Холмогорская)		40,0	40,0	40,0	40,0	П	ООО "Лукойл-Западная Сибирь", договор ТП ТЭ не заключен	-
7	п. Тазовский (ПС 220 кВ Славянская)					21,7	Б	МО поселок Тазовский	внешнее электроснабжение территориально-изолированного населенного пункта
8	Новая ПС 110 кВ КНС-4 (Тарко-Сале)	22,5	22,5	22,5	22,5	22,5	П	ООО "РН-Пурнефтегаз"	внешнее элекроснабжение КНС-4
9	Новая ПС 110 кВ КНС-1 (Вынгапур)	17,0	20,6	20,6	20,6	20,6	П	ОАО "Газпромнефть-ННГ", договор ТП ФСК	внешнее элекроснабжение КНС-1
10	ПС 110 кВ НПС-1 (к ПС 220 кВ Мангазея)	20,0	20,0	20,0	20,0	20,0	П	ЗАО "Ванкорнефть", договор ТП ФСК	внешнее электроснабжение НПС-1
11	ПС 110 кВ Ямал	5,6	18,6	18,6	18,6	18,6	Б	дачный потребительский кооператив (1,89 МВт - 2013 г.), договор ТП ТЭ ООО "ЭйПиДевелопмент" (2 МВт - 2014 г.), договор ТП ТЭ МО город Новый Уренгой (13 МВт - 2015 г.), договор ТП ТЭ НО Фонд "Развитие ипотечного жилья" (1,7 МВт - 2014 г.), договор ТП ТЭ	электроснабжение дачного кооператива, электроснабжение ТРЦ "Аква Плаза", электроснабжение жилых микрорайонов г. Нового Уренгоя, электроснабжение коммунально-бытовых потребителей
12	Новая ПС 110 кВ Пуровский ЗПК-2 (Тарко-Сале)	17,0	17,0	17,0	17,0	17,0	П	ООО "НОВАТЭК - ПУРОВСКИЙ ЗПК"	внешнее элекроснабжение промышленного предприятия
13	ПС 220 кВ Славянская		16,4	16,4	16,4	16,4	П	ОАО "Сибнефтепровод", договор ТП ФСК	внешнее электроснабжение НПС-1 трубопроводной системы "Заполярье - Пурпе"
14	Новая ПС 110 кВ ПСП (Кирпичная)	16,2	16,2	16,2	16,2	16,2	П	ЗАО "Ямалгаз-инвест", Сибнефтепровод, договор ТЭ	-
15	ПС 110 кВ Новоуренгойская	15,5	15,5	15,5	15,5	15,5	Б	ОАО "Уренгой-горэлектросеть" (7,2 МВт - 2013 г.), договор ТП ТЭООО "Анкор девелопмент" (3 МВт - 2013 г.), договор ТП ТЭООО "Производственная фирма "ВИС" (ООО "ПФ "ВИС") (3,5 - 2014 г.), договор ТП ТЭ не заключен ООО "Специализированное управление вспомогательных работ" (ООО "СУВР") (1,827 МВт - 2014 г.), договор ТП ТЭ	жилые микрорайоны
									ТРЦ
									присоединение коммунально-бытовой нагрузки предприятия
									технологическое присоединение промышленно-бытовой нагрузки
16	Новая ПС 110 кВ (к ПС 110 кВ Буран)	2,0	8,2	20,9	17,3	15,2	П	ОАО "АРКТИКГАЗ"	электроснабжение технологических установок УКПГ
17	ПС 110 кВ УГП-5В	14,3	14,3	14,3	14,3	14,3	П	Уренгойский филиал ООО "Газпром энерго", договор ТП ТЭ	электроснабжение технологических установок УКПГ
18	ПС 110 кВ Тихая	9,1	14,1	14,1	14,1	14,1	0,7Б 0,3П	МО город Новый Уренгой (2013 - 2014 гг. - 4,6 МВт, 2014 - 2016 гг. - 5 МВт), ОАО "Заполярье" (1 МВт - 2013 г.), ЗАО "РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ" (3,5 МВт - 2014 г.)	подключение нового РП 10 кВ в городе, технологическое присоединение энергетических установок БПО и ЦРС, электроснабжение промышленных объектов перевалки продукции (нефти, СПБТ, СГК)
19	с. Газ-Сале (110 кВ Славянская)					13,7	Б	МО с. Газ-Сале	внешнее электроснабжение территориально-изолированного населенного пункта
20	ПС 110 кВ Вынгаяхинская	5,0	7,2	13,2	13,2	13,2	П	ОАО "Газпромнефть-ННГ", договор ТП ТЭ	-
21	ПС 110 кВ Ева-Яха	13,0	13,0	13,0	13,0	13,0	0,75Б 0,25П	Уренгойский филиал ООО "Газпром энерго"	электроснабжение коммунально-бытовых потребителей
22	Новая ПС 220 кВ (Врезка в ВЛ 220 кВ Ермак - Славянская)					11,4	П	ООО "НОВАТЭК - ТАРКОСАЛЕ-НЕФТЕГАЗ"	внешнее электроснабжение предприятия
23	ПС 110 кВ Снежная	3,0	5,0	11,0	11,0	11,0	П	ОАО "Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз"	-
24	ПС 110 кВ УГП-2	10,3	10,3	10,3	10,3	10,3	П	Уренгойский филиал ООО "Газпром энерго" (10,3 МВт - 2014 г.)	электроснабжение технологических установок УКПГ
25	ПС 110 кВ Кристалл	5,5	10,0	10,0	10,0	10,0	П	ООО "НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕ-НЕФТЕГАЗ", договор ТП ТЭ	-
26	ПС 110 кВ Разряд	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0	П	ООО "Лукойл-Западная Сибирь", договор ТП ТЭ
27	Новая ПС 220 (110) кВ к КС "Пуртазовская" (Врезка в ВЛ 220 кВ УГРЭС - Мангазея)	10,0	10,0	10,0	10,0	10,0	П	ООО "Газпром трансгаз Сургут"	внешнее электроснабжение КС "Пуртазовская"
28	ПС 110 кВ УГП-1А	6,4	9,9	9,9	9,9	9,9	П	Уренгойский филиал ООО "Газпром энерго", договор ТП ТЭ	присоединение вновь строящегося БМЗРУ-6 кВ, электроснабжение объектов капитального строительства
29	ПС 110 кВ Орловская	6,7	9,6	9,6	9,6	9,6	П	ОАО "Газпромнефть-ННГ", договор ТП с ТЭ	-
30	ПС 110 кВ Песчаная	8,4	8,4	8,4	8,4	8,4	П	ООО "Газпром энерго", договор ТП ТЭ	-
31	ПС 110 кВ Городская	7,5	7,5	7,5	7,5	7,5	Б	ОАО "Энерго-Газ-Ноябрьск", договор ТП ТЭ	-
32	ПС 110 кВ Песцовая	7,3	7,3	7,3	7,3	7,3	П	ООО "Газпром добыча Уренгой"	-
33	ПС 110 кВ УГП-8	7,2	7,2	7,2	7,2	7,2	П	Уренгойский филиал ООО "Газпром энерго", договор ТП ТЭ	электроснабжение технологических установок УКПГ
34	ПС 110 кВ Варенга-Яха	7,1	7,1	7,1	7,1	7,1	Б	ООО "Сибинтел - Холдинг" (0,75 МВт - 2013 г.), договор ТП ТЭ Уренгойгорэлектросеть (2,3 МВт - 2015 г.), договор ТП ТЭ ОАО "Уренгойгорэлектросеть" (4 МВт - 2013 г.), договор ТП ТЭ	электроснабжение коммунально-бытовой нагрузки предприятия электроснабжение коммунально-бытовых потребителей
35	ПС 110 кВ Победа	6,7	7,0	7,0	7,0	7,0	0,3Б0,7П	городские электрические сети (ГЭС). г. Губкинский, ООО "ЯРГЕО", ООО НОВАТЕК-ТАРКОСАЛЕ-НЕФТЕГАЗ", договоры ТП ТЭ ООО "РН Пурнефтегаз"	-
36	Новая ПС 220 кВ Ванкор (к ПС 220 кВ Мангазея)*	33,0	35,0	55,2	60,9	6,7	П	ЗАО "Ванкорнефть", письмо от 03.09.2013 г. N 43700	объединение на параллельную работу энергорайона Ванкорского промышленного участка (ВПУ) и энергосистемы автономного округа
37	ПС 110 кВ Сигнал	5,4	5,4	5,4	5,4	5,4	Б	ГЭС г. Губкинский, договор ТП ТЭ	-
38	ПС 110 кВ КНС-9	5,0	5,0	5,0	5,0	5,0	П	ОАО "Газпромнефть-ННГ", договор ТП ТЭ	-
39	ПС 110 кВ КС-0	4,6	4,7	4,7	4,7	4,7	П	ООО "Газпромэнерго" (0,95 МВт - 2013 г.) ООО "ЯрГео" (3,65 МВт - 2015 г.)	питание площадки блок-контейнеров связи и эксплуатационного пункта (АБК и бокс): сети освещения, электродвигатели асинхронные 3-фазные, электроснабжение объектов НПС
40	ПС 110 кВ УГП-2В	4,6	4,6	4,6	4,6	4,6	П	ЗАО "Ямалгазинвест", договор ТП ТЭ	расширение завода по подготовке конденсата к транспорту (II очередь), технологическое присоединение объектов "Установка подготовки газов деэтанизации Уренгойского ЗПКТ" и "Реконструкция дожимной компрессорной станции Уренгойского ЗПКТ для обеспечения сырьем НГХК"
41	ПС 110 кВ Голубика	4,3	4,3	4,3	4,3	4,3	Б	договор ТП ФСК с ТЭ (ООО "Газпром добыча Надым")	технологическое присоединение инженерно-эксплуатационного корпуса и детского сада
42	Новая ПС 110 кВ (к ПС 110 кВ Янга-Яха ВЛ Янга-Яха - Комплект-1, 2)	4,2	4,2	4,2	4,2	4,2	П	ООО "Запсибтрансгаз", договор ТП ТЭ	-
43	ПС 110 кВ Таланга	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	П	ООО "Газпром добыча Ноябрьск", договор ТП ТЭ	-
44	ПС 110 кВ Геращенко	4,0	4,0	4,0	4,0	4,0	П	ОАО "Газпромнефть-ННГ", договор ТП ТЭ	-
45	ПС 110 кВ Юрхарово	3,0	4,0	4,0	4,0	4,0	П	ООО "НОВАТЭК - ЮРХАРОВ-НЕФТЕГАЗ"	-
46	ПС 110 кВ Буран		3,8	3,8	3,8	3,8	П	ООО "Газпром добыча Уренгой"	-
47	ПС 110 кВ УГП-3	3,5	3,5	3,5	3,5	3,5	П	Уренгойский филиал ООО "Газпром энерго", договор ТП ТЭ	электроснабжение технологических установок УКПГ
48	Новая ПС Карьер-2 к ВЛ 110 кВ Кирпичная - Кристалл	3,0	3,5	3,5	3,5	3,5	П	ООО "НОВАТЭК - ТАРКОСАЛЕ-НЕФТЕГАЗ"	-
49	ПС 110 кВ Новопурпейская	2,8	2,8	2,8	2,8	2,8	П	ООО "РН-Пурнефтегаз"	-
50	ПС 110 кВ Майская	2,8	2,8	2,8	2,8	2,8	П	ООО "РН-Пурнефтегаз"	-
51	ПС 110 кВ Геолог	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	Б	МКУ "Комитет по строительству и архитектуре Пуровского района", договор ТП ТЭ	-
52	ПС 110 кВ Фарафонтьевская	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	П	ООО "Газпром подземремонт Уренгой"	электроснабжение энергопринимающих устройств управления интенсификации и ремонта скважин
53	ПС 110 кВ Комсомольская	2,5	2,5	2,5	2,5	2,5	П	ООО "РН-Пурнефтегаз"	-
54	ПС 110 кВ Ямальская	1,8	1,8	1,8	1,8	1,8	П	ООО "РН-Пурнефтегаз"	-
55	ПС 110 кВ НПС-2 Промежуточная (НПС "Вынгапур")	1,0	1,2	1,2	1,4	1,4	П	ОАО "Сибнефтепровод"	повышение электрической нагрузки в связи со строительством трубопроводной системы "Заполярье - Пур-Пе"
56	ПС 110 кВ Харампурская	1,3	1,3	1,3	1,3	1,3	П	ООО "РН-Пурнефтегаз"	-
57	ПС 110 кВ Пурпейская	1,1	1,1	1,1	1,1	1,1	П	ООО "Газпромтрансгаз Сургут", договор ТП ТЭ	-
58	ПС 110 кВ УКПГ	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9	П	ООО "Уренгойгорстроймонтаж"	электроснабжение стройплощадки и вагон-городка для строительства ДКС на УКПГ-8В
59	ПС 110 кВ Владимирская	0,6	0,6	0,6	0,6	0,6	Б	ОАО "Энерго-Газ-Ноябрьск", договор ТП ТЭ	-
60	ПС 110 кВ Мара-Яха	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	П	ООО "РН-Пурнефтегаз"	-
61	ПС 110 кВ Ю. Харампурская	0,5	0,5	0,5	0,5	0,5	П	ООО "РН-Пурнефтегаз"	-
62	ПС 110-10 Ямбург	0,0	0,1	0,1	0,2	0,2	П	ООО "Газпром трансгаз Югорск"	-
63	ПС 110 кВ Ныда	0,0	0,1	0,1	0,1	0,2	П	ООО "Газпром трансгаз Югорск"	-
64	ПС 110 кВ Ужгородская		0,1	0,1	0,1	0,2	П	ООО "Газпром трансгаз Югорск"	-
65	ПС 220 кВ Правохеттинская	0,0	0,0	0,1	0,1	0,2	П	ООО "Газпром трансгаз Югорск"	-
66	ПС 110 кВ Приозерная	0,0	0,1	0,1	0,2	0,2	П	ООО "Газпром трансгаз Югорск"	-
67	ПС 110 кВ Левохеттинская	0,0	0,1	0,1	0,1	0,1	П	ООО "Газпром трансгаз Югорск"	-
68	ПС 110 кВ Хасырейская		0,1	0,1	0,1	0,1	П	ООО "Газпром трансгаз Югорск"	-
69	ПС 110 кВ Холод	0,0	0,1	0,1	0,1	0,1	П	ООО "Газпром трансгаз Югорск"	-
70	ПС 110 кВ ГКС Пангоды		0,1	0,1	0,1	0,1	П	ООО "Газпром трансгаз Югорск"	-
71	ПС 110 кВ Лонг-Юган	0,0	0,0	0,1	0,1	0,1	П	ООО "Газпром трансгаз Югорск"	-
72	ПС 110 кВ Светлая	0,1	0,1	0,1	0,1	0,1	П	ООО "РН-Пурнефтегаз"	-
Итого прирост		479.8	666,3	712,6	768,3	824,2
Снижение нагрузки в центрах питания энергосистемы автономного округа
73	ПС 110 кВ Ударная	-7,7	-8,6	-8,6	-11,3	-11,3		Филиал "Муравленковскнефть" ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"	-
74	ПС 110 кВ Барсуковская	-10,0	-10,0	-10,0	-10,0	-10,0		ООО "РН-Пурнефтегаз"	перевод нагрузки на ПС 110 кВ КНС-4
75	ПС 220 кВ ГГПЗ	-9,3	-9,3	-9,3	-9,3	-9,3		Филиал "Губкинский ГПЗ" ОАО "Сибур Тюмень-Газ"	-
76	ПС 110 кВ Звездная	-6,2	-6,9	-6,9	-9,1	-9,1		Филиал "Муравленковскнефть" ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"	-
77	ПС 110 кВ Сугмутская	-5,9	-6,6	-6,6	-8,7	-8,7		Филиал "Муравленковскнефть" ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"	-
78	ПС 110 кВ Пуль-Яха	-4,5	-5,0	-5,0	-6,6	-6,6		Филиал "Муравленковскнефть" ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"	-
79	ПС 110 кВ Жемчужина	-4,3	-4,8	-4,8	-6,3	-6,3		Филиал "Муравленковскнефть" ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"	-
80	ПС 110 кВ Строительная			-6,0	-6,0	-6,0		ООО "Новоуренгойский газохимический комплекс"	-
81	ПС 110 кВ Н, Пурпейская	-6,0	-6,0	-6,0	-6,0	-6,0		ООО "РН-Пурнефтегаз"	перевод нагрузки на ПС 110 кВ КНС-4
82	ПС 110 кВ НПС "Холмогоры"	-4,3	-4,3	-4,1	-4,1	-4,1		ОАО "Сибнефтепровод"	-
83	ПС 110 кВ Крайняя	-2,8	-3,1	-3,1	-4,1	-4,1		Филиал "Муравленковскнефть" ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"	-
84	ПС 110 кВ Нуриевская	-2,6	-2,9	-2,9	-3,8	-3,8		Филиал "Муравленковскнефть" ОАО "Газпромнефть Ноябрьскнефтегаз"	-
85	ПС 110 кВ Погружная	-0,5	-3,2	-3,2	-3,2	-3,2		ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"	-
86	ПС 110 кВ Трудовая	-2,1	-2,4	-2,4	-3,2	-3,2		Филиал "Муравленковскнефть" ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"	-
87	ПС 110 кВ Вышка	-1,2	-2,5	-2,5	-2,5	-2,5		ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"	-
88	ПС 110 кВ Янтарная	-0,3	-2,1	-2,1	-2,1	-2,1		ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"	-
89	ПС 110 кВ Курская	-1,4	-1,5	-1,5	-2,0	-2,0		Филиал "Муравленковскнефть" ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"	-
90	ПС 110 кВ Хорошуновская	-0,3	-1,7	-1,7	-1,7	-1,7		ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"	-
91	ПС 110 кВ Спорышевская	-0,8	-1,7	-1,7	-1,7	-1,7		ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"	-
92	ПС 110 кВ З. Ноябрьская	-0,8	-1,7	-1,7	-1,7	-1,7		ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"	-
93	ПС 110 кВ Разряд	-0,8	-1,6	-1,6	-1,6	-1.6		ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"	-
94	ПС 110 кВ Ярайнерская	-0,3	-1,6	-1,6	-1,6	-1.6		ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"	-
95	ПС 110 кВ Итурская	-0,6	-1,4	-1,4	-1,4	-1.4		ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"	-
96	ПС 110 кВ Карамовская	-0,6	-1,2	-1,2	-1,2	-1.2		ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"	-
97	ПС 110 кВ КНС-1	-0,6	-1,2	-1,2	-1,2	-1.2		ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"	-
98	ПС 110 кВ Хрустальная	-0,5	-1,1	-1,1	-1,1	-1.1		ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"	-
99	ПС 110 кВ Пяку-Пур	-0,1	-0,2	-0,2	-0,2	-0.2		Филиал "Муравленковскнефть" ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"	-
100	ПС 110 кВ НПС Пур-Пе	-0,1	-0,1	-0,1	0,1	0.1		ОАО "Сибнефтепровод"	-
101	ПС 110 кВ Тарасовская	-0,6	-0,6	-0,6	-0,6	-0.6		ООО "РН-Пурнефтегаз"	-
Итого снижение		-75	-93	-99	-112	-112
Итого изменение		404,6	573,1	613,5	656,0	712,0

* Сводные данные по приростам нагрузки по ЦП 110 кВ и выше не учитывают данные по ВПУ, т.к. эти величины не планируется учитывать в перспективном прогнозе потребления электроэнергии (мощности) автономного округа.

2. Анализ прироста максимума нагрузки центров питания 110 кВ и выше при сопоставлении альтернативного и утвержденного ОАО "СО ЕЭС" прогноза роста электропотребления.

Для анализа перспектив развития электроэнергетики автономного округа на период 2015 - 2019 годов в случае реализации альтернативного прогноза проведен анализ изменения максимума нагрузки энергосистемы автономного округа для 2019 года по отношению к прогнозу максимума нагрузки, утвержденного ОАО "СО ЕЭС".

Для целей анализа энергосистема автономного округа условно разбита на следующие районы:

- транзит Холмогорская - Муравленковская и район ПС 500 кВ Холмогорская;

- район ПС 220 кВ Янга-Яха;

- транзит Кедр - Губкинская - Вынгапур;

- транзит Муравленковская - Тарко-Сале;

- район ПС 500 Тарко-Сале;

- транзит Тарко-Сале - ПП Северный - Харампурский;

- транзит Тарко-Сале - Кирпичная - Кристалл;

- район ПС 220 кВ Уренгой;

- район Уренгойской ГРЭС;

- транзит Уренгой - Оленья;

- транзит Оленья - Ямбург - Ямбургская ГТЭС;

- район ПС 220 кВ Ермак и ПС 220 кВ Славянская;

- район Ванкорского промышленного участка (ВПУ) и ПС 220 кВ Мангазея;

- район ПС 220 кВ Пангоды;

- район ПС 500 кВ Надым;

- район ПС 220 кВ Салехард;

- энергокомплекс.

Для каждого описанного района приведена суммарная величина нагрузки по центрам питания 110 кВ и выше в период зимнего максимума 2019 года для каждого из рассматриваемых прогнозов электропотребления (мощности).

На схеме 2 на карту-схему*(2) энергосистемы автономного округа нанесена величина нагрузки по каждому из описанных выше районов (в виде круговых диаграмм с масштабированием по величине максимума нагрузки) с учетом разницы по отношению к прогнозу потребления электроэнергии (мощности), соответствующего проекту СиПР ЕЭС России на 2014 - 2020 годы.

Схема 2. Распределение нагрузки энергосистемы автономного округа в зимний максимум 2019 года при реализации альтернативного прогноза электропотребления (мощности) с указанием прироста по отношению к прогнозу электропотребления (мощности), соответствующего проекту СиПР ЕЭС России на 2014 - 2020 годы

При анализе распределения нагрузки энергосистемы автономного округа в зимний максимум 2019 года при реализации альтернативного прогноза электропотребления (мощности) отмечается следующее:

- дополнительный прирост нагрузки наблюдается по всем рассматриваемым районам энергосистемы автономного округа и превышает 200 МВт;

- существенный прирост по отношению к прогнозу потребления электроэнергии (мощности), соответствующему проекту СиПР ЕЭС России на 2014 - 2020 годы, наблюдается в Уренгойском энергорайоне и составляет более 60 МВт, а также в районе ПС 220 кВ Славянская за счет учета присоединения пос. Тазовский и пос. Газ-Сале, а также неподтвержденных объемов дополнительного потребления ООО "НОВАТЭК ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ" и ОАО "ВНИПИгаздобыча";

- отмечается усугубление балансовой ситуации энергосистемы автономного округа в целом, однако перетоки активной мощности в контролируемых сечениях энергосистемы сохраняются в допустимых пределах.

3. Перечень мероприятий по развитию электроэнергетики автономного округа, принятый в качестве исходной информации.

При проведении анализа перспектив развития электроэнергетики автономного округа для альтернативного прогноза потребления электроэнергии (мощности) в качестве исходной информации был принят следующий состав мероприятий:

- мероприятия, предусмотренные проектом СиПР ЕЭС России на 2014 - 2020 годы;

- мероприятия по развитию генерирующих мощностей и электрической сети 110 кВ в рамках технологического присоединения новых потребителей;

- мероприятия по развитию генерирующих мощностей и электрической сети 110 кВ и выше, рекомендованные в рамках прогноза потребления электроэнергии (мощности), соответствующего проекту СиПР ЕЭС России на 2014 - 2020 годы;

- мероприятия по развитию электрической сети, реализация которых находится на стадии строительства.

Полный перечень мероприятий, принятых в качестве исходной информации, приведен в таблице 3.

Перечень мероприятий, принятый в качестве исходной информации при анализе перспектив развития электроэнергетики автономного округа на период 2015 - 2019 годов при альтернативном прогнозе потребления электроэнергии (мощности)

Таблица 3

N п/п	Наименование мероприятия	Технические характеристики проекта	Год ввода объекта	Группа*(3)
1	2	3	4	5
1	Ввод в работу ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Мангазея-1, 2	2х218 км, 2х1 км, 2х1 км	2014	4
2	Строительство ВЛ 110 кВ УГРЭС-Уренгой с ПП 110 кВ в районе п. Лимбя-Яха с заходами ВЛ 110 кВ	136 км	2014	4
3	Установка АТ N 4 220/110 кВ на ПС 500 кВ Муравленковская	125 МВА	2014	1, 4
4	Ввод ПС 220 кВ НГХК с питающей ВЛ 220 кВ Уренгой - НГХК и ГТЭС установленной мощностью 120 МВт	2х63 МВА, 2х35 км, 120 МВт	2014	2, 4
5	Строительство ПС 220 кВ Арсенал с ВЛ 220 кВ Арсенал - Тарко-Сале	2х125 МВА, 2х90 км	2014	1
6	Строительство ПС 220 кВ Салехард (Обдорск) с ВЛ 220 кВ Надым - Салехард (Обдорск)	2х125 МВА, 2х336*(4) км	2015	1, 4
7	Ввод модуля из двух блоков ГТУ на Ямбургской ГТЭС (модуль 2х20 МВт)	2х20 МВт	2015	1
8	Ввод ТЭС Полярная	266,5 МВт	2015	1
9	Строительство ПС 220 кВ Исконная с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Уренгой	2х125 МВА, 2х1х3 км	2017	1
10	Строительство ПС 220 кВ Ермак с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Мангазея	2х25 МВА, 2х75 км	2017	1
11	Строительство ВЛ 220 кВ Исконная - Ермак	120 км	2017	1
12	Строительство ПС 220 кВ Славянская с ВЛ 220 кВ Ермак - Славянская N 1, 2	2х25 МВА, 2х150 км	2017	1
13	Установка АТГ N 2 500/220 кВ на ПС 500 кВ Муравленковская	3х167 МВА	2018	1
14	Ввод ПС 110 кВ НПС Уренгойская с ВЛ 110 кВ ПП Лимбя-Яха - НПС Уренгойская	2х40 МВА, 2х80 км	2015	2
15	Ввод ПС 110 кВ ПСП с ВЛ 110 кВ Кирпичная - ПСП и ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ ПСП до места врезки в ВЛ 110 кВ Кирпичная - Пур	2х25 МВА	2015	2
16	Строительство одноцепного участка ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Таланга (1 км) до точки врезки ВЛ 110 кВ Кирпичная - Пурпейская в 2015 г.*(5)	1 км	2015	2
17	Ввод ПС 110 кВ Карьер-2 с питающей ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Карьер-2 до места врезки в ВЛ 110 кВ Кирпичная - Кристалл	1х16 МВА	2015	2
18	Ввод ПС 110 кВ КНС-4 с питающими ВЛ 110 кВ до места врезки в ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - ПП Комсомольский-1, 2	2х25 МВА	2015	2
19	Ввод ПС 110 кВ КНС-1 с питающими ВЛ 110 кВ от ПС 220 кВ Вынгапур	2х25 МВА	2015	2
20	Ввод ПС 110 кВ Арктикгаз с питающими ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Буран	-	2015	2
21	Строительство ПС 110 кВ Северное Сияние с питающими ВЛ 110 кВ	2х40 МВА 16 км	2014	3
22	Строительство заходов ВЛ 110 кВ Кирпичная - Кристалл-1, 2 на ПС 220 кВ Арсенал с расширением ОРУ 110 кВ ПС Геолог	2х38 км	2015	3
23	Замыкание в транзит ВЛ 110 кВ СП Барсуковский - ПП Комсомольский-1, 2 с включением СВ на ПП Комсомольский в нормальной схеме электрической сети. Установка основных быстродействующих защит на ПС 500 кВ Муравленковская ВЛ 110 кВ Муравленковская - СП Барсуковский-1, 2 и ПС 500 кВ Тарко-Сале ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - ПП Комсомольский-1, 2 и организацией ВЧ-канала связи	-	2015	3
24	Замена трансформаторов тока на ПС УГП-5В по ВЛ 110 кВ УГП-5В-Буран и ВЛ 110 кВ Уренгой-УГП-5В	-	2015	3
25	Замена трансформаторов тока на ПП Лимбя-Яха и ПС 220 кВ Уренгой по ВЛ 110 кВ Уренгой - ПП Лимбя-Яха-1, 2	-	2015	3
26	Строительство ВЛ 220 кВ Арсенал - Исконная	164 км	2017	3
27	Строительство ВЛ 110 кВ Исконная - ПП Лимбя-Яха	2х10 км	2017	3
28	Строительство ПП 110 кВ Новый (ПП 110 кВ Монтажник)	-	2017	3
29	Строительство ВЛ 110 кВ от ПП 110 кВ Новый (ПП 110 кВ Монтажник) до ближайшей точки врезки в ВЛ 110 кВ ПП Лимбя-Яха - НПС Уренгойская N 1, 2	2х20 км	2017	3
30	Строительство участков ВЛ 110 кВ от ПП 110 кВ Новый (ПП 110 кВ Монтажник) до места врезки в ВЛ 110 кВ Варенга-Яха - Водозабор-2 N 1, 2 и ВЛ 110 кВ Ева-Яха - Водозабор-2 N 1, 2	2х5 км, 2х5 км	2017	3
31	Перекоммутация отпаек на ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-5В и ВЛ 110 кВ Уренгой - Варенга-Яха-2 в направлении ПС 110 кВ Опорная, в ВЛ 110 кВ Уренгой - УГТЭС-2, 3 с образованием ВЛ 110 кВ Уренгой - ПП 110 кВ Новый (ПП 110 кВ Монтажник)-3, 4	2х1 км	2017	3
32	Строительство ПС 110 кВ Полярник с питающими ВЛ 110 кВ	2х40 МВА 15 км	2015	3
33	Установка АОПО для защиты транзита 110 кВ между ПС 220 кВ Янга-Яха и ПС 220 кВ Вынгапур (Янга-Яха - Кедр - Губкинская - Новогодняя - Вынгапур)*(6)	-	2015	3
34	Установка АОПО ВЛ 110 кВ Оленья -Табъяха 6	-	2015	3
35	Установка АОПО ВЛ 110 кВ Тарко- Сале - ПП Комсомольский-1, 26	-	2015	3
36	Установка АОПО ВЛ110 кВ Уренгой - УГП-2В6	-	2015	3
37	Установка АОПО 3,4 АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Уренгой	-	2015	3
38	Установка АПНУ сечения "Северный энергорайон"	-	2015	3
39	Установка АОПЧ на Уренгойской ГРЭС	-	2015	3

4. Анализ "узких мест" электрических сетей энергосистемы автономного округа в период 2015 - 2019 годов при реализации альтернативного прогноза.

Расчеты электрических режимов энергосистемы автономного округа при альтернативном прогнозе электропотребления проведены с учетом выполнения мероприятий по электросетевому строительству/реконструкции, предусмотренных проектом СиПР ЕЭС России на 2014 - 2020 годы, а также с учетом мероприятий по электросетевому строительству/реконструкции, предложенных в настоящей программе развития электроэнергетики при прогнозе электропотребления, соответствующего проекту СиПР ЕЭС России на 2014 - 2020 годы.

При проведении расчетов электрических режимов часть присоединяемой нагрузки учтена упрощенно. Данная нагрузка соответствует неподтвержденным заявкам потребителей на присоединение (ОАО "ВНИПИгаздобыча" и ООО "НОВАТЭК Таркосаленефтегаз"), а также присоединение п. Тазовский и с. Газ Сале. Данная нагрузка дополнительно учтена на шинах ПС 220 кВ Славянская. Присоединяемая нагрузка с ПС 110 кВ Имилорско - Источная также учтена упрощено на шинах 110 кВ ПС 500 кВ Холмогорская ввиду отсутствия сведений о мероприятиях по присоединению данного потребителя.

Вся вновь вводимая нагрузка в энергосистеме учитывается с коэффициентом разновременности максимумов и коэффициентом попадания в максимум энергосистемы в соответствии с характером присоединяемой нагрузки.

При условии соблюдения сроков и объемов реализации мероприятий по развитию электроэнергетики автономного округа на период 2015 - 2019 годов (таблица 3) токовые нагрузки элементов электрической сети, а также напряжения на шинах ПС 110 кВ и выше энергосистемы автономного округа в нормальной схеме электрической сети находятся в допустимых пределах.

4.1. Анализ "узких мест" в электрической сети 220 кВ и выше энергосистемы автономного округа.

4.1.1. ВЛ 220 кВ Кирилловская - Холмогорская.

При нормативных возмущениях в нормальной схеме перегрузка рассматриваемой ЛЭП 220 кВ не выявлена.

Перегрузка рассматриваемой ЛЭП 220 кВ выявлена в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 - Холмогорская (ВЛ 500 кВ Кирилловская - Холмогорская) при аварийном отключении ВЛ 500 кВ Кирилловская - Холмогорская (ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 - Холмогорская).

Недопустимая токовая нагрузка ВЛ 220 кВ Кирилловская - Холмогорская наблюдалась в период зимних максимальных нагрузок 2017 - 2019 годов, а также в период летних максимальных нагрузок 2019 года. Максимальная токовая перегрузка ВЛ 220 кВ Кирилловская - Холмогорская выявлена в период зимних максимальных нагрузок 2019 года и составила 16% от .

Вследствие дефицита мощности в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 - Холмогорская (ВЛ 500 кВ Кирилловская - Холмогорская) при аварийном отключении ВЛ 500 кВ Кирилловская - Холмогорская (ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 - Холмогорская) снижается напряжение на шинах станций и подстанций Ноябрьского энергорайона.

Перегрузки рассматриваемой ЛЭП 220 кВ обусловлены недопустимой величиной перетока мощности в сечении "ЯНАО" в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 - Холмогорская (ВЛ 500 кВ Кирилловская - Холмогорская). Для недопущения токовых нагрузок рассматриваемых ЛЭП 220 кВ в ремонтных схемах переток в сечении "ЯНАО" не должен превышать 890 МВт в зимний период и 700 МВт в летний.

В период зимних максимальных нагрузок 2019 года при отключенной ВЛ 500 кВ Кирилловская - Холмогорская переток в сечении "ЯНАО" составляет 1071 МВт. Снизить переток в сечении "ЯНАО" до допустимого значения возможно путем увеличения загрузки электростанций Северного энергорайона. Для обеспечения требуемого перетока в сечении "ЯНАО" необходимо включить и загрузить до максимального значения всё имеющееся генерирующее оборудование автономного округа. Таким образом, в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 - Холмогорская или ВЛ 500 кВ Кирилловская - Холмогорская в энергосистеме автономного округа с 2019 года отсутствует резерв генерирующих мощностей.

Таким образом, на долгосрочную перспективу в случае подтверждения динамики роста потребления электроэнергии (мощности) рассматриваемого прогноза рекомендуется предусмотреть в рамках разработки/корректировки будущих СиПРЭ автономного округа дальнейшее развитие генерирующих мощностей на территории Ноябрьского энергорайона автономного округа.

4.1.2. ВЛ 220 кВ Уренгой - Пангоды, ВЛ 220 кВ Пангоды - Надым, ВЛ 220 кВ Уренгой - Надым.

При нормативных возмущениях в нормальной схеме недопустимых токовых нагрузок ВЛ 220 кВ Уренгой - Пангоды, ВЛ 220 кВ Пангоды - Надым и ВЛ 220 кВ Уренгой - Надым не выявлено.

Недопустимая токовая нагрузка ВЛ 220 кВ Уренгой - Пангоды, ВЛ 220 кВ Пангоды - Надым наблюдается в режимах 2015 - 2016 годов в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале (ВЛ 220 кВ Уренгой - Надым) при аварийных возмущениях, вызывающих отключение ВЛ 220 кВ Уренгой - Надым (ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале): аварийное отключение 2 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Надым, аварийное отключение 2 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Уренгой, аварийное отключение непосредственно ВЛ 220 кВ Уренгой - Надым (аварийное отключение 2 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале, непосредственно ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале). Максимальное значение токовой нагрузки рассматриваемых ЛЭП 220 кВ выявлено в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале при аварийном отключении 2 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Уренгой в период зимних минимальных нагрузок 2015 года и составляло 119% от и 108% от соответственно.

Недопустимая токовая нагрузка ВЛ 220 кВ Уренгой - Надым наблюдается в режимах 2015 - 2016 годов в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале (ВЛ 220 кВ Уренгой - Пангоды, ВЛ 220 кВ Пангоды - Надым) при аварийных возмущениях, вызывающих отключение ВЛ 220 кВ Уренгой - Пангоды, ВЛ 220 кВ Пангоды - Надым (ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале). Максимальное значение токовой нагрузки рассматриваемой ЛЭП 220 кВ выявлено в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале при аварийном отключении 1 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Уренгой в период зимних минимальных нагрузок 2015 года и составляло 115% от .

Отсутствие недопустимых токовых нагрузок рассматриваемых ЛЭП 220 кВ после 2016 года объясняется вводом в эксплуатацию в 2017 году ВЛ 220 кВ Арсенал - Исконная.

В настоящее время в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале переток в сечении "Северный энергорайон" должен быть ограничен до значения 14% от величины нагрузки потребителей Северного энергорайона, а переток в сечении "Уренгойский энергорайон" до величины 245 МВт. Таким образом, в схемах ремонта данной ЛЭП 220 кВ ограничивается выдача мощности электростанций Северного энергорайона в Ноябрьский энергорайон. Ограничение выдачи мощности электростанций Северного энергорайона в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале не допускает токовой перегрузки рассматриваемых ЛЭП 220 кВ в послеаварийных режимах.

В схеме ремонта Уренгой - Пангоды, ВЛ 220 кВ Уренгой - Надым или ВЛ 220 кВ Надым - Пангоды переток в сечении "Уренгойский энергорайон" ограничен величиной 245 МВт. Ограничение выдачи мощности электростанций Северного энергорайона в данных ремонтных схемах позволяет предотвратить перегрузку электросетевого оборудования в рассматриваемых ремонтных схемах.

Также следует отметить, что на ПС 220 кВ Уренгой установлено устройство АОПО, действующее на разгрузку турбин блока N 1 Уренгойской ГРЭС при недопустимой токовой нагрузке ВЛ 220 кВ Уренгой - Пангоды или ВЛ 220 кВ Уренгой - Надым (две ступени с ограничением генерации на станции на 70 МВт каждая).

Таким образом, соблюдение величины МДП в контролируемых сечениях "Северный энергорайон" и "Уренгойский энергорайон" в схемах ремонта ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале и ВЛ 220 кВ Уренгой - Надым на период до 2017 года не допускает появления перегрузки по току ВЛ 220 кВ Уренгой - Пангоды и ВЛ 220 кВ Пангоды - Надым, однако ограничивает мощность электростанций Северного энергорайона.

4.1.3. ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Уренгой-2.

При нормативных возмущениях в нормальной схеме недопустимых токовых нагрузок ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Уренгой-2 выявлено не было.

Недопустимая токовая нагрузка ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Уренгой-2 выявлена в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале при аварийном отключении 1 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Уренгой в период и летних нагрузок 2015 - 2016 годов. Максимальное значение токовой нагрузки выявлено в период летних максимальных нагрузок 2016 года и составило 106% от .

В схеме ремонта ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале переток в сечении "Северный энергорайон" должен быть ограничен до значения 14% от величины нагрузки потребителей Северного энергорайона, а переток в сечении "Уренгойский энергорайон" до величины 245 МВт. В схеме ремонта ВЛ 220 кВ Уренгой - Пангоды или ВЛ 220 кВ Пангоды - Надым переток в сечении "Уренгойский энергорайон" должен быть ограничен до величины 245 МВт.

Таким образом, соблюдение величины МДП в контролируемых сечениях "Северный энергорайон" и "Уренгойский энергорайон" в схемах ремонта ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале не допускает появления перегрузки по току ВЛ 220 кВ Уренгой - Надым, однако ограничивает мощность электростанций Северного энергорайона. Для снижения ограничения выдачи мощности электростанций Северного энергорайона рекомендуется до ввода в 2017 году ВЛ 220 кВ Арсенал - Исконная предусмотреть установку устройства АОПО, действующего на разгрузку Уренгойской ГРЭС при недопустимой токовой нагрузке ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Уренгой.

С учетом ограничений, которые накладывает существующее значение МДП в контролируемом сечении "Северный энергорайон" на выдачу мощности электростанций Северного энергорайона, а также существующих устройств АОПО на ВЛ 220 кВ Уренгой Пангоды и ВЛ 220 кВ Уренгой - Надым и рекомендаций по установке устройства АОПО ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Уренгой-2, в условиях отсутствия ВЛ 220 кВ Арсенал - Исконная при вводе в работу второй очереди ТЭС Полярная, рекомендуется рассмотреть возможность организации АПНУ сечения "Северный энергорайон" и АОПЧ на Уренгойской ГРЭС.

Данное мероприятие позволит повысить МДП контролируемого сечения "Северный энергорайон" в условиях отсутствия ВЛ 220 кВ Арсенал - Исконная и снизить ограничение на выдачу мощности электростанций Северного энергорайона.

4.1.4. 2 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур.

Токовые перегрузки 2 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур выявлены в зимние и летние периоды 2015 - 2019 годов в нормальной схеме при отключении 1 СШ 110 кВ или 1 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Вынгапур. Максимальная величина токовой нагрузки в зимний период выявлена в период зимних максимальных нагрузок 2019 года и составляет 148% от . Максимальная величина токовой нагрузки в летний период выявлена в период летних максимальных нагрузок 2018 - 2019 годов и составляет 116% от .

По сведениям собственника оборудования допускается перегрузка данного АТ на 50% при температуре окружающей среды -10ОС и на 20% при температуре окружающей среды +25О С в течение 2 часов. Для ликвидации данной перегрузки рекомендуется перевести один из двух отключившихся вместе с системой шин автотрансформаторов на обходную систему шин.

Максимальная токовая нагрузка рассматриваемого АТ в ремонтных схемах выявлена в период зимних максимальных нагрузок 2019 года в схеме ремонта ВЛ110 кВ Янга-Яха - Кедр при аварийном отключении 1 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Вынгапур и составила 209% от .

Необходимо отметить, что на ПС 220 кВ Вынгапур установлены устройства АОПО, имеющие следующие ступени воздействия при превышении токовой нагрузки 1, 2, 3 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур величины 850 А летом и 960 А зимой:

1 ступень с выдержкой времени 60 с: на сигнал;

2 ступень с выдержкой времени 1200 с: на отключение В-110 Новогодняя и Маяк на ПС 220 кВ Вынгапур с запретом АПВ;

3 ступень с выдержкой времени 1260 с: на отключение на ПС 220 кВ Вынгапур с запретом АПВ В-110 Ярайнерская-I и без запрета АПВ Ярайнерская-2;

4 ступень с выдержкой времени 1320 с: на отключение на ПС 220 кВ Вынгапур с запретом АПВ В-110 Песчаная-1 и без запрета АПВ Песчаная-2.

Недопустимая токовая нагрузка рассматриваемого АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур также выявлена в период зимних максимальных нагрузок 2019 года при аварийном отключении 1 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Вынгапур в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Холмогорская - Янга-Яха, которая составила 161% от .

2 ступень данной автоматики действует на секционирование сети 110 кВ. При этом питание потребителей, подключенных к ПС 110 кВ Губкинская, ПС 110 кВ Новогодняя, ПС 110 кВ Маяк, ПС 110 кВ Снежная, ПС 110 кВ Еты-Пур, ПС 110 кВ Вынгаяхинская, ПС 110 кВ Ханымей, ПС 110 кВ Кедр осуществляется со стороны ПС 220 кВ Янга-Яха по протяженному одноцепному транзиту 110 кВ. При суммарной мощности потребителей рассматриваемого энергорайона свыше 84 МВт в результате деления сети наблюдается недопустимая токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Янга-Яха - Кедр и ВЛ 110 кВ Кедр - Губкинская, а также глубокое снижение напряжения на шинах вышеуказанных ПС 110 кВ вплоть до потери статической устойчивости нагрузки. При потреблении мощности данного энергорайона свыше 84 МВт рекомендуется вывести из работы 2 ступень АОПО, установленной на ПС 220 кВ Вынгапур (мощность в период зимних максимальных нагрузок 2015 - 2019 годов составляет 103 - 113 МВт).

Действие 3 и 4 ступеней автоматики позволяет снизить токовую нагрузку 2 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур при аварийном отключении 1 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Вынгапур в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Янга-Яха-Кедр в период зимних максимальных нагрузок 2019 года до 130% от , а в период летних максимальных нагрузок 2019 года до 102% от . Такую величину токовой нагрузки 2 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур может нести до 8 часов. За это время рекомендуется перевести один из двух отключившихся вместе с 1 СШ 220 кВ автотрансформаторов на обходную систему шин.

В схеме ремонта 2 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур при существующей схеме присоединений ПС 220 кВ Вынгапур при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур, либо при аварийном отключении 1 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Вынгапур отключаются все три АТ 220/110 кВ. При этом происходит глубокое снижение напряжения на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур вплоть до нарушения статической устойчивости нагрузки потребителей как в период максимальных, так и в минимальных летних и зимних режимах 2015 - 2019 годов. Рекомендуется обеспечение коммутации АТ 1 220/110 кВ и АТ 3 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур на разные системы шин в РУ 110 кВ и РУ 220 кВ при выводе в ремонт АТ 2 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур. При данной перефиксации АТ в послеаварийном режиме схемы ремонта АТ 2 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур при отключении 1 СШ 110 кВ или 1 СШ 220 кВ токовая нагрузка 1(3) АТ 220/110 кВ ПС Вынгапур составляет 146% от . Данная перегрузка может быть ликвидирована действием автоматики или оперативного персонала на отключение присоединений В-110 Ярайнерская-1, 2 и В-110 Песчаная-1, 2.

Согласно полученным данным, присоединение новых потребителей к ПС 220 кВ Вынгапур невозможно без ввода ограничений потребления в ремонтных схемах. Таким образом, для присоединения новых потребителей в данном энергорайоне потребуется сооружение нового центра питания.

4.1.5. 1, 3 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур.

При нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети перегрузка рассматриваемых АТ не выявлена.

Токовая перегрузка 1 (3) АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур выявлена в схеме ремонта 2 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур при аварийном отключении 3 (1) АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур в период как зимних, так и летних нагрузок 2015 - 2019 годов. Максимальная нагрузка выявлена в период зимних максимальных нагрузок 2019 года и составила 151% от . Максимальная загрузка в период летних нагрузок выявлена в период летних максимальных нагрузок 2019 года и составила 119% от .

По данным собственника оборудования, допускается перегрузка данного АТ на 40% при температуре окружающей среды от -10О С до 0О С и на 20% при температуре окружающей среды +25О С в течение 8 ч.

При выведенной из работы 2 ступени АОПО АТ 1(3) 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур воздействие 3 и 4 ступеней, действующих на отключение нагрузки, позволяют снизить токовую перегрузку рассматриваемого АТ до длительно допустимых значений. При этом происходит отключение нагрузки общей мощностью до 82 МВт в период зимних максимальных нагрузок 2019 года.

Согласно полученным данным, присоединение новых потребителей к ПС 220 кВ Вынгапур невозможно без ввода ограничений потребления в ремонтных схемах. Таким образом, для присоединения новых потребителей в данном энергорайоне потребуется сооружение нового центра питания.

4.1.6. 3 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Холмогорская.

Токовая нагрузка 3 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Холмогорская в послеаварийном режиме нормальной схемы, вызванном аварийным отключением 2 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Холмогорская выявлена в период зимних максимальных нагрузок 2017 года и составляет 100% от .

По сведениям собственника оборудования, допускается перегрузка данного АТ на 20% при температуре окружающей среды от -10О С до 0О С в течение 8 часов. В течение этого времени токовую нагрузку трансформатора можно снизить путем перевода одного из двух трансформаторов с отключившейся шины на обходную систему шин.

Токовые перегрузки 3 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Холмогорская выявлены в ремонтных схемах, при аварийном отключении 2 СШ 220 кВ ПС 500 В Холмогорская или 2 СШ 110 кВ ПС 500 кВ Холмогорская в период зимних нагрузок 2015 - 2019 годов. При этом токовая нагрузка рассматриваемого АТ превышает значение допустимой в течение 2 часов нагрузки 130% от в послеаварийных режимах схемы ремонта ВЛ 220 кВ Холмогорская - Янга-Яха. Максимальная токовая нагрузка 3 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Холмогорская выявлена в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Холмогорская - Янга-Яха при аварийном отключении 2 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Холмогорская в период зимних максимальных нагрузок 2017 года и составила 154% от . Максимальная токовая нагрузка в летний период наблюдалась при данном сочетании ремонтной схемы и аварийного отключения в период летних максимальных нагрузок 2017 года и составила 125% от .

Для предотвращения данной недопустимой токовой нагрузки рекомендуется в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Холмогорская - Янга-Яха перевести ВЛ 220 кВ Холмогорская - Вынгапур со 2 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Холмогорская на 1 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Холмогорская. В результате данной перефиксации в ремонтной схеме при аварийном отключении 2 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Холмогорская токовая нагрузка 3 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Холмогорская в послеаварийном режиме в период зимних максимальных нагрузок 2017 года снижается до 125% от . По данным собственника допускается подобная величина токовой нагрузки рассматриваемого АТ в течение 2 часов при температуре окружающей среды -10О С. В течение данного времени необходимо перевести один из двух отключившихся вместе с системой шин АТ 220/110 кВ на обходную систему шин, ликвидировав тем самым токовую перегрузку 3 АТ.

4.1.7. 4,6 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Холмогорская.

При нормативных возмущениях в нормальной схеме перегрузка рассматриваемых АТ не выявлена.

Токовые перегрузки 4(6) АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Холмогорская выявлены в схеме ремонта 6(4) АТ 20/110 кВ ПС 500 кВ Холмогорская при аварийном отключении 1 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Холмогорская в период зимних нагрузок 2015 - 2019 годов. Максимальная токовая нагрузка выявлена в период зимних максимальных нагрузок 2017 года и составила 125% от и 118% от соответственно.

По данным собственника оборудования, допускается перегрузка 4 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Холмогорская на 20% при температуре окружающей среды от -10О С до 0ОС в течение 8 часов и на 30% в течение 2 часов, 6 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Холмогорская - на 40% при температуре окружающей среды от -10О С до 0о С в течение 8 часов и на 50% в течение 2 часов.

Для предотвращения перегрузки рассматриваемых АТ рекомендуется в схеме ремонта 4 (6) АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Холмогорская перевести ВЛ 220 кВ Холмогорская - Янга-Яха с 1 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Холмогорская на 2 СШ 220 кВ. Данное мероприятие позволяет предотвратить перегрузки рассматриваемых АТ.

4.1.8. 1 АТ, 3 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская.

При нормативных возмущениях в нормальной схеме перегрузка рассматриваемых АТ не выявлена.

Недопустимая токовая нагрузка 1 АТ 220/110 кВ и 3 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская выявлена в период как зимних, так и летних нагрузок 2015 - 2019 годов в послеаварийных режимах, связанных с отключением 2 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская и 5 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская. Максимальная величина токовой нагрузки выявлена при отключении 2 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская и 5 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская в период зимних максимальных нагрузок 2016 года и составляет 122% от . В режимах летних нагрузок максимальная величина токовой нагрузки рассматриваемых АТ выявлена при аналогичном возмущении в период летних максимальных нагрузок 2015 - 2016 годов и составила 106% от .

По сведениям собственника оборудования, допускается перегрузка 1, 3 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская на 20% при температуре окружающей среды от -10ОС до 0о С в течение 8 часов. Перегрузка АТ при температуре +25О С не допустима.

Схемно-режимные мероприятия, заключающиеся в переключении положений отпаек РПН на ПС 500 кВ Тарко-Сале, ПС 500 кВ Холмогорская, ПС 220 кВ Пуль-Яха, ПС 220 кВ Янга-Яха, ПС 220 кВ Арсенал, а также изменение уставки по напряжению УРС-110 на ПС 110 кВ Звездная позволяют снизить токовую нагрузку 1 АТ, 3 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская до 102% от в зимний период и ликвидировать данную перегрузку в летний период. Переключение положений отпаек РПН рекомендуется выполнять превентивно в схемах ремонта 2 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская и 5 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская. Переключение также допускается производить оперативным персоналом в послеаварийных режимах.

Альтернативным мероприятием по разгрузке АТ 1,3 220/110 кВ Муравленковская является размыкание транзита 110 кВ Муравленковская - Тарко-Сале в точках, обеспечивающих питание потребителей преимущественно от ПС 500 кВ Тарко-Сале.

4.1.9. 2 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская.

Недопустимая токовая нагрузка 2 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская выявлена в нормальной схеме в зимние и летние периоды 2015 - 2019 годов в послеаварийных режимах, связанных с отключением 1 СШ 110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская или 1 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Муравленковская.

Максимальная величина токовой нагрузки в послеаварийных режимах нормальной схемы выявлена в период зимних максимальных нагрузок 2016 - 2017 годов и составляет 129% от . Максимальная величина токовой нагрузки в летний период выявлена в период летних максимальных нагрузок 2015 - 2017 годов и составила 109% от .

По сведениям собственника оборудования, допускается перегрузка данного АТ на 40% в течение 8 часов и на 50% в течение 2 часов при температуре окружающей среды от -10О С до 0О С и на 20% при температуре +25 О С в течение 8 часов. За это время для ликвидации недопустимой токовой нагрузки рекомендуется перевести 5 АТ 220/110 кВ либо 1,3 АТ 220/110 кВ с отключившейся СШ на обходную систему шин.

Превышение длительно допустимой токовой нагрузки рассматриваемого АТ наблюдалось при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ (220 кВ) ПС 500 кВ Муравленковская в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - ПП Комсомольский-1, 2, ВЛ 110 кВ Пуль-Яха - Стрела, 4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Пуль-Яха и др. как в период зимних, так и летних нагрузок 2015 - 2019 годов. Токовая нагрузка при этом не превышала допустимую в течение 2 часов величины (не более 50% в зимний период и не более 20% в летний). За указанное время для ликвидации недопустимой токовой нагрузки рекомендуется перевести 5 АТ 220/110 кВ либо 1, 3 АТ 220/110 кВ с отключившейся СШ на обходную систему шин.

В схеме ремонта ВЛ 220 кВ Холмогорская - Пуль-Яха в послеаварийном режиме, связанном с аварийным отключением 1 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Муравленковская в периоды зимних максимальных нагрузок 2015 - 2019 годов, токовая нагрузка составляет 161 - 167% от , в период летних максимальных нагрузок 2015 - 2019 годов - 137 - 141% от . Для предотвращения данной недопустимой токовой нагрузки рекомендуется в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Холмогорская - Пуль-Яха перевести ВЛ 220 кВ Муравленковская - Пуль-Яха на 2 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Муравленковская. Данное мероприятие позволяет снизить токовую нагрузку 2 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская в рассматриваемом послеаварийном режиме до 120% от в период зимних максимальных нагрузок 2016 года и до 101% от в период летних максимальных нагрузок 2016 года. Альтернативным мероприятием по разгрузке является размыкание транзита 110 кВ Муравленковская - Тарко-Сале в точках, обеспечивающих питание потребителей преимущественно от ПС 500 кВ Тарко-Сале. Рекомендуется превентивно в ремонтной схеме увеличить напряжение на шинах 110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале, ПС 220 кВ Пуль-Яха, ПС 220 кВ Арсенал посредством переключения отпаек РПН АТ 220/110 кВ вышеуказанных ПС, а также изменения уставки по напряжению УРС-110, установленного на ПС 110 кВ Звездная.

4.1.10. 5 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская.

При нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети недопустимая токовая нагрузка 5 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская не выявлена.

Токовые перегрузки 5 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская выявлены в зимние и летние периоды 2015 - 2019 годов в послеаварийных режимах, связанных с отключением 1 АТ, 3 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская и 2 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская. Максимальная токовая нагрузка выявлена в периоды зимних максимальных нагрузок 2016 года при отключении 1 АТ, 3 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская и 2 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская и составляет 122% от .

Схемно-режимные мероприятия, заключающиеся в переключении положений отпаек РПН АТ 220/110 кВ на ПС 500 кВ Тарко-Сале, ПС 500 кВ Холмогорская, ПС 220 кВ Пуль-Яха, ПС 220 кВ Янга-Яха, ПС 220 кВ Арсенал, позволяют снизить токовую нагрузку 1 АТ, 3 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская до 103% от . Переключение положений отпаек РПН рекомендуется выполнять превентивно в схемах ремонта 1 АТ, 3 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская и 2 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская. Переключения также допускается производить оперативным персоналом в послеаварийных режимах. Полностью ликвидировать токовую перегрузку 5 АТ 220/110 кВ возможно размыканием транзита 110 кВ Муравленковская - Тарко-Сале в точках, обеспечивающих питание потребителей преимущественно от ПС 500 кВ Тарко-Сале.

4.1.11. 3 АТ, 4 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале.

При нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети недопустимая токовая нагрузка 3,4 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале не выявлена.

Недопустимые токовые нагрузки 3 АТ (4 АТ) 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале выявлены в зимние периоды 2015 - 2019 годов при нормативных возмущениях в ремонтных схемах электрической сети при отключении следующих элементов:

4 АТ (3 АТ) 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале и 5 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале;

5 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале и 2 СШ (1 СШ) 110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале;

5 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале и 2 СШ (1 СШ) 220 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале.

Максимальные токовые нагрузки 3 АТ (4 АТ) 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале выявлены в периоды зимних максимальных нагрузок 2015 - 2019 годов при отключении 4 АТ (3 АТ) 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале и 5 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале и составляют 130 - 134% от .

По сведениям собственника оборудования, допускается перегрузка 3,4 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале на 20% при температуре окружающей среды от -10О С до 0ОС в течение 8 часов и на 30% в течение 2 часов.

На ПС 500 кВ Тарко-Сале установлено устройство АОПО, действующее при перегрузке 3, 4 АТ или 5 АТ 220/110 кВ на ПС 500 кВ Тарко-Сале на отключение В-110 (ОВ-110) Комсомольская 1, 2 на ПС 500 кВ Тарко-Сале с запретом АПВ (1 ступень) и на отключение В-110 (ОВ-110) Харампурская-1, 2 на ПП Северный с запретом АПВ (2 ступень). 1 ступень, действующая на секционирование сети 110 кВ между ПС 500 кВ Тарко-Сале и ПС 500 кВ Муравленковская, снижает токовую нагрузку рассматриваемых АТ до 103 - 105% от . Дальнейшее снижение токовой нагрузки рассматриваемых АТ возможно путем переключения положений отпаек РПН АТ 220/110 кВ на вновь вводимой ПС 220 кВ Арсенал.

4.1.12. 5 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале.

При нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети недопустимая токовая нагрузка 5 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале не выявлена.

Недопустимые токовые нагрузки 5 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале выявлены в зимние периоды 2015 - 2019 годов в послеаварийных режимах, связанных с отключением 3 АТ и 4 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале.

Максимальная токовая нагрузка 5 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале выявлена в период зимних максимальных нагрузок 2015 - 2016 годов и составляет 130% от .

По сведениям собственника оборудования, допускается перегрузка 5 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале на 40% при температуре окружающей среды от -10О С до 0О С в течение 8 часов и на 50% в течение 2 часов.

На ПС 500 кВ Тарко-Сале установлено устройство АОПО, действующее при перегрузке 5 АТ 220/110 кВ на ПС 500 кВ Тарко-Сале на отключение В-110 (ОВ-110) Комсомольская 1, 2 на ПС 500 кВ Тарко-Сале с запретом АПВ (1 ступень) и на отключение В-110 (ОВ-110) Харампурская-1, 2 на ПП Северный с запретом АПВ (2 ступень).

1 ступень, действующая на секционирование сети 110 кВ между ПС 500 кВ Тарко-Сале и ПС 500 кВ Муравленковская, снижает токовую нагрузку рассматриваемого АТ до 103% от . Дальнейшее снижение токовой нагрузки рассматриваемого АТ возможно путем переключения положений отпаек РПН АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Арсенал.

4.1.13. 3,4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой.

Недопустимые токовые нагрузки рассматриваемых АТ 220/110 кВ выявлены в режимах при нормативных возмущениях как в нормальной, так и ремонтных схемах электрической сети.

В период 2015 - 2016 годов наблюдаются недопустимые токовые нагрузки рассматриваемых АТ 220/110 кВ при аварийном отключении одного из АТ 220/110 кВ, а также 1 или 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой. Максимальная токовая нагрузка 3(4) АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой при нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети выявлена при аварийном отключении 2(1) СШ 220(110) кВ ПС 220 кВ Уренгой в период зимних максимальных нагрузок 2016 года и составляет 158% (167%) от .

Токовая нагрузка 3(4) АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой при аварийном отключении 4(3) АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой составляет в период зимних максимальных нагрузок 2016 года 154% от .

Максимальная токовая нагрузка 3(4) АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой при нормативных возмущениях в ремонтных схемах электрической сети наблюдается при аварийном отключении 4(3) АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Табьяха - Оленья (или ВЛ 110 кВ Буран - Тябьяха) в период зимних максимальных нагрузок 2016 года и составляет 189% от .

По данным собственника оборудования, перегрузка рассматриваемых АТ 220/110 кВ возможна на 30% (20%) в течение 8 часов при температуре окружающего воздуха -20 (-10)ОС.

В период 2017 - 2019 годов в соответствии с таблицей 3 настоящего перечня предусмотрен ввод следующих электросетевых объектов, направленных на повышение надежности электроснабжения потребителей Уренгойского энергорайона:

- ВЛ 110 кВ Исконная - ПП Лимбя-Яха;

- ПП 110 кВ Новый (ПП 110 кВ Монтажник) с ВЛ 110 кВ от ПП 110 кВ Новый (ПП 110 кВ Монтажник) до ближайшей точки врезки в ВЛ 110 кВ ПП Лимбя-Яха - НПС Уренгойская N 1, 2;

- строительство участков ВЛ 110 кВ от ПП 110 кВ Новый (ПП 110 кВ Монтажник) до места врезки в ВЛ 110 кВ Варенга-Яха - Водозабор-2 N 1, 2 и ВЛ 110 кВ Ева-Яха - Водозабор-2 N 1, 2.

Кроме того, с целью формирования кольцевой схемы электрической сети 110 кВ вокруг города Нового Уренгоя предусмотрена перекоммутация отпаек от ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-5В и ВЛ 110 кВ Уренгой - Варенга-Яха-2 в направлении ПС 110 кВ Опорная, в ВЛ 110 кВ Уренгой - УГТЭС-2, 3 с образованием ВЛ 110 кВ Уренгой - ПП Новый (Монтажник)-3, 4.

В условиях реализации данных мероприятий в ходе анализа результатов расчетов электрических режимов на период 2017 - 2019 годов отмечается следующее:

- недопустимая токовая нагрузка 3(4) АТ 220/110 кВ при нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети выявлена в период зимних максимальных нагрузок 2017 года при аварийном отключении 2(1) СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой и составляет 122% от ;

- недопустимые токовые нагрузки 3, 4 АТ 220/110 кВ при нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети в период 2017 - 2019 годов могут быть полностью устранены схемно-режимными мероприятиями за счет изменения положения привода РПН АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Исконная или ПС 220 кВ Оленья;

- недопустимые токовые нагрузки 3, 4 АТ 220/110 кВ при нормативных возмущениях в ремонтных схемах электрической сети выявлены в период зимних максимальных и минимальных нагрузок в период 2017 - 2019 годов и достигает 150% от при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Буран - Табьяха в период зимних максимальных нагрузок 2017 года.

Недопустимые токовые нагрузки 3, 4 АТ 220/110 кВ при нормативных возмущениях в ремонтных схемах могут быть устранены превентивным отключением Р-110 на ПС 220 кВ Уренгой в схемах ремонта ВЛ 110 кВ, а также переключением отпаек устройств РПН на АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Исконная и ПС 220 кВ Оленья.

Мероприятия по устранению недопустимых токовых нагрузок 3, 4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой рассмотрены в пункте 5.1 настоящего перечня.

4.2. Анализ "узких мест" в электрической сети 110 кВ энергосистемы автономного округа.

4.2.1. Энергорайон Маяк - Кедр.

К энергорайону Маяк - Кедр отнесена часть электрической сети 110 кВ, ограниченная следующими электросетевыми элементами:

ВЛ 110 кВ Янга-Яха - Кедр;

ВЛ 110 кВ Вынгапур - Новогодняя;

ВЛ 110 кВ Вынгапур - Маяк.

Перечисленные элементы являются основными источниками питания энергорайона Маяк - Кедр.

В энергорайон Маяк - Кедр объединены следующие подстанции:

ПС 110 кВ Маяк;

ПС 110 кВ Снежная;

ПС 110 кВ Еты-Пур;

ПС 110 кВ Новогодняя;

ПС 110 кВ Вынгаяхинская;

ПС 110 кВ Губкинская;

ПС 110 кВ Кедр;

ПС 110 кВ Ханымей;

ПС 110 кВ Новогодняя;

ПС 110 кВ Губкинская;

ПС 110 кВ Ханымей.

Недопустимых токовых нагрузок ВЛ 110 кВ рассматриваемого энергорайона, а также недопустимого снижения напряжения на шинах ПС 110 кВ при нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети не выявлено.

В периоды зимних максимальных и минимальных, а также летних максимальных и минимальных нагрузок 2015 - 2019 годов на шинах подстанций энергорайона "Маяк - Кедр", перечисленных выше, возможно глубокое снижение напряжения (ниже 84 кВ) с потерей устойчивости нагрузки в послеаварийных режимах, связанных с отключением:

ВЛ 110 кВ Вынгапур - Маяк в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Вынгапур - Новогодняя в период зимних максимальных нагрузок 2015 - 2019 годов, а также в период зимних минимальных нагрузок 2016 - 2019 годов;

1(2) СШ 110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Вынгапур - Маяк (ВЛ 110 кВ Вынгапур - Новогодняя) в период зимних максимальных нагрузок 2015 - 2019 годов, а также в период зимних минимальных нагрузок 2017 - 2019 годов;

1 СШ 110 кВ ПС 110 кВ Новогодняя в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Вынгапур - Маяк в зимний период 2015 - 2019 годов и летний период 2017 - 2019 годов.

В период 2015 - 2019 годов выявлены недопустимые токовые загрузки ВЛ 110 кВ рассматриваемого энергорайона:

ВЛ 110 кВ Янга-Яха - Кедр (ВЛ 110 кВ Кедр - Губкинская) в послеаварийных режимах, связанных с отключением ВЛ 110 кВ Вынгапур - Маяк и ВЛ 110 кВ Вынгапур - Новогодняя в период летних максимальных и минимальных нагрузок 2015 - 2019 годов, а также зимних минимальных нагрузок 2015 года. Максимальная токовая загрузка ВЛ 110 кВ Янга-Яха (ВЛ 110 кВ Кедр - Губкинская) выявлена в период летних максимальных нагрузок 2019 года и составила 131%от .

ВЛ 110 кВ Вынгапур - Маяк (ВЛ 110 кВ Новогодняя - Маяк) в послеаварийных режимах, связанных с отключением одной из ВЛ 110 кВ Янга-Яха - Кедр или ВЛ 110 кВ Кедр - Губкинская и ВЛ 110 кВ Вынгапур - Новогодняя. Максимальная токовая загрузка рассматриваемых ВЛ 110 кВ выявлена в период зимних максимальных нагрузок 2017 года и составила 130% (112%) от ;

ВЛ 110 кВ Вынгапур - Новогодняя в послеаварийных режимах, связанных с отключением одной из ВЛ 110 кВ Янга-Яха - Кедр или ВЛ 110 кВ Кедр - Губкинская и ВЛ 110 кВ Вынгапур - Маяк. Максимальная токовая загрузка данной ВЛ 110 кВ выявлена в период зимних максимальных нагрузок 2017 года при аварийном отключении 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур в схеме ремонта ВЛ 110кВ Янга-Яха - Кедр и составляет 130% от .

При разработке мероприятий по развитию электрической сети 110 кВ в условиях прогноза потребления электроэнергии (мощности), соответствующего проекту СиПР ЕЭС России на 2014 - 2020 годы, рекомендована установка устройств АОПО в энергорайоне "Маяк - Кедр", действующих на отключение нагрузки по факту недопустимой токовой нагрузки рассмотренных выше ВЛ 110 кВ. Объем отключаемой нагрузки в условиях альтернативного прогноза потребления электроэнергии (мощности) составит около 35 МВт.

Выбор управляющих воздействий, а также уставки срабатывания противоаварийной автоматики необходимо произвести в рамках отдельных проектных изысканий.

4.2.2. Район Пуль-Яха - Муравленковская.

При нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети перегрузок ЛЭП 110 кВ и выше указанного энергорайона не выявлено.

В период 2015 - 2019 годов в послеаварийных режимах, связанных с отключением 2 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская и 1 СШ 110 кВ (220 кВ) ПС 500 кВ Муравленковская, выявлены токовые перегрузки ВЛ 110 кВ Пуль-Яха - Геращенко, ВЛ 110 кВ Пуль-Яха - Стрела, ВЛ 110 кВ Муравленковская - Геращенко. При этом максимальные токовые загрузки выявлены в период летних минимальных нагрузок 2016 года и составляют:

для ВЛ 110 кВ Пуль-Яха - Геращенко - 148% от ;

для ВЛ 110 кВ Муравленковская - Геращенко - 110% от ;

для ВЛ 110 кВ Пуль-Яха - Стрела - 102% от (в зимний и летний период при аварийном отключении 1 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Муравленковская в схеме ремонта 2 АТ 220/110 кВ ПС 200 кВ Муравленковская)

Перегрузки линий 110 кВ обусловлены дефицитом мощности в районе ПС 500 кВ Муравленковская при наложении отключения 2 АТ 220/110 кВ и 1 СШ 110 кВ (220 кВ) ПС 500 кВ Муравленковская и потери питания данного района со стороны шин 220 кВ ПС 500 кВ Муравленковская. Для недопущения перегрузки рассматриваемых ЛЭП 110 кВ и, как следствие, отключением нагрузки потребителей АОПО, установленной на ПС 220 кВ Пуль-Яха, рекомендуется в схеме ремонта АТ 2 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская переводить 5 АТ 220/110 кВ ПС 5001 кВ Муравленковская, ввод которого в эксплуатацию предусмотрен проектом Схемы и программы развития ЕЭС России на период 2014 - 2020 годов в 2014 году, с 1 СШ 110 кВ (220 кВ) ПС 500 кВ Муравленковская на 2 СШ 110 кВ (220 кВ) ПС 500 кВ Муравленковская.

4.2.3. Транзит 110 кВ Муравленковская - ПП Комсомольский - Тарко-Сале.

При нормативных возмущениях в ремонтных схемах электрической сети выявлена недопустимая токовая нагрузка ВЛ 110 кВ рассматриваемого транзита, которая обусловлена включением ВЛ 110 кВ СП Барсуковский - ПП Комсомольский-1, 2 в транзит.

Недопустимая токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - ПП Комсомольский-1 (2) выявлена в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - ПП Комсомольский-2 (1) при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ (220 кВ) ПС 500 кВ Муравленковская в летний период 2015 - 2019 годов. Максимальная токовая нагрузка выявлена в период летних минимальных нагрузок 2017 года и составила 115% от .

Для ликвидации данных перегрузок в условиях прогноза потребления электроэнергии (мощности), соответствующего проекту СиПР ЕЭС России на 2014 - 2020 годы, рекомендована установка устройств АОПО ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - ПП Комсомольский-1 (2), действующих на отключение СВ 110 кВ на ПП 110 кВ Комсомольский в схемах ремонта ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - ПП Комсомольский-2 (1), а также 1 СШ 110 кВ (220 кВ) ПС 500 кВ Муравленковская.

Недопустимая токовая нагрузка ВЛ 110 кВ СП Барсуковский - ПП Комсомольский-1 (2) выявлена в период летних максимальных и минимальных нагрузок 2015 - 2019 годов в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Муравленковская - СП Барсуковский-2 (1) при аварийном отключении 1 (2) СШ 110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская. Максимальная токовая нагрузка ВЛ 110 кВ СП Барсуковский - ПП Комсомольский-1, 2 составляет 107% от в период летних минимальных нагрузок 2019 года.

Снижение токовой загрузки ВЛ 110 кВ СП Барсуковский - ПП Комсомольский-1, 2 при рассматриваемых нормативных возмущениях в ремонтной схеме электрической сети возможно путем изменения положения привода РПН на АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале с целью повышения напряжения на шинах 110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале до максимально допустимого значения. Данное схемно-режимное мероприятие позволит снизить токовую загрузку до 101% от . Полностью устранить токовую перегрузку ВЛ 110 кВ СП Барсуковский - ПП Комсомольский в данном послеаварийном режиме возможно путем переключения части нагрузки КНС-4 с одной секции шин 10 кВ на другую.

4.2.4. Уренгойский энергорайон.

К Уренгойскому энергорайону отнесена часть электрической сети 110 кВ, ограниченная следующими электросетевыми элементами:

- ВЛ 110 кВ Табьяха - Оленья;

- 3 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой;

- 4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой.

Перечисленные элементы являются основными центрами питания Уренгойского энергорайона.

К Уренгойскому энергорайону отнесены следующие станции и подстанции:

- ПС 110 кВ Буран;

- ПС 110 кВ Буровик;

- ПС 110 кВ Варенга-Яха;

- ПС 110 кВ Глубокая;

- ПС 110 кВ Головная;

- ПС 110 кВ Ева-Яха;

- ПС 110 кВ Звезда;

- ПС 110 кВ Новоуренгойская;

- ПС 110 кВ НПС Уренгойская (новая);

- ПС 110 кВ Опорная;

- ПП Лимбя-Яха;

- ПС 110 кВ Промплощадка;

- ПС 110 кВ Сварочная;

- ПС 110 кВ Строительная;

- ПС 110 кВ Табьяха;

- ПС 110 кВ Тихая;

- ПС 110 кВ УГП-10;

- ПС 110 кВ УГП-1А;

- ПС 110 кВ УГП-2;

- ПС 110 кВ УГП-2В;

- ПС 110 кВ УГП-3;

- ПС 110 кВ УГП-4;

- ПС 110 кВ УГП-5;

- ПС 110 кВ УГП-5В;

- ПС 110 кВ УГП-7;

- ПС 110 кВ УГП-8;

- ПС 110 кВ УГП-9;

- ПС 110 кВ Ужгородская;

- ПС 110 кВ Уренгой;

- ПС 110 кВ Фарафонтьевская;

- ПС 110 кВ Холод;

- ПС 110 кВ Юность;

- ПС 110 кВ Ямал;

- Уренгойская ГТЭС-72;

- ПРТЭЦ УРГРЭС.

Недопустимых значений токовых нагрузок элементов электрической сети и недопустимых уровней напряжения на шинах ПС 110 кВ рассматриваемого энергорайона при нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети не выявлено.

В периоды зимних максимальных и минимальных нагрузок, а также летних максимальных и минимальных нагрузок 2015 - 2019 годов на шинах станций и подстанций Уренгойского энергорайона возможно глубокое снижение напряжения вплоть до нарушения статической устойчивости нагрузки в следующих послеаварийных режимах:

- аварийное отключение 3(4) АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой в схеме ремонта 4(3) АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой;

- аварийное отключение 1(2) СШ 110 кВ или 1(2) СШ 220 кВ ПС 220 кВ Уренгой в схеме ремонта 4(3) АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой;

- аварийное отключение 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Табьяха - Оленья (Буран - Табьяха) (период зимнего максимума 2016 года);

- аварийное отключение 1(2) СШ 110 кВ ПП Лимбя-Яха в схеме ремонта 3(4) АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой (периода зимнего максимума 2015 - 2016 годов);

- аварийное отключение 1(2) СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-2В (ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-5В) (период зимнего максимума 2016 года).

В периоды зимних максимальных и минимальных нагрузок 2017 - 2019 годов на шинах ПС 110 кВ рассматриваемого энергорайона возможно глубокое снижение напряжения вплоть до нарушения статической устойчивости нагрузки в следующих послеаварийных режимах:

- аварийное отключение 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-2В;

- аварийное отключение 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-5В;

- аварийное отключение ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-5В в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-2В.

При анализе результатов расчетов электрических режимов при нормативных возмущениях в ремонтных схемах электрической сети в период 2015 - 2016 годов отмечается следующее:

- недопустимая токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-5В в период зимних максимальных (минимальных) нагрузок 2015 - 2016 годов при аварийном отключении 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой или ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-2В в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Табьяха - Оленья (или ВЛ 110 кВ Буран - Табьяха). Максимальная токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-5В выявлена в период зимних максимальных нагрузок 2016 года и составила 123% от ;

- недопустимая токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-2В (ВЛ 110 кВ УГП-2В - Буран) в период зимних максимальных и минимальных нагрузок 2015 - 2016 годов при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой или ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-5В в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Буран - Табьяха (или ВЛ 110 кВ Табьяха - Оленья). Максимальная токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-2В выявлена в период зимних максимальных нагрузок 2015 года и составляет 135% (118%) от .

Мероприятия по ликвидации недопустимых токовых загрузок ВЛ 110 кВ Уренгой-УГП-5В, ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-2В и ВЛ 110 кВ УГП-2В - Буран рассмотрены в разделе 5.1. настоящего перечня.

При анализе результатов расчетов электрических режимов при нормативных возмущениях в ремонтных схемах электрической сети на период 2017 - 2019 годов отмечается следующее:

- недопустимые токовые нагрузки ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-2В и УГП-2В - Буран наблюдаются в период зимних максимальных нагрузок 2017 - 2019 годов при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой (или ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-5В) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Табьяха - Оленья или ВЛ 110 кВ Буран - Табьяха. Максимальная токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-2В (УГП-2В - Буран) выявлена в период зимних максимальных нагрузок 2017 года при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Буран - Табьяха и составила 121% (104%) от .

Максимальная токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-2В может быть снижена до 114% от за счет отключения Р-110 на 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой и изменения положения привода устройств РПН на ПС 220 кВ Исконная. Полное устранения токовой перегрузки ВЛ 110 кВ Уренгой УГП-2В возможно путем отключения нагрузки в объеме до 10 МВт.

Недопустимая токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Исконная - ПП Лимбя-Яха-1(2) наблюдается в период зимних максимальных нагрузок в 2017 - 2019 годах при аварийном отключении 1 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Уренгой в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Исконная - ПП Лимбя-Яха-2(1). Максимальная токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Исконная - ПП Лимбя-Яха-1(2) выявлена в период зимних максимальных нагрузок 2018 года и составляет 106% от . Максимальная токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Исконная - ПП Лимбя-Яха-1(2) может быть снижена до уровня длительно допустимого значения путем отключения Р-110 на ПС 220 кВ Уренгой и изменения положения привода РПН на ПС 220 кВ Оленья, ПС 220 кВ Уренгой и ПС 220 кВ Исконная.

Мероприятия по повышению надежности электроснабжения потребителей Уренгойского энергорайона рассмотрены в разделе 5.1 настоящего перечня.

5. Разработка мероприятий по развитию электроэнергетики автономного округа на период 2015 - 2019 годов в случае реализации альтернативного прогноза роста электропотребления.

5.1. Мероприятия по повышению надежности электроснабжения потребителей Уренгойского энергорайона.

В рамках мероприятий, предложенных в условиях прогноза потребления электроэнергии (мощности), соответствующего проекту СиПР ЕЭС России на 2014 - 2020 годы, на период 2015 - 2016 годов до момента ввода ПС 220 кВ Исконная и ВЛ 110 кВ ПП Лимбя-Яха - Исконная в эксплуатацию предлагается ликвидировать выявленные перегрузки 3(4) АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой при нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети следующими схемно-режимными мероприятиями:

- необходимо обеспечить на период прохождения зимнего максимума 2015 - 2016 годов возможность выработки всей установленной мощности УГТЭС-72 и 1, 2 Г Уренгойской ГРЭС (2х12 МВт);

- отключить на время прохождения ОЗП Р-110 на 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой*(7);

- с целью снижения токовой загрузки 3,4 АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Уренгой необходимо минимизировать переток реактивной мощности по 3,4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой путем регулирования уровней напряжения на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой и Оленья устройствами РПН. На ПС 220 кВ Оленья на шинах 110 кВ необходимо поддерживать максимально возможный уровень напряжения. При этом отпайка устройств РПН 3(4) АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой должна соответствовать минимальному перетоку реактивной мощности по данным трансформаторам при условии соблюдения допустимых уровней напряжения.

С учетом перечисленных выше мер в условиях альтернативного прогноза потребления электроэнергии (мощности) отмечается следующее:

в период зимних максимальных нагрузок 2015 года при нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети токовая загрузка 4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой может быть снижена со 170% до 130% от длительно допустимого значения. С учетом перегрузочной способности рассматриваемых АТ перегрузка на 30% допускается на время до 2 часов при температуре окружающего воздуха -10°С, что позволит включить в работу либо 3 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой, либо ВЛ 110 кВ Уренгой - УГТЭС-1, 3 и ликвидировать перегрузку рассматриваемого АТ.

С целью обеспечения допустимых токовых загрузок трансформаторного оборудования ПС 220 кВ Уренгой в ремонтных схемах электрической сети рекомендуется исключить возможность проведения в 2015 году плановых ремонтов 3(4) АТ 220/110 кВ ПС Уренгой, а также ВЛ 110 кВ Табьяха - Оленья и ВЛ 110 кВ Буран - Табьяха в осенне-зимний период.

В условиях особенностей проведения ремонтной кампании на территории автономного округа в случае невозможности проведения планового ремонта ВЛ 110 кВ Оленья - Табьяха и ВЛ 110 кВ Буран - Табьяха в весенне-летний период, в рамках прогноза потребления электроэнергии (мощности), соответствующего проекту СиПР ЕЭС России на 2014 - 2020 годы, рекомендована установка устройств АОПО на 3,4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой, которая позволит обеспечить допустимую токовую нагрузку рассматриваемых АТ при нормативных возмущениях в ремонтных схемах электрической сети.

При анализе результатов расчетов электрических режимов в период летних максимальных и минимальных нагрузок в 2015 году при нормативных возмущениях в ремонтной схеме электрической сети отмечается, что с учетом схемно-режимных мероприятий токовая нагрузка 3,4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой и ВЛ 110 кВ Уренгойского энергорайона находятся в области допустимых значений.

В период зимних максимальных нагрузок 2016 года при нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети токовая нагрузка 4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ 220 кВ Уренгой с учетом схемно-режимных мероприятий может быть снижена до 146%. Данная токовая нагрузка рассматриваемого АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой является недопустимой.

В виду невозможности обеспечить допустимые уровни токовых нагрузок 3,4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой при нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети (N-1) в 2016 году рекомендуется сдвинуть срок ввода ПС 220 кВ Исконная и ВЛ 110 кВ Исконная - ПП Лимбя-Яха на 2016 год в условиях подтверждения темпов роста нагрузки, соответствующего альтернативному прогнозу потребления электроэнергии (мощности) в Уренгойском энергорайоне.

С учетом предложенного мероприятия по изменению срока ввода ПС 220 кВ Исконная и ВЛ 110 кВ Исконная - ПП Лимбя-Яха отмечается следующее:

- при нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети максимальная токовая нагрузка 3,4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой составляет 128% от длительно допустимого значения и может быть снижена до 105% с учетом отключения Р-110 на ПС 220 кВ Уренгой;

- при нормативных возмущениях в ремонтной схеме электрической сети максимальная токовая нагрузка 3,4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой выявлена при аварийном отключении 1 СШ 220 кВ Уренгой в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Исконная - Уренгойская ГРЭС в период зимних максимальных нагрузок 2016 года и составила 158% от длительно допустимого значения и может быть снижения до 126%. Данная перегрузка 4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой в условиях зимнего максимума нагрузки (-20 ч -10°С) допустима на время проведения оперативных переключений по переводу либо ВЛ 220 кВ Уренгой - Исконная, либо 3 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой на обходную системы шин, что позволит полностью ликвидировать перегрузку рассматриваемого АТ.

Недопустимые токовые нагрузки 4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой, связанные с выводом в ремонт ВЛ 220 кВ Исконная - Уренгойская и аварийным отключением 1 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Уренгой (нарушение связи по ВЛ 220 кВ с ПС 220 кВ Исконная) в 2017 - 2019 годах не выявлены, что объясняется вводом ВЛ 220 кВ Исконная - Ермак, запланированным в 2017 году;

- в период зимних максимальных нагрузок 2016 года в схеме ремонта 3(4) АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой при аварийном отключении 2(1) СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой выявлена недопустимая токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Уренгой - ПП Лимбя-Яха-1(2), которая составила 121%. Для устранения данной перегрузки до ввода в работу ПП 110 кВ Новый (ПП 110 кВ Монтажник) с ВЛ 110 кВ от ПП 110 кВ Новый (ПП 110 кВ Монтажник) до ближайшего места врезки в ВЛ 110 кВ ПП Лимбя-Яха - НПС Уренгойская рекомендуется установка устройств АОПО на ВЛ 110 кВ Уренгой - ПП Лимбя-Яха-1, 2 действующей на отключение нагрузки в объеме до 18 МВт.

Недопустимые токовые нагрузки ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-2В в период зимних максимальных/минимальных нагрузок 2015 - 2016 годов при нормативных возмущениях в ремонтных схемах электрической сети могут быть устранены действием устройства АОПО, установка которого рекомендована в рамках прогноза потребления электроэнергии (мощности), соответствующего проекту СиПР ЕЭС России на 2014 - 2020 годы.

В условиях альтернативного прогноза потребления электроэнергии (мощности), рекомендуется также предусмотреть установку устройства АОПО на ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-5В, с целью обеспечения допустимого уровня токовой нагрузки данной ВЛ 110 кВ при нормативных возмущениях в ремонтных схемах электрической сети в зимний период 2015 - 2016 годов.

5.2. Перечень мероприятий по развитию электроэнергетики на территории автономного округа в период 2015 - 2019 годов в условиях альтернативного прогноза потребления электроэнергии (мощности).

В дополнение к мероприятиям по развитию электроэнергетики на территории автономного округа в период 2015 - 2019 годов в условиях прогноза электроэнергии (мощности), соответствующего проекту СиПР ЕЭС России на 2014 - 2020 годы, составлен перечень мероприятий, рекомендованных в случае роста нагрузок в энергосистеме автономного округа в соответствии с альтернативным прогнозом электропотребления (мощности) (таблица 4).

Перечень мероприятий по развитию электроэнергетики на территории автономного округа в период 2015 - 2019 годов в условиях альтернативного прогноза потребления электроэнергии (мощности)

Таблица 4

N п/п	Наименование мероприятия	Технические характеристики проекта	Год ввода объекта*
1	2	3	4
1	Строительство ПС 220 кВ Исконная с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Уренгой	2х125 МВА, 2х1х3 км	2016
2	Строительство ВЛ 110 кВ Исконная - ПП Лимбя-Яха	2х10 км	2016
3	Установка устройства АОПО ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Уренгой -2**	-	2015
4	Установка устройства АОПО ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-5В2		2015

Примечание.

1. Возможность корректировки перечня и приближения сроков ввода электросетевых объектов 220 кВ и выше, приведенных в проекте схемы и программы развития ЕЭС России на 2014 - 2020 годы, и включения мероприятий по их реализации в инвестиционные программы соответствующих сетевых организаций должна определяться, исходя из возможных объемов финансирования инвестиционных программ и планируемого ограничения роста тарифов на услуги естественных монополий, а также с учетом реальных сроков проектирования и сооружения таких объектов.

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

В ходе анализа перспектив развития электроэнергетики на территории автономного округа на период 2015 - 2019 годов в условиях альтернативного прогноза потребления электроэнергии (мощности) отмечается следующее:

- мероприятия по развитию электроэнергетики на территории автономного округа, предусмотренные в рамках прогноза потребления электроэнергии (мощности), соответствующего проекту СиПР ЕЭС России на 2014 - 2020 годы, в целом обеспечивают возможность перспективного роста нагрузки, соответствующего альтернативному прогнозу без дополнительных объемов вводов электросетевых объектов или генерирующих мощностей;

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

*(1) Альтернативный прогноз потребления электроэнергии (мощности) на территории автономного округа не учитывает величину нагрузки Ванкорского промышленного участка.

*(2) На карте схеме учтены существующие электросетевые объекты 110 кВ и выше, а также объекты, предусмотренные проектом СиПР ЕЭС России на 2014 - 2020 годы.

*(3) Указывается номер группы, к которой отнесено мероприятие:

1 - мероприятия по проекту СиПР ЕЭС России на 2014 - 2020 годы;

2 - мероприятия по развитию генерирующих мощностей и электрической сети 110 кВ в рамках технологического присоединения новых потребителей;

3 - мероприятия по развитию генерирующих мощностей и электрической сети 110 кВ и выше, рекомендованные в рамках прогноза потребления электроэнергии (мощности), соответствующего проекту СиПР ЕЭС России на 2014 - 2020 годы;

4 - мероприятия по развитию электрической сети, реализация которых находится на стадии строительства.

*(4) Приведенное значение длины ВЛ 220 кВ Надым - Салехард соответствует данным проекта СиПР ЕЭС России на 2014 - 2020 годы. Фактическая длина линии в соответствии с проектной и рабочей документацией составляет 2х359 км.

*(5) Срок данного мероприятия синхронизирован с вводом в работу ПС 110 кВ ПСП.

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

*(7) Рекомендуется рассмотреть возможность изменения уставки АСН на отключение Р-110 на 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой со 100 кВ на 110 кВ с целью устранения дефицита реактивной мощности в Уренгойском энергорайоне.