Приложение. Схема и программа развития электроэнергетики Ханты-Мансийского автономного округа - Югры на период до 2026 года

Приложение
к распоряжению Правительства
Ханты-Мансийского
автономного округа - Югры
от 30 апреля 2021 года N 217-рп

Схема и программа
развития электроэнергетики Ханты-Мансийского автономного округа - Югры на период до 2026 года

Схема и программа развития электроэнергетики Ханты-Мансийского автономного округа - Югры на период до 2026 года (далее также - СиПРЭ, автономный округ) утверждается с целью создания эффективной и сбалансированной энергетической инфраструктуры для социально-экономического и экологически ответственного использования энергии и энергетических ресурсов в автономном округе.

Задачами формирования СиПРЭ являются:

обеспечение надежного функционирования электрической сети номинальным классом напряжения 110 кВ и выше энергосистемы на территории автономного округа в долгосрочной перспективе;

обеспечение баланса между производством и потреблением электроэнергии и мощности в энергосистеме на территории автономного округа, в том числе предотвращение возникновения локальных дефицитов производства электрической энергии и мощности, ограничения пропускной способности электрических сетей;

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

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

Основными принципами формирования СиПРЭ являются:

применение новых технологических решений при формировании долгосрочных СиПРЭ;

скоординированность СиПРЭ и инвестиционных программ субъектов электроэнергетики;

скоординированное развитие магистральной и распределительной сетевой инфраструктуры;

скоординированное развитие сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей;

публичность и открытость государственных инвестиционных стратегий и решений.

СиПРЭ сформирована на основании:

Схемы и программы развития Единой энергетической системы России на период 2021 - 2027 годов (далее - СиПР ЕЭС России 2021 - 2027);

прогноза потребления электроэнергии и мощности на пятилетний период по территории автономного округа, разрабатываемого АО "Системный оператор Единой энергетической системы" и соответствующей СиПР ЕЭС России 2021 - 2027;

сведений о заключенных договорах на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей;

предложений системного оператора по развитию распределительных сетей, в том числе по перечню и размещению объектов электроэнергетики, полученных на основе результатов использования перспективной расчетной модели для энергосистемы на территории автономного округа, а также предложений сетевых организаций и уполномоченного органа исполнительной власти автономного округа по развитию электрических сетей и объектов генерации на территории автономного округа;

фактических нагрузок максимума и минимума летнего и зимнего контрольных замеров 2019 - 2020 годов.

СиПРЭ автономного округа разработана в соответствии с:

Федеральным законом от 26 марта 2003 года N 35-ФЗ "Об электроэнергетике";

постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики".

Сокращения

АО - акционерное общество;

АОПО - автоматика ограничения токовой перегрузки оборудования;

АТ - автотрансформатор;

АТГ - автотрансформаторная группа;

АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическим процессом;

В - выключатель;

ВЛ - воздушная линия электропередачи;

ВЧЗ - высокочастотный заградитель;

ВОЛС - волоконно-оптические линии связи;

г.п. - городское поселение;

ГПЗ - газоперерабатывающий завод;

ГРЭС - государственная районная электростанция;

ГТУ - газотурбинная установка;

ГТЭС - газотурбинная электростанция;

ГЭС - гидроэлектростанция;

д. - деревня;

ДГ - дизель-электрогенератор;

ДГУ - дизель-генераторная установка;

ДДТН - длительно-допустимая токовая нагрузка;

ДЗО - дочерние и зависимые общества;

ДНС - дожимная насосная станция;

ДЭС - дизельная электростанция;

ЗАО - закрытое акционерное общество;

ЗОН - заземлитель нейтрали трансформатора;

ЗСК - завод по стабилизации конденсата;

ИПР - инвестиционная программа;

КЛ - кабельная линия;

КНС - кустовая насосная станция;

КРУН - комплектное распределительное устройство наружной установки;

КС - компрессорная станция;

ТП - комплектная трансформаторная подстанция;

КТПН - комплектная трансформаторная подстанция наружного стационарного исполнения;

ЛЭП - линия электропередачи;

МВА - мегавольт-ампер;

Мвар - мегавар;

МПК - многопрофильная компания;

МО - муниципальное образование;

м.р. - месторождение

МУП - муниципальное унитарное предприятие;

МЭС - магистральные электрические сети;

НДС - налог на добавленную стоимость;

НПС - нефтеперекачивающая станция;

НФК - нефтеюганский филиал компании;

ОАО - открытое акционерное общество;

ОГК - оптовая генерирующая компания;

ОДГ - объединенная диспетчерская служба;

ОДС - оперативно дежурная группа;

ООО - общество с ограниченной ответственностью;

ОПН - ограничитель перенапряжения;

ОПУ - общеподстанционные пункты управления:

ОРУ - открытое распределительное устройство;

отп. - отпайка линии электропередачи;

ПАО - публичное акционерное общество;

ПАР - послеаварийный режим;

ПГУ - парогазовая установка (электростанция);

п. - поселок;

ПП - переключательный пункт;

ПрЭО - производства энергообеспечения;

ПС - подстанция;

ПЭС - передвижные электростанции;

РЗА - релейная защита и автоматика;

РП - распределительный пункт;

РУ - распределительное устройство;

РЭК - Региональная энергетическая комиссия;

с. - село;

с.п. - сельское поселение;

СДТУ - система диспетчерского и технологического управления;

СИП - самонесущий изолированный провод;

СКРМ - средство компенсации реактивной мощности;

СП - секционирующий пункт;

Т - трансформатор;

ТГ - турбогенератор;

ТМЦ - товарно-материальные ценности;

ТП - трансформаторная подстанция;

ТПП - территориально-производственное подразделение;

ТСО - технические средства охраны;

ТТ - трансформатор тока;

ТУ на ТП - технические условия на технологическое присоединение;

ТЭС - теплоэлектростанция;

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль;

УМН - управление магистральных нефтепроводов;

УПАСК - устройство передачи (приема) аварийных сигналов и команд;

ФСК ЕЭС - Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы;

ФСТ - Федеральная служба по тарифам;

- номинальный ток;

- номинальное напряжение;

- номинальная мощность.

Анализ существующего состояния электроэнергетики автономного округа за прошедший пятилетний период. Характеристика энергосистемы, осуществляющей электроснабжение потребителей автономного округа

Электроэнергетическая система (далее - ЭЭС) автономного округа входит в состав энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов и имеет электрические связи с ЭЭС Ямало-Ненецкого автономного округа (далее также - ЯНАО) и Тюменской области (далее также - ТО), также имеется связь с энергосистемами Свердловской и Томской областей. На территории автономного округа имеются районы, питание которых осуществляется от источников электроэнергии, работающих изолировано от Единой энергетической системы России (далее - энергорайоны автономного округа, работающие изолированно от ЕЭС России). ЭЭС автономного округа представлена электрическими сетями класса 500 кВ и ниже. Энергорайоны автономного округа, работающие изолированно от ЕЭС России, представлены сетью 35 кВ и ниже и содержат большой объем распределенной генерации, базирующейся на автономных дизельных и газотурбинных электростанциях.

Электроэнергетическая система автономного округа

Передачу электрической энергии на территории ЭЭС автономного округа осуществляют:

в магистральном сетевом комплексе - филиал ПАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" (далее - ПАО "ФСК ЕЭС") - МЭС Урала классом напряжения эксплуатируемого оборудования 0,4 кВ и выше. В эксплуатации находятся линии электропередачи классом напряжения 220-500 кВ и подстанции классом напряжения 220-500 кВ;

в распределительных сетях - АО "Россети Тюмень" классом напряжения эксплуатируемого оборудования 0,4-220 кВ, а именно: в эксплуатации АО "Россети Тюмень" находятся линии электропередачи и подстанции/распределительные пункты классом напряжения 0,4-6(10) кВ, 35-220 кВ;

при передаче и распределении электрической энергии задействованы электрические сети крупных потребителей: ПАО "Сургутнефтегаз", ООО "РН-Юганскнефтегаз", ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь", АО "Самотлорнефтегаз" и др.;

территориальные сетевые организации - АО "Городские электрические сети", г. Нижневартовск, АО "Югорская территориальная энергетическая компания - Региональные сети", ООО "Сургутские городские электрические сети" (далее - ООО "СГЭС"), г. Сургут, АО "Югорская региональная электросетевая компания" (далее - АО "ЮРЭСК"), муниципальное унитарное предприятие "Сургутские районные электрические сети" МО Сургутский муниципальный район (далее - МУП "СРЭС"), АО "Юграэнерго", ООО "Ханты-Мансийские городские электрические сети" (далее - ООО "ХМГЭС") и др.

Электроснабжение городов и населенных пунктов автономного округа обеспечивают 23 предприятия коммунальной энергетики, которые обслуживают линии электропередачи классом напряжения 0,4 - 35 кВ протяженностью порядка 16 тыс. км и более 5150 шт. трансформаторных подстанций классом напряжения 6 (10) - 35 кВ.

Сбыт электрической энергии потребителям на территории автономного округа осуществляют следующие крупные компании:

АО "Единая энергоснабжающая компания" (АО "РН-Няганьнефтегаз", АО "Варьеганэнергонефть", ПАО "Варьеганнефтегаз", АО "Черногорэнерго", АО "Самотлорнефтегаз", АО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие", ООО "Соровскнефть", ООО "РН-Юганскнефтегаз", ООО "Башнефть-Добыча");

ООО "Городские электрические сети" (г. Ханты-Мансийск);

АО "Энергосбытовая компания "Восток";

ООО "РН-Энерго" (ООО "РН-Юганскнефтегаз", ОАО "Томскнефть" Восточная нефтяная компания);

ООО "Нижневартовская Энергосбытовая компания" (г. Нижневартовск, АО "Горэлектросеть");

ООО "Русэнергоресурс" (АО "Транснефть-Сибирь");

ООО "Сургутэнергосбыт" (ПАО "Сургутнефтегаз");

АО "Газпром энергосбыт Тюмень" (ПАО "Славнефть-Мегионнефтегаз");

ООО "Транснефтьэнерго" (ООО "СамараТранснефтьСервис", АО "Транснефть-Сибирь" Нижневартовский район);

АО "Газпром энергосбыт" (ООО "Газпром трансгаз Сургут", ООО "Газпром переработка" Сургутский ЗСК, ООО "Газпром трансгаз Югорск", ООО "Газпромнефть-Хантос");

АО "Сибурэнергоменеджмент" ("Няганьгазпереработка" - филиал АО "СибурТюменьГаз", "Южно-Балыкский ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз", "Белозерный ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз", "Нижневартовский ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз");

ООО "ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС" (ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь");

АО "Югорская территориальная энергетическая компания".

В ЭЭС автономного округа электроснабжение потребителей осуществляется от крупных электростанций (Сургутская ГРЭС-1, Сургутская ГРЭС-2, Нижневартовская ГРЭС, Няганская ГРЭС), осуществляющих параллельную работу с Энергосистемой Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов.

ЭЭС автономного округа обеспечивает электроснабжение муниципальных районов и населенных пунктов, перечень которых приведен в таблице 1.

Таблица 1.

N п/п	Муниципальные районы и населенные пункты Ханты-Мансийского автономного округа - Югры
1	2
1	городской округ Когалым
2	городской округ Лангепас
3	городской округ Мегион
4	городской округ Нефтеюганск
5	городской округ Нижневартовск
6	городской округ Нягань
7	городской округ Покачи
8	городской округ Пыть-Ях
9	городской округ Сургут
10	городской округ Урай
11	городской округ Ханты-Мансийск
12	городской округ Югорск
13	городской округ Радужный
14	Белоярский муниципальный район
15	Березовский муниципальный район
16	Кондинский муниципальный район
17	Нефтеюганский муниципальный район
18	Нижневартовский муниципальный район
19	Октябрьский муниципальный район
20	Советский муниципальный район
21	Сургутский муниципальный район
22	Ханты-Мансийский муниципальный район

Максимальное потребление мощности ЭЭС автономного округа в 2020 году составило 8 884 МВт. Потребление электроэнергии ЭЭС автономного округа в 2020 году составило 61 818,728 млн кВт·ч.

Энергорайоны автономного округа, работающие изолированно от ЕЭС России

К энергорайонам автономного округа, работающим изолированно от ЕЭС России, относятся:

отдельные населенные пункты Березовского, Кондинского, Октябрьского, Белоярского, Нижневартовского, Сургутского, Ханты-Мансийского муниципальных районов. Максимум нагрузки в энергорайонах населенных пунктов в среднем составляет около 0,6 МВт;

поселки при компрессорных станциях (далее - КС) магистральных газопроводов в Березовском муниципальном районе. Максимум нагрузки в энергорайоне населенных пунктов составляет 12 МВт;

Муниципальные образования автономного округа, питание которых осуществляется от источников электроэнергии, работающих изолировано от ЕЭС России, приведены в таблице 2.

Таблица 2.

N	Муниципальные образования автономного округа
1	2
	Березовский муниципальный район, в том числе:
1	д. Анеева
2	с. Саранпауль
3	п. Сосьва
4	с. Ломбовож
5	д. Кимкьясуй
6	д. Сартынья
7	д. Хурумпауль
8	д. Щекурья
9	д. Ясунт
10	д. Верхненильдина
11	п. Приполярный
12	д. Хулимсунт
13	с. Няксимволь
14	д. Нерохи
15	д. Усть-Манья
	Кондинский муниципальный район, в том числе:
16	д. Шугур
17	с. Карым
18	д. Никулкина
	Октябрьский муниципальный район, в том числе:
19	д. Верхние Нарыкары
	Белоярский муниципальный район, в том числе:
20	с. Ванзеват
21	с. Тугияны
22	д. Пашторы
23	д. Нумто
	Ханты-Мансийский муниципальный район, в том числе:
24	п. Урманный
25	с. Елизарово
26	п. Кедровый
27	п. Красноленинский
28	п. Кирпичный
39	д. Согом
30	д. Долгое Плесо
	Нижневартовский муниципальный район, в том числе:
31	с. Корлики
32	д. Сосновый Бор
	Сургутский муниципальный район, в том числе:
33	д. Таурова

Отчетная динамика потребления электроэнергии в автономном округе и структура электропотребления по основным группам потребителей за 2016 - 2020 годы

В таблице 3 приведена динамика электропотребления ЭЭС автономного округа в период с 2016 по 2020 год.

Таблица 3.

Наименование показателя	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.
1	2	3	4	5	6
Электропотребление, млн кВт-ч	71 397,2	70 472,0	69 182,6	69 158,1	61 818,7
Среднегодовые темпы прироста электропотребления, %	+1,4	-1,3	-1,8	-0,04	-10,6

На рисунке 1 представлена отраслевая структура электропотребления по территории автономного округа.

Рисунок 1. Структура электропотребления автономного округа

Перечень основных крупных потребителей электрической энергии с указанием потребления электрической энергии и мощности за 2016 - 2020 годы

Перечень крупных потребителей, находящихся на территории ЭЭС автономного округа, с указанием максимального потребления электроэнергии и мощности на период 2016 - 2020 годов приведен в таблице 4 и 5 соответственно.

Таблица 4.

млн кВт·ч

N	Наименование потребителя	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.
1	2	3	4	5	6	7
1	ООО "РН-Юганскнефтегаз"	12356,2	12430,3	12284	11924,3	11140,9
2	АО "РН-Няганьнефтегаз" (с учетом собственной генерации)	1205,7	1302,7	1161,2	1580,2	1 228,0
3	ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" (с учетом собственной генерации)	10817,9	10385,7	9911	9767,9	7857,9
4	ПАО "Сургутнефтегаз" (с учетом собственной генерации)	11478	11366	11153	11253	10414
5	ООО "ЮрскНефть"	267,4	213,3	212,7	181,7	162,4*
6	"Белозерный ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	1391,2	1466,1	1489,8	1481,3	1463,5
7	"Нижневартовский ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	1493,0	1567,0	1507,6	1396,3	1428,5
8	"Южно-Балыкский газоперерабатывающий завод" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	504,1	521,4	521,9	545,9	526,7
9	"Няганьгазпереработка" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	552,2	569,1	599,5	686,2	587,3
10	Сургутский ЗСК филиал ООО "Газпром переработка"	283,3	276,01	275,7	272,8	273,5
11	ОАО МПК "Аганнефтегазгеология"	296,4	296,9	245,7	230,9	97,6
12	ООО "Газпром трансгаз Сургут"	709,9	932,7	1050,5	746,6	707,7
13	ООО "Газпромнефть-Хантос" (с учетом собственной генерации)	1151,7	1174,7	1137,9	1129,8	953,5
14	ООО "Газпром трансгаз Югорск" (с учетом собственной генерации)	267,6	303,5	346,7	334,1	294,9
15	АО "Самотлорнефтегаз" **	7721,3	7820,9	7701,2	7597,5	7460,4
16	в том числе АО "Корпорация "Югранефть"	70,7	68,9	67,1	63,9	62,7
17	ООО "ЛУКОЙЛ-АИК" (с учетом собственной генерации)	264,2	254,2	242,9	248,2	237,2
18	ПАО "Славнефть - Мегионнефтегаз" (с учетом собственной генерации)	3694,4	3493,4	3232,3	3356,6	1750,1
19	ПАО "Варьеганнефтегаз"	419,3	417,1	384,7	425,9	409,3
20	АО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие"	768,2	765,8	713,7	753,4	757,2
21	ПАО "Варьеганнефть"	506,6	500	476	454,7	409,7
22	АО "Транснефть-Сибирь"	1283,8	1267	1156	1117*	998,6*
23	АО "Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз"	678,59	670	658*	650*	581,1*

* В связи с отсутствием информации фактическое потреблении электрической энергии за 2020 (2019) год определено пропорционально изменению в 2020 (2019) году потребления электроэнергии в автономном округе относительно 2019 (2018) года.

** Величина потребления АО "Самотлорнефтегаз" с учетом АО "РН-Нижневартовск".

Таблица 5.

МВт

N	Наименование потребителя	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.
1	2	3	4	5	6	7
1	ООО "РН-Юганскнефтегаз"	1520	1509	1491	1606	1214,8
2	АО "РН-Няганьнефтегаз" (с учетом собственной генерации)	189,8	197,3	165,5	223,2	236,7
3	ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" (с учетом собственной генерации)	1306	1290	1211,2	1219,2	966,5
4	ПАО "Сургутнефтегаз" (с учетом собственной генерации)	1400	1314	1311	1320	1220
5	ООО "ЮрскНефть"	33,1	28,5	24,3	22,9	22,8
6	"Белозерный ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	178	173,3	178,6	188	130,5
7	"Нижневартовский ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	191	186	203	200	200,3*
8	Южно-Балыкский ГПЗ - филиал АО "СибурТюменьГаз"	63	61,3	69,0	72	73,4*
9	"Няганьгазпереработка" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	76	74	81	98	100,5*
10	"Сургутский ЗСК" филиал ООО "Газпром переработка" ПАО "Газпром"	31,4	31,5	31,5	31,1	33,2
11	ОАО МПК "Аганнефтегазгеология"	33,7	33,9	28,01	26,4	11,11
12	ООО "Газпром трансгаз Сургут"	81,3	108,1	207	85,3	80,8
13	ООО "Газпром трансгаз Югорск" (с учетом собственной генерации)	35,8	40,6	46,43	44,7	39,4
14	ООО "Газпромнефть-Хантос"	148	133	142,2	140,4	98,3
15	АО "Самотлорнефтегаз" ** всего	938,2	937,1	925,7	920	903,4
16	в том числе АО "Корпорация "Югранефть"	8,6	8,6	8,2	7,6	7,5
17	ООО "ЛУКОЙЛ-АИК" (с учетом собственной генерации)	33,6	32,7	32,7	30	27,7
18	ПАО "Славнефть - Мегионнефтегаз" (с учетом собственной генерации)	483,1	452,5	423,5	420,5	385,1
19	ПАО "Варьеганнефтегаз"	51,3	48,7	49,5	49,3	47,8
20	АО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие"	98,7	92,3	96,1	99,8	93,8
21	АО "Варьеганнефть"	65	63,3	60,3	61	55,2
21	АО "Транснефть-Сибирь"	152	148	155	155	154*
22	АО "Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз"	86	83,7	74,5	74,5	74,1*

* В связи с отсутствием информации фактическое потреблении электрической энергии за 2020 год определено пропорционально изменению в 2020 году потребления электроэнергии в автономном округе относительно 2019 года.

** Величина потребления АО "Самотлорнефтегаз" с учетом АО "РН-Нижневартовск" и АО "Корпорация Югранефть" с 2014 года учитывается потребление АО "Корпорация Югранефть".

Наиболее крупными потребителями электрической мощности ЭЭС автономного округа являются потребители нефтегазовой промышленности:

Нижневартовский энергорайон:

АО "Самотлорнефтегаз";

ПАО "Славнефть - Мегионнефтегаз";

АО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие";

"Белозерный ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз";

"Нижневартовский ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз";

ПАО "Варьеганнефтегаз";

ПАО "Варьеганнефть".

Сургутский энергорайон:

ПАО "Сургутнефтегаз";

предприятие по переработке газового конденсата и углеводородного сырья "Сургутский ЗСК" - филиал ООО "Газпром переработка".

Нефтеюганский энергорайон:

ООО "РН-Юганскнефтегаз".

Когалымский энергорайон:

ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь".

Урайский энергорайон:

ТПП "Урайнефтегаз" (ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь");

Няганский энергорайон (Энергокомплекс);

АО "РН-Няганьнефтегаз".

На долю вышеуказанных компаний приходится порядка 70% от общего потребления ЭЭС автономного округа. По объемам электропотребления лидируют 3 крупнейших нефтегазодобывающих предприятия региона: ООО "РН-Юганскнефтегаз", ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" и ПАО "Сургутнефтегаз".

Динамика изменения максимума нагрузки за 2016 - 2020 годы

Данные по динамике изменения потребления мощности ЭЭС автономного округа в час максимума энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов за период 2016 - 2020 годов приведены в таблице 6 и на рисунке 2.

Таблица 6.

МВт

Наименование энергорайона	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.
1	2	3	4	5	6
Максимум потребления, в т.ч.:	9 349	9 101	8 900	8 927	8 884
Нижневартовский	2 411	2 331	2 343	2 337	2 341
Сургутский	2 072	1 949	1 937	1 981	1 995
Нефтеюганский	2 472	2 441	2 505	2 406	2 452
Когалымский	1 396	1 425	1 214	1 239	1 191
Урайский	455	442	359	415	342
Няганский	543	513	542	549	563

Рисунок 2. Динамика изменения потребления мощности ЭЭС автономного округа за период 2016 - 2020 годов в графическом виде, МВт

Структура установленной электрической мощности на территории автономного округа за 2021 год

Большая часть вырабатываемой электроэнергии на территории ЭЭС автономного округа производится на тепловых электростанциях. Наиболее крупными являются Сургутская ГРЭС-1, Сургутская ГРЭС-2, Нижневартовская ГРЭС и Няганская ГРЭС. Суммарная установленная мощность электростанций ЭЭС автономного округа по состоянию на 1 апреля 2021 года составляет 14 193,271 МВт. Кроме того, на территории автономного округа размещено большое количество автономных источников электроснабжения, обеспечивающих электроэнергией промышленные предприятия и территориально-изолированные энергосистемы муниципальных образований.

Установленная мощность объектов генерации ЭЭС автономного округа по состоянию на 1 апреля 2021 года приведена в таблице 7.

Таблица 7.

Наименование собственника	Установленная мощность, МВт
1	2
Сургутская ГРЭС-1 (ПАО "ОГК-2")	3 333
Сургутская ГРЭС-2 (ПАО "Юнипро")	5 667,143
Нижневартовская ГРЭС (АО "Нижневартовская ГРЭС")	2 031
Няганская ГРЭС (ПАО "Фортум" филиал Энергосистема "Западная Сибирь")	1 361
ПАО "Сургутнефтегаз" (26 электростанций)	611,942
ООО "Газпромнефть - Хантос" (Южно-Приобская ГТЭС, ГПЭС КНС-2)	106,5
ООО "РН-Юганскнефтегаз" (ГТЭС Приобская, Приразломная ГТЭС)	339
ПАО "Славнефть - Мегионнефтегаз" (3 ГТЭС, 12 тг.)	34,53
ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" (7 ГТЭС, 40 тг.)	306,582
ООО "ЛУКОЙЛ - АИК" (2 ГТЭС, 4 тг.)	21,2
"Салым Петролеум Девелопмент Н.В." (Западно-Салымская ГТЭС)	60,0
ООО "ЮрскНефть" (ГТЭС Западно-Малобалыкского м.р.)	14,4
ПАО "Передвижная энергетика" (Казымская ГТЭС)	72,0
АО "РН-Няганьнефтегаз" (ГТЭС Каменная)	72,0
ООО "Башнефть Добыча" (ГПЭС Кирско-Коттынского м.р.)	12
ООО "Соровскнефть" (ГПЭС Соровского м.р.)	15,4
ООО "РусГазСервис" (ГПЭС Нижне-Шапшинского м.р, ГПЭС Верхне-Шапшинского м.р., ГПЭС "Хантэк Южная")	54,672
ООО "Альянс-Энерджи" (ГПЭС Омбинского м.р.)	12,36
ООО "Аггреко Евразия" (ГПЭС Энергокомплекса Аггреко Евразия)	8,8
ГПЭС Аггреко-1 (ООО "Аггреко Евразия")	17,92
ГПЭС Аггреко-2 (ООО "Аггреко Евразия")	17,92
АО "БерёзкаГаз Обь" (ГПЭС на Приразломном м.р.)	23,902
ВСЕГО	14 193,271

Структура генерирующих мощностей автономного округа с разбивкой по собственникам приведена на рисунке 3.

Рисунок 3. Структура установленной мощности электростанций ЭЭС автономного округа по собственникам, МВт

Состав существующих электростанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт

Перечень существующих электростанций, расположенных в ЭЭС автономного округа, по состоянию на 1 апреля 2021 года, приведен в таблице 8, перечень существующих электростанций, расположенных в энергорайонах, работающих изолированно от энергосистемы, приведен в таблице 9.

Таблица 8.

N	Станционный номер энергоблока	Установленная электрическая мощность, МВт		Состав оборудования						Год ввода в эксплуатацию
				Тип генератор			Тип турбины (электродвигателя)
1	2	3		4			5			6
Сургутская ГРЭС-2 (Филиал "Сургутская ГРЭС-2" ПАО "Юнипро")
1	N 1	810		ТВВ-800-2У3			К-810-240-5			1985
2	N 2	810		ТВВ-800-2У3			К-810-240-5			1985
3	N 3	810		ТВВ-800-2У3			К-810-240-5			1986
4	N 4	810		ТВВ-800-2У3			К-810-240-5			1987
5	N 5	810		ТВВ-800-2У3			К-810-240-5			1987
6	N 6	810		ТВВ-800-2У3			К-810-240-5			1988
7	N 7	396,9		290 Т783, 390Н			ПГУ-400 (MS 9001FA PG9351FA, 109D-10)			2011
8	N 8	410,243		290 Т783, 390Н			ПГУ-400 (MS 9001FA PG9351FA, 109D-10)			2011
Всего		5667,143
Сургутская ГРЭС-1 (ПАО "ОГК-2")
1	N 1	215		ТВВ-200-2АУЗ			К-200-130-3			1972
2	N 2	215		ТВВ-200-2АУЗ			К-200-130-3			1973
3	N 3	215		ТВВ-200-2АУЗ			К-200-130-3			1973
4	N 4	215		ТВВ-200-2АУЗ			К-200-130-3			1974
5	N 5	215		ТВВ-200-2АУЗ			К-200-130-3			1975
6	N 6	215		ТВВ-200-2АУЗ			К-200-130-3			1975
7	N 7	215		ТВВ-200-2АУЗ			К-200-130-3			1977
8	N 8	215		ТВВ-200-2АУЗ			К-200-130-3			1978
9	N 9	215		ТВВ-200-2АУЗ			К-200-130-3			1978
10	N 10	215		ТВВ-200-2АУЗ			К-210-130-3			1979
11	N 11	215		ТВВ-200-2АУЗ			К-210-130-3			1979
12	N 12	178		ТВВ-200-2АУЗ			Т-178/210-130			1980
13	N 13	215		ТВВ-200-2АУЗ			К-210-130-3			1981
14	N 14	180		ТВВ-200-2АУЗ			Т-180/210-130-1			1982
15	N 15	180		ТВВ-200-2АУЗ			Т-180/210-130-1			1982
16	N 16	215		ТВВ-200-2АУЗ			К-210-130-3			1983
Всего		3333
Нижневартовская ГРЭС (АО "Нижневартовская ГРЭС")
1	N 1	800		ТВВ-800-2ЕУ3			К-800-240-5			1993
2	N 2	800		ТВВ-800-2ЕУ3			К-800-240-5			2003
3	N 3	431		324Н 9A5			PG9351FA (ГТУ) К-143,382-10,7 (ПТУ)			2014
Всего		2031
Няганская ГРЭС (ПАО "Фортум" филиал Энергосистема "Западная Сибирь")
1	N 1	453,2		SGen5-2000H			ПГУ-418: SGT5-4000F (ГТУ); SST5-3000 (ПТУ)			2013
2	N 2	453,1		SGen5-2000H			ПГУ-418: SGT5-4000F (ГТУ); SST5-3000 (ПТУ)			2013
3	N 3	454,7		SGen5-2000H			ПГУ-418: SGT5-4000F (ГТУ); SST5-3000 (ПТУ)			2014
Всего		1361,0
Электростанции ПАО "Сургутнефтегаз"
ГТЭС "Конитлорская-1"
1	N 1	4		ГТГ-4-2Р УХЛЗ			Д-30КУ			2002
2	N 2	4		ГТГ-4-2Р УЗЛ3			Д-30КУ			2002
3	N 3	4		ГТГ-4-2Р УЗЛ3			Д-30КУ			2002
4	N 4	4		ГТГ-4-2Р УЗЛ3			Д-30КУ			2002
5	N 5	4		ГТГ-4-2Р УЗЛ3			Д-30КУ			2002
6	N 6	4		ГТГ-4-2Р УЗЛ3			Д-30КУ			2002
Всего		24
ГТЭС "Конитлорская-2"
1	N 1	12		ТС-12-2Р УХЛ3			НК-16СТ			2006
2	N 2	12		ТС-12-2Р УХЛ3			НК-16СТ			2006
Всего		24
ГТЭС "Русскинская"
1	N 1	12		ТС-12-2Р УХЛ3			ПС-90			2004
2	N 2	12		ТС-12-2Р УХЛ3			ПС-90			2004
Всего		24
ГТЭС "Тянская"
1	N 1	6,5		CGS710N2240U			Alstom-6,5			2001
2	N 2	6,5		CGS710N2240U			Alstom-6,5			2001
Всего		13
ГТЭС "Лукъявинская"
1	N 1	12		ТС-12-2Р УХЛ3			ПС-90			2004
2	N 2	12		ТС-12-2Р УХЛ3			ПС-90			2004
3	N 3	12		ТС-12-2Р УХЛ3			ПС-90			2004
Всего		36
ГТЭС "Биттемская"
1	N 1	12		ТС-12-2Р УХЛ3			ПС-90			2004
2	N 2	12		ТС-12-2Р УХЛ3			ПС-90			2004
3	N 3	12		ТС-12-2Р УХЛ3			ПС-90			2004
Всего		36
ГТЭС "Муръяунская"
1	N 1	12		ТС-12-2Р УХЛ3			НК-16СТ			2006
2	N 2	12		ТС-12-2Р УХЛ3			НК-16СТ			2006
Всего		24
ГТЭС "Юкъяунская"
1	N 1	12		ТС-12-2Р УХЛ3			НК-16СТ			2006
2	N 2	12		ТС-12-2Р УХЛ3			НК-16СТ			2006
3	N 3	12		ТС-12-2Р УХЛ3			НК-16СТ			2006
Всего		36
ГТЭС "Лянторская-1"
1	N 1	12		ТС-12-2Р УХЛ3			ПС-90			2004
2	N 2	12		ТС-12-2Р УХЛ3			ПС-90			2004
Всего		24
ГТЭС "Лянторская-2"
1	N 1	12		ТС-12-2Р УХЛ3			ПС-90			2004
2	N 2	12		ТС-12-2Р УХЛ3			ПС-90			2004
3	N 3	12		ТС-12-2Р УХЛ3			ПС-90			2004
Всего		36
ГТЭС "Западно-Камынская"
1	N 1	12		ТС-12-2Р УХЛ3			НК-16СТ			2006
2	N 2	12		ТС-12-2Р УХЛ3			НК-16СТ			2006
Всего		24
ГТЭС-1 "Северо-Лабатьюганская"
1	N 1	12		ТС-12-2Р УХЛ3			НК-16СТ			2007
2	N 2	12		ТС-12-2Р УХЛ3			НК-16СТ			2007
Всего		24
ГТЭС "Тромъеганская"
1	N 1	6		ТК-6-2Р УХЛ3			ГТД-6РМ			2007
2	N 2	6		ТК-6-2Р УХЛ3			ГТД-6РМ			2007
Всего		12
ГТЭС "Западно-Чигоринская"
1	N 1	6		ТК-6-2Р УХЛ3			ГТД-6РМ			2007
2	N 2	6		ТК-6-2Р УХЛ3			ГТД-6РМ			2007
Всего		12
ГПЭС "Восточно-Еловая"
1	N 1	1,027		LSA52, 2VL50-4P			JGS 320 GS-S.L			2006
2	N 2	1,027		LSA52, 2VL50-4P			JGS 320 GS-S.L			2006
3	N 3	1,027		LSA52, 2VL50-4P			JGS 320 GS-S.L			2006
4	N 4	1,027		LSA52, 2VL50-4P			JGS 320 GS-S.L			2006
5	N 5	1,027		LSA52, 2VL50-4P			JGS 320 GS-S.L			2006
6	N 6	1,027		LSA52, 2VL50-4P			JGS 320 GS-S.L			2006
Всего		6,162
ГТЭС "Верхне-Надымского месторождения"
1	N 1	6		ТК-6-2Р УХЛ3			ГТД-6РМ			2008
2	N 2	6		ТК-6-2Р УХЛ3			ГТД-6РМ			2008
3	N 3	6		ТК-6-2Р УХЛ3			ГТД-6РМ			2008
4	N 4	6		ТК-6-2Р УХЛ3			ГТД-6РМ			2008
Всего		24
ГПЭС "Восточно-Сургутского месторождения"
1	N 1	1,37		HV824С Stamford			QSV81G			2007
2	N 2	1,37		HV824С Stamford			QSV81G			2007
3	N 3	1,37		HV824С Stamford			QSV81G			2007
4	N 4	1,37		HV824С Stamford			QSV81G			2007
5	N 5	1,54		Р804Н Stamford			QSV91G			2011
6	N 6	1,54		Р804Н Stamford			QSV91G			2011
Всего		8,56
ГТЭС-1 "Рогожниковского месторождения"
1	N 1	12		ТС-12-2Р УХЛ3			НК-16СТ			2008
2	N 2	12		ТС-12-2Р УХЛ3			НК-16СТ			2008
3	N 3	12		ТС-12-2Р УХЛ3			НК-16СТ			2008
Всего		36
ГТЭС-2 "Рогожниковского месторождения"
1	N 1	12		ТС-12-2Р УХЛ3			НК-16СТ			2010
2	N 2	12		ТС-12-2Р УХЛ3			НК-16СТ			2010
3	N 3	12		ТС-12-2Р УХЛ3			НК-16СТ			2010
Всего		36
ГПЭС "Западно-Сахалинского месторождения"
1	N 1	1,54		1540GQNA Энерго-П6160/6,3КН30			QSV91G			2008
2	N 2	1,54		1540GQNA Энерго-П6160/6,3КН30			QSV91G			2008
3	N 3	1,54		1540GQNA Энерго-П6160/6,3КН30			QSV91G			2008
4	N 4	1,54		1540GQNA Энерго-П6160/6,3КН30			QSV91G			2008
Всего		6,16
ГПЭС "Северо-Селияровская"
1	N 1	1,37		1370GQNA Энерго-П2740/6,3КН30			QSV81G			2009
2	N 2	1,37		1370GQNA Энерго-П2740/6,3КН30			QSV81G			2009
Всего		2,74
ГПЭС "Ватлорская"
1	N 1	1,54		Р804R(61) Энерго-П6160/6,3КН30			QSV91G			2009
2	N 2	1,54		Р804R(61) Энерго-П6160/6,3КН30			QSV91G			2009
3	N 3	1,54		Р804R(61) Энерго-П6160/6,3КН30			QSV91G			2009
4	N 4	1,54		Р804R(61) Энерго-П6160/6,3КН30			QSV91G			2009
Всего		6,16
ГПЭС-3 "Яун-Лорского месторождения"
1	N 1	1,54		HVSI804R2 Stamford Энерго-П6160/6,3КН30			QSV91G			2010
2	N 2	1,54		HVSI804R2 Stamford Энерго-П6160/6,3КН30			QSV91G			2010
3	N 3	1,54		HVSI804R2 Stamford Энерго-П6160/6,3КН30			QSV91G			2010
4	N 4	1,54		HVSI804R2 Stamford Энерго-П6160/6,3КН30			QSV91G			2010
Всего		6,16
ГТЭС-2 "Северо-Лабатьюганская"
1	N 1	12		ТС-12-2Р УХЛ3			НК-16СТ			2011
2	N 2	12		ТС-12-2Р УХЛ3			НК-16СТ			2011
3	N 3	12		ТС-12-2Р УХЛ3			НК-16СТ			2011
Всего		36
ГТЭС "Вачимского месторождения"
1	N 1	12		ТС-12-2Р УХЛ3			НК-16СТ			2013
2	N 2	12		ТС-12-2Р УХЛ3			НК-16СТ			2013
3	N 3	12		ТС-12-2Р УХЛ3			НК-16СТ			2013
Всего		36
ГТЭС "Восточно-Сургутского месторождения"
1	N 1	12		ТС-12-2Р УХЛ3			НК-16СТ			2013
2	N 2	12		ТС-12-2Р УХЛ3			НК-16СТ			2013
3	N 3	12		ТС-12-2Р УХЛ3			НК-16СТ			2013
Всего		36
ГТЭС "Федоровского месторождения"
1	N 1	12		ТС-12-2Р УХЛ3			НК-16СТ			2014
2	N 2	12		ТС-12-2Р УХЛ3			НК-16СТ			2014
3	N 3	12		ТС-12-2Р УХЛ3			НК-16СТ			2014
Всего		36
Электростанции ООО "Газпромнефть - Хантос"
ГТЭС "Южно-Приобская"
1	N 1	12		ТС-12-2РУХЛЗ			ГТУ-12-ПГ-1			2010
2	N 2	12		ТС-12-2РУХЛЗ			ГТУ-12-ПГ-1			2010
3	N 3	12		ТС-12-2РУХЛЗ			ГТУ-12-ПГ-1			2010
4	N 4	12		ТС-12-2РУХЛЗ			ГТУ-12-ПГ-1			2010
5	N 5	12		ТС-12-2РУХЛЗ			ГТУ-12-ПГ-1			2010
6	N 6	12		ТС-12-2РУХЛЗ			ГТУ-12-ПГ-1			2010
7	N 7	12		ТС-12-2РУХЛЗ			ГТУ-12-ПГ-1			2010
8	N 8	12		ТС-12-2РУХЛЗ			ГТУ-12-ПГ-1			2010
Всего		96
ГПЭС "КНС-2"
1	N 1	1,05		-			JGS 320 GS-S.L			2008
2	N 2	1,05		-			JGS 320 GS-S.L			2008
3	N 3	1,05		-			JGS 320 GS-S.L			2008
4	N 4	1,05		-			JGS 320 GS-S.L			2008
5	N 5	1,05		-			JGS 320 GS-S.L			2008
6	N 6	1,05		-			JGS 320 GS-S.L			2008
7	N 7	1,05		-			JGS 320 GS-S.L			2008
8	N 8	1,05		-			JGS 320 GS-S.L			2008
9	N 9	1,05		-			JGS 320 GS-S.L			2008
10	N 10	1,05		-			JGS 320 GS-S.L			2008
Всего		10,5
Электростанции ООО "РН-Юганскнефтегаз"
ГТЭС "Приобская"
1	N 1	45		AMS-1250ALF			SGT-800			2010
2	N 2	45		AMS-1250ALF			SGT-800			2010
3	N 3	45		AMS-1250ALF			SGT-800			2010
4	N 4	45		AMS-1250ALF			SGT-800			2012
5	N 5	45		AMS-1250ALF			SGT-800			2012
6	N 6	45		AMS-1250ALF			SGT-800			2012
7	N 7	45		AMS-1250ALF			SGT-800			2010
Всего		315
ГТЭС "Приразломная"
1	N 1	4		ТК-4-2РУХЛ3			Д-30ЭУ-2			2002
2	N 2	4		ТК-4-2РУХЛ3			Д-30ЭУ-2			2002
3	N 3	4		ТК-4-2РУХЛ3			Д-30ЭУ-2			2002
4	N 4	4		ТК-4-2РУХЛ3			Д-30ЭУ-2			2002
5	N 5	4		ТК-4-2РУХЛ3			Д-30ЭУ-2			2002
6	N 6	4		ТК-4-2РУХЛ3			Д-30ЭУ-2			2002
Всего		24
Электростанции ПАО "Славнефть - Мегионнефтегаз"
ГТЭС "Покамасовская"
1	N 1	4,75		SAB, IDEAL Eklectric CO			Taurus 60S			2005
2	N 2	4,75		SAB, IDEAL Eklectric CO			Taurus 60S			2005
Всего		9,5
ГТЭС "Ново-Покурская"
1	N 1	4,75		SAB, IDEAL Eklectric CO			Taurus 60S			2005
2	N 2	4,75		SAB, IDEAL Eklectric CO			Taurus 60S			2005
3	N 3	4,75		SAB, IDEAL Eklectric CO			Taurus 60S			2005
Всего		14,25
ГПЭС ДНС-2 Западно-Асомкинского месторождения
1	N 2	1,54		Cummins 1540			QSV91G			2016
2	N 3	1,54		Cummins 1540			QSV91G			2016
3	N 4	1,54		Cummins 1540			QSV91G			2016
4	N 5	1,54		Cummins 1540			QSV91G			2016
5	N 6	1,54		Cummins 1540			QSV91G			2016
6	N 7	1,54		Cummins 1540			QSV91G			2016
7	N 8	1,54		Cummins 1540			QSV91G			2016
Всего		10,78
Электростанции ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"
ГПЭС "Северо-Даниловское месторождение"
1	N 1	3,02		LSA 54 UL 95-4P			JGS 620 GS-S.L			2005
2	N 2	3,02		LSA 54 UL 95-4P			JGS 620 GS-S.L			2005
3	N 3	3,02		LSA 54 UL 95-4P			JGS 620 GS-S.L			2005
4	N 4	3,02		LSA 54 UL 95-4P			JGS 620 GS-S.L			2005
5	N 5	3,02		LSA 54 UL 95-4P			JGS 620 GS-S.L			2005
6	N 6	3,02		LSA 54 UL 95-4P			JGS 620 GS-S.L			2005
7	N 7	3,02		LSA 54 UL 95-4P			JGS 620 GS-S.L			2005
8	N 8	3,02		LSA 54 UL 95-4P			JGS 620 GS-S.L			2005
9	N 9	3,02		LSA 54 UL 95-4P			JGS 620 GS-S.L			2005
10	N 10	3,02		LSA 54 UL 95-4P			JGS 620 GS-S.L			2005
11	N 11	3,02		LSA 54 UL 95-4P			JGS 620 GS-S.L			2005
12	N 12	3,02		LSA 54 UL 95-4P			JGS 620 GS-S.L			2005
Всего		36,24
ГПЭС "Восточно-Толумское месторождение"
1	N 1	1,057	LSA 52.2 VL50-4P		JGC 320GS-S.L			2004
2	N 2	1,057	LSA 52.2 VL50-4P		JGC 320GS-S.L			2004
3	N 3	1,057	LSA 52.2 VL50-4P		JGC 320GS-S.L			2004
4	N 4	1,057	LSA 52.2 VL50-4P		JMC 320GS-S.L			2004
5	N 5	1,057	LSA 52.2 VL50-4P		JMC 320GS-S.L			2004
6	N 6	1,057	LSA 52.2 VL50-4P		JMC 320GS-S.L			2004
Всего		6,342
ГТЭС "Каменного месторождения"
1	N 1	12		ТС-12-2РУХЛ3			ГТУ-12ПГ-2			2011
2	N 2	12		ТС-12-2РУХЛ3			ГТУ-12ПГ-2			2011
3	N 3	12		ТС-12-2РУХЛ3			ГТУ-12ПГ-2			2011
4	N 4	12		ТС-12-2РУХЛ3			ГТУ-12ПГ-2			2011
Всего		48
ГТЭС-72 "Ватьеганского месторождения"
1	N 1	12		ТС-12-2РУХЛ3			ГТУ-12ПГ-2			2008
2	N 2	12		ТС-12-2РУХЛ3			ГТУ-12ПГ-2			2008
3	N 3	12		ТС-12-2РУХЛ3			ГТУ-12ПГ-2			2008
4	N 4	12		ТС-12-2РУХЛ3			ГТУ-12ПГ-2			2008
5	N 5	12		ТС-12-2РУХЛ3			ГТУ-12ПГ-2			2008
6	N 6	12		ТС-12-2РУХЛ3			ГТУ-12ПГ-2			2008
Всего		72
ГТЭС "Тевлино-Русскинского месторождения"
1	N 1	12		ТС-12-2РУХЛ3			ГТУ-12ПГ-2			2009
2	N 2	12		ТС-12-2РУХЛ3			ГТУ-12ПГ-2			2009
3	N 3	12		ТС-12-2РУХЛ3			ГТУ-12ПГ-2			2009
4	N 4	12		ТС-12-2РУХЛ3			ГТУ-12ПГ-2			2009
Всего		48
ГТЭС "Покачевского месторождения"
1	N 1	12		ТС-12-2РУХЛ3			ГТУ-12ПГ-2			2012
2	N 2	12		ТС-12-2РУХЛ3			ГТУ-12ПГ-2			2012
3	N 3	12		ТС-12-2РУХЛ3			ГТУ-12ПГ-2			2012
4	N 4	12		ТС-12-2РУХЛ3			ГТУ-12ПГ-2			2012
Всего		48
ГТЭС "Повховского месторождения"
1	N 1	12		ТС-12-2РУХЛ3			ГТУ-12ПГ-2			2013
2	N 2	12		ТС-12-2РУХЛ3			ГТУ-12ПГ-2			2013
3	N 3	12		ТС-12-2РУХЛ3			ГТУ-12ПГ-2			2013
4	N 4	12		ТС-12-2РУХЛ3			ГТУ-12ПГ-2			2013
Всего		48
Электростанции ООО "ЛУКОЙЛ - АИК"
ГТЭС "ДНС-3"
1	N 1	5,3		Brushless AC Generetor (SAB), Ideal Electric			Taurus 60			2005
2	N 2	5,3		Brushless AC Generetor (SAB), Ideal Electric			Taurus 60			2007
3	N 3	5,3		Brushless AC Generetor (SAB), Ideal Electric			Taurus 60			2013
Всего		15,9
ГТЭС "ДНС-2"
1	N 1	5,3		Brushless AC Generetor (SAB), Ideal Electric			Taurus 60			2008
Всего		5,3
ГТЭС "Каменная" (АО "РН-Няганьнефтегаз")
1	N 1	8		ГТГ-8-2РУХЛ3			ГТД-8РМ			2013
2	N 2	8		ГТГ-8-2РУХЛ3			ГТД-8РМ			2013
3	N 3	8		ГТГ-8-2РУХЛ3			ГТД-8РМ			2013
4	N 4	8		ГТГ-8-2РУХЛ3			ГТД-8РМ			2013
5	N 5	8		ГТГ-8-2РУХЛ3			ГТД-8РМ			2013
6	N 6	8		ГТГ-8-2РУХЛ3			ГТД-8РМ			2013
7	N 7	8		ГТГ-8-2РУХЛ3			ГТД-8РМ			2013
8	N 8	8		ГТГ-8-2РУХЛ3			ГТД-8РМ			2013
9	N 9	8		ГТГ-8-2РУХЛ3			ГТД-8РМ			2013
Всего		72
ГТЭС "Западно-Салымская" ("Салым Петролеум Девелопмент Н.В.")
1	N 1	15		AMS 900LH			Т 130S GS Titan 130			2007
2	N 2	15		AMS 900LH			Т 130S GS Titan 130			2007
3	N 3	15		AMS 900LH			Т 130S GS Titan 130			2007
4	N 4	15		AMS 900LH			Т 130S GS Titan 130			2010
Всего		60
ГТЭС "Западно-Малобалыкского месторождения" (ООО "Юрск-Нефть")
1	N 1	1,8		LSA 53 M65/ 4p			OP16-3A			2010
2	N 2	1,8		LSA 53 M65/ 4p			OP16-3A			2010
3	N 3	1,8		LSA 53 M65/ 4p			OP16-3A			2010
4	N 4	1,8		LSA 53 M65/ 4p			OP16-3A			2010
5	N 5	1,8		LSA 53 M65/ 4p			OP16-3A			2012
6	N 6	1,8		LSA 53 M65/ 4p			OP16-3A			2012
7	N 7	1,8		LSA 53 M65/ 4p			OP16-3A			2012
8	N 8	1,8		LSA 53 M65/ 4p			OP16-3A			2012
Всего		14,4
ПЭС "Казым" (ПАО "Передвижная энергетика")
1	N 1	12		Т-12-2ЭУЗ			ДЦ59Л			1989
2	N 2	12		Т-12-2ЭУЗ			ДЦ59Л			1986
3	N 2	12		Т-12-2ЭУЗ			ДА14Л			1993
4	N 4	12		Т-12-2ЭУЗ			ДЦ59Л			1987
5	N 5	12		Т-12-2ЭУЗ			ДЦ59Л			1987
6	N 6	12		Т-12-2ЭУЗ			ДА14Л			2001
Всего		72
ГПЭС Соровского месторождения (ООО "Соровскнефть")
1	N 1	1,54		Cummins 1540			QSV91G			2013
2	N 2	1,54		Cummins 1540			QSV91G			2013
3	N 3	1,54		Cummins 1540			QSV91G			2013
4	N 4	1,54		Cummins 1540			QSV91G			2013
5	N 5	1,54		Cummins 1540			QSV91G			2013
6	N 6	1,54		Cummins 1540			QSV91G			2015
7	N 7	1,54		Cummins 1540			QSV91G			2015
8	N 8	1,54		Cummins 1540			QSV91G			2015
9	N 9	1,54		Cummins 1540			QSV91G			2015
10	N 10	1,54		Cummins 1540			QSV91G			2015
Всего		15,4
ГПЭС Кирско-Коттынского месторождения (ООО "Башнефть-Добыча")
1	N 1	1,54		Cummins 1540			QSV91G			2007
2	N 2	1,54		Cummins 1540			QSV91G			2007
3	N 3	1,54		Cummins 1540			QSV91G			2007
4	N 4	1,54		Cummins 1540			QSV91G			2007
5	N 5	1,54		Cummins 1540			QSV91G			2007
6	N 6	1,54		Cummins 1540			QSV91G			2007
7	N 7	1,54		Cummins 1540			QSV91G			2007
8	N 8	1,54		Cummins 1540			QSV91G			2007
Всего		12
ГПЭС Верхне-Шапшинского месторождения (ООО "РусГазСервис")
1	N 1	1,4					J 420 GS-B01			2013
2	N 2	1,4					J 420 GS-B01			2013
3	N 3	1,4					J 420 GS-B01			2017
4	N 4	1,4					J 420 GS-B01			2017
5	N 5	1,4					J 420 GS-B01			2013
6	N 6	1,4					J 420 GS-B01			2013
7	N 7	1,4					J 420 GS-B01			2017
8	N 8	1,4					J 420 GS-B01			2017
9	N 9	1,4					J 420 GS-B01			2017
10	N 10	1,4					J 420 GS-B01			2017
Всего		14
ГПЭС Нижне-Шапшинского месторождения (ООО "РусГазСервис")
1	N 1	1,4					J 420 GS-B01			2010
2	N 2	1,4					J 420 GS-B01			2010
3	N 3	1,4					J 420 GS-B01			2010
4	N 4	1,4					J 420 GS-B01			2010
5	N 5	1,4					J 420 GS-B01			2010
6	N 6	1,4					J 420 GS-B01			2010
7	N 7	1,4					J 420 GS-B01			2010
8	N 8	1,4					J 420 GS-B01			2010
9	N 9	1,4					J 420 GS-B01			2010
10	N 10	1,4					J 420 GS-B01			2010
11	N 11	1,4					J 420 GS-B01			2010
12	N 12	1,4					J 420 GS-B01			2010
13	N 13	1,4					J 420 GS-B01			2012
14	N 14	1,4					J 420 GS-B01			2012
15	N 15	1,4					J 420 GS-B01			2014
16	N 16	1,4					J 420 GS-B01			2014
17	N 17	1,4					J 420 GS-B01			2014
Всего		23,8
ГПЭС Энергокомплекса Аггреко Евразия (ООО "Аггреко Евразия")
1	N 1	1,1		PE734C2			QSK60 GAS			2015
2	N 2	1,1		PE734C2			QSK60 GAS			2015
3	N 3	1,1		PE734C2			QSK60 GAS			2015
4	N 4	1,1		PE734C2			QSK60 GAS			2015
5	N 5	1,1		PE734C2			QSK60 GAS			2015
6	N 6	1,1		PE734C2			QSK60 GAS			2015
7	N 7	1,1		PE734C2			QSK60 GAS			2016
8	N 8	1,1		PE734C2			QSK60 GAS			2016
Всего		8,8
ГПЭС Омбинского месторождения (ООО "Альянс-Энерджи")
1	N 1	1,03				G3516SITA			2018
2	N 2	1,03				G3516SITA			2018
3	N 3	1,03				G3516SITA			2018
4	N 4	1,03				G3516SITA			2018
5	N 5	1,03				G3516SITA			2018
6	N 6	1,03				G3516SITA			2018
7	N 7	1,03				G3516SITA			2018
8	N 8	1,03				G3516SITA			2018
9	N 9	1,03				G3516SITA			2018
10	N 10	1,03				G3516SITA			2018
11	N 11	1,03				G3516SITA			2018
12	N 12	1,03				G3516SITA			2018
Всего		12,36
ГПЭС "Хантэк Южная" (ООО "РусГазСервис")
1	N 1	1,406				JGC 420 GS-S.L			2019
2	N 2	1,406				JGC 420 GS-S.L			2019
3	N 3	1,406				JGC 420 GS-S.L			2019
4	N 4	1,406				JGC 420 GS-S.L			2019
5	N 5	1,406				JGC 420 GS-S.L			2019
6	N 6	1,406				JGC 420 GS-S.L			2019
7	N 7	1,406				JGC 420 GS-S.L			2020
8	N 8	1,406				JGC 420 GS-S.L			2020
9	N 9	1,406				JGC 420 GS-S.L			2020
10	N 10	1,406				JGC 420 GS-S.L			2020
11	N 11	1,406				JGC 420 GS-S.L			2020
12	N 12	1,406				JGC 420 GS-S.L			2020
Всего		16,872
ГПЭС на Приразломном месторождении (АО "БерёзкаГаз Обь")
1	N 1	1,406				JGC 420 GS-S.L			2015
2	N 2	1,406				JGC 420 GS-S.L			2015
3	N 3	1,406				JGC 420 GS-S.L			2015
4	N 4	1,406				JGC 420 GS-S.L			2015
5	N 5	1,406				JGC 420 GS-S.L			2015
6	N 6	1,406				JGC 420 GS-S.L			2015
7	N 7	1,406				JGC 420 GS-S.L			2015
8	N 8	1,406				JGC 420 GS-S.L			2015
9	N 9	1,406				JGC 420 GS-S.L			2015
10	N 10	1,406				JGC 420 GS-S.L			2015
11	N 11	1,406				JGC 420 GS-S.L			2015
12	N 12	1,406				JGC 420 GS-S.L			2015
13	N 13	1,406				JGC 420 GS-S.L			2015
14	N 14	1,406				JGC 420 GS-S.L			2015
15	N 15	1,406				JGC 420 GS-S.L			2015
16	N 16	1,406				JGC 420 GS-S.L			2015
17	N 17	1,406				JGC 420 GS-S.L			2015
Всего		23,902
ГПЭС Аггреко-1 (ООО "Аггреко Евразия")
1	N 1	1,12		PE734C2		QSK60G5			2020
2	N 2	1,12		PE734C2		QSK60G5			2020
3	N 3	1,12		PE734C2		QSK60G5			2020
4	N 4	1,12		PE734C2		QSK60G5			2020
5	N 5	1,12		PE734C2		QSK60G5			2020
6	N 6	1,12		PE734C2		QSK60G5			2020
7	N 7	1,12		PE734C2		QSK60G5			2020
8	N 8	1,12		PE734C2		QSK60G5			2020
9	N 9	1,12		PE734C2		QSK60G5			2020
10	N 10	1,12		PE734C2		QSK60G5			2020
11	N 11	1,12		PE734C2		QSK60G5			2020
12	N 12	1,12		PE734C2		QSK60G5			2020
13	N 13	1,12		PE734C2		QSK60G5			2020
14	N 14	1,12		PE734C2		QSK60G5			2020
15	N 15	1,12		PE734C2		QSK60G5			2020
16	N 16	1,12		PE734C2		QSK60G5			2020
Всего		17,92
ГПЭС Аггреко-2 (ООО "Аггреко Евразия")
1	N 1	1,12		PE734C2		QSK60G5			2020
2	N 2	1,12		PE734C2		QSK60G5			2020
3	N 3	1,12		PE734C2		QSK60G5			2020
4	N 4	1,12		PE734C2		QSK60G5			2020
5	N 5	1,12		PE734C2		QSK60G5			2020
6	N 6	1,12		PE734C2		QSK60G5			2020
7	N 7	1,12		PE734C2		QSK60G5			2020
8	N 8	1,12		PE734C2		QSK60G5			2020
9	N 9	1,12		PE734C2		QSK60G5			2020
10	N 10	1,12		PE734C2		QSK60G5			2020
11	N 11	1,12		PE734C2		QSK60G5			2020
12	N 12	1,12		PE734C2		QSK60G5			2020
13	N 13	1,12		PE734C2		QSK60G5			2020
14	N 14	1,12		PE734C2		QSK60G5			2020
15	N 15	1,12		PE734C2		QSK60G5			2020
16	N 16	1,12		PE734C2		QSK60G5			2020
Всего		17,92

Наиболее крупными энергоисточниками в энергорайонах автономного округа, работающих изолированно от энергосистемы, являются:

газотурбинная электростанция в с.п. Хулимсунт установленной электрической мощностью 15 МВт;

газотурбинная электростанция в п. Приполярный установленной электрической мощностью 20 МВт.

Электроснабжение остальных населенных пунктов осуществляется дизельными электростанциями (наиболее крупная электростанция с установленной электрической мощностью 5 МВт расположена в с. Саранпауль).

Суммарная установленная электрическая мощность электростанций, расположенных в энергорайонах, работающих изолированно от ЕЭС России, достигает 57,635 МВт.

Таблица 9.

N п/п	Муниципальный район	Наименование населенного пункта	Тип, марка оборудования (указать: основной, резервный)	Установленная мощность МВт	Располагаемая мощность МВт	Техническое состояние
N п/п	Муниципальный район	Наименование населенного пункта	Тип, марка оборудования (указать: основной, резервный)	Установленная мощность МВт	Располагаемая мощность МВт	год выпуска	установленный моторесурс (час)	фактически отработано (час)	% износа
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
1	Березовский	с. Няксимволь	Volvo Penta TAD1343GE (основной)	0,320	0,272	2018	30 000	8 615	19
			Volvo Penta TAD1343GE (резервный)	0,320	0,272	2018	30 000	8 792	20
			СТГ-АД-200	0,2	0,16	2020	12 000	н/д	н/д
			Volvo Penta TAD532GE (резервный)	0,100	0,085	2011	30 000	14 419	43
			Cummins С500D5	0,360	0,306	2017	15 000	4 671	23
			Солнечная электростанция	0,06	-	-	-	-	-
		с. Саранпауль	Cummins C1400D5 (основной)	1,000	0,900	2010	22 000	13 123	54
			Cummins C1400D5 (основной)	1,000	0,900	2010	22 000	11 546	48
			Cummins C1400D5 (основной)	1,000	0,900	2011	22 000	13 988	57
			Cummins C1400D5 (основной)	1,000	0,900	2020	22 000	600	3
			Cummins C1100D5 (резервный)	0,823	0,740	2013	22 000	15 323	61
		п. Сосьва	Cummins С1100D5 (основной)	0,823	0,740	2011	22 000	4 628	19
			Cummins C1400D5 (основной)	1,000	0,900	2014	22 000	14 494	56
			Cummins C500D5 (основной)	0,360	0,306	2020	15 000	600	4
			Mitsubishi (резервный)	1,008	0,856	2014	8 000	5 833	63
		с. Ломбовож	АД-200С, 7514.10 (основной)	0,200	0,170	2007	15 000	14 900	93
			АД-200С, 7514.10 (основной)	0,200	0,170	2007	15 000	2 768	17
			АД-100, ЯМЗ-238 (резервный)	0,100	0,085	2017	10 000	8 828	66
			Cummins С60	0,048	0,041	2019	20 000	2 000	5
			Volvo ADV-100	0,1	0,075	2020	30 000	600	2
		д. Кимкьясуй	АД-110-Weifing, (основной)	0,110	0,094	2019	15 000	2 000	7
			АД-100	0,100	0,085	2017	10 000	5 168	39
			Cummins С38D5	0,028	0,024	2012	20 000	10 430	46
			Weifang 50GFX-992	0,050	0,043	2019	30 000	2 000	3
		д. Сартынья	АД-40	0,040	0,040	2020	10 000	600	6
			АД-75	0,075	0,075	2017	10 000	2 056	15
			Cummins C38D5 (резервный)	0,028	0,024	2019	20 000	2 640	7
		д. Анеева	АД-60С, ЯМЗ-236 (основной)	0,060	0,051	2018	10 000	5 466	36
			АД-100	0,100	0,085	2014	10 000	7 422	64
			СТГ-АД-100	0,1	0,085	2020	10 000	н/д	н/д
			АД-30, А-41 (резервный)	0,030	0,025	2008	8 000	15 291	86
			Cummins C38D5 (резервный)	0,028	0,023	2012	20 000	4 100	71
2	Ханты-Мансийский	с. Елизарово	Vovlo Penta TAD1344GE (резервный)	0,320	0,272	2020	30 000	1 200	4
			Vovlo Penta TAD1344GE (основной)	0,320	0,272	2018	30 000	6 171	14
			Vovlo Penta TAD1344GE (основной)	0,320	0,272	2018	30 000	5 970	13
			Volvo ADV-120С	0,120	0,102	2012	30 000	9 050	27
		п. Кедровый	Cummins C1400D5 (основной)	1,000	0,900	2010	22 000	4 607	19
			Cummins C1400D5 (резервный)	1,000	0,900	2011	22 000	9 173	38
			Cummins C1100D5 (резервный)	0,823	0,740	2019	22 000	3 390	8
			Cummins С500D5	0,360	0,306	2020	15 000	1 200	8
		д. Согом	КУ Cento T-150 (основной)	0,150	0,128	2020	25 000	600	2
			КУ Cento T-150 (основной)	0,150	0,128	2014	25 000	21 303	73
			КУ Cento T-150 (резервный)	0,150	0,128	2018	25 000	6 849	18
			ДГА-250	0,250	0,212	2017	12 000	4 160	26
			АД-100, Volvo (резервный)	0,100	0,085	2012	30 000	18 779	56
			АД-100, Volvo (резервный)	0,100	0,085	2012	30 000	16 874	50
		п. Урманный	ADDo600C-T400-1РГТМ	0,6	0,45	2015	40 000	13 501	28
			ADDo600C-T400-1РГТМ	0,6	0,45	2015	40 000	15 209	32
			ADDo600C-T400-1РГТМ	0,6	0,45	2015	40 000	14 053	29
			ADDo320C-T400-1РГТ	0,32	0,24	2017	40 000	12 420	23
		п. Кирпичный	Cummins C500D5eo (основной)	0,360	0,306	2018	15 000	3 033	13
			Cummins C500D5eo (основной)	0,360	0,306	2011	15 000	7 876	47
			Cummins C500D5eo (резервный)	0,360	0,306	2018	15 000	5 547	25
3	Нижневартовский	с. Корлики	Volvo Penta TAD1343GE (основной)	0,320	0,272	2018	30 000	4 598	10
			Volvo Penta TAD1343GE (основной)	0,320	0,272	2018	30 000	8 832	20
			Volvo Penta TAD1643GE (основной)	0,500	0,425	2014	30 000	13 176	38
			Volvo Penta TAD1643GE (основной)	0,500	0,425	2014	30 000	12 895	37
		д. Сосновый бор	АД-20	0,02	0,017	2017	8 000	911	9
			АД-20	0,02	0,017	2017	8 000	781	7
			АД-20	0,02	0,017	2017	8 000	709	7
			Cummins C38D5 (основной)	0,028	0,023	2010	20 000	12 518	57
4	Белоярский	с. Ванзеват	Volvo Penta TAD532GE (резервный)	0,100	0,085	2012	30 000	21 121	63
			Volvo Penta TAD733GE (основной)	0,160	0,136	2020	30 000	600	2
			Volvo Penta TAD734GE (основной)	0,200	0,170	2020	30 000	700	2
			АД-250	0,250	0,212	2017	12 000	2 155	13
			АД-200	0,2	0,17	2020	12 000	н/д	н/д
		с. Тугияны	АД-60, Д-246.4 (резервный)	0,060	0,051	2018	10 000	1 982	13
			Cummins C38D5 (основной)	0,028	0,024	2012	20 000	15 134	67
			АД-60	0,06	0,051	2020	10 000	н/д	н/д
		п. Пашторы	Cummins C38D5 (основной)	0,028	0,024	2018	20 000	17 924	60
		п. Пашторы	Cummins C38D5 (резервный)	0,028	0,024	2012	20 000	10 910	48
		д. Нумто	Cummins C38D5 (основной)	0,028	0,024	2012	20 000	18 478	82
			ДЭС АД-100	0,100	0,085	2016	10 000	213	2
			ДЭС АД-40	0,040	0,034	2018	8 000	5 400	45
			ДЭС АД-75	0,075	0,063	2018	10 000	2 282	15
5	Кондинский	д. Шугур	Perkins P500P3	0,4	0,34	2008	30 000	5 798	18
			Perkins Р400P2	0,32	0,272	2008	30 000	8 893	27
			Perkins Р400P2	0,32	0,272	2008	30 000	12 132	37
			Cummins С300D5	0,24	0,204	2008	20 000	4 290	20
			Солнечная электростанция	0,032	-	-	-	-	-
		с. Карым	АД-60	0,060	0,051	2007	10 000	9 218	86
			Cummins C38D5 (резервный)	0,028	0,024	2018	20 000	7 307	24
			Cummins C38D5 (резервный)	0,028	0,024	2020	20 000	600	3
		д. Никулкино	Perkins Р30P1	0,024	0,02	2017	20 000	327	1
			Cummins C33D5	0,024	0,021	2012	20 000	18 281	81
			Солнечная электростанция	0,015	-	-	-	-	-
6	Сургутский	д. Таурова	Cummins C38D5	0,028	0,024	2017	20 000	1 933	7
			АД-30	0,03	0,026	2014	8 000	6 113	66
			CTG AD-13YA	0,009	0,007	2016	15 000	3 066	16

Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности

В таблице 10 приведена выработка электрической энергии электростанциями ЭЭС автономного округа за 2016 - 2020 годы. Выработка электроэнергии электростанциями ЭЭС автономного округа в 2020 году относительно 2019 года уменьшилась на 10,6% и составила 75 501,1 млн кВт ч.

Таблица 10.

млн кВт ч

Наименование	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.
1	2	3	4	5	6
Выработка электростанций, всего	90 228,3	86 139,3	84 687,3	84 478,2	75 501,1
Сургутская ГРЭС-1 (ПАО "ОГК-2")	20 413,3	20 263,0	18 642,10	18 652,1	15 994,2
Сургутская ГРЭС-2 (ПАО "Юнипро")	35 746,1	31 962,66	30 436,67	30 189,7	27 096,7
Нижневартовская ГРЭС (АО "Нижневартовская ГРЭС")	12 786,6	12 590,34	12 957,31	12 522,6	10 050,6
Няганская ГРЭС (ПАО "Фортум" филиал Энергосистема "Западная Сибирь")	9 394,2	9 159,9	10 248,7	10 433,1	9 434,3
ПЭС Казым (ПАО "Передвижная энергетика")	48,5	28,9	16,7	25,8	20,7
ПАО "Сургутнефтегаз"	5 300,2	5 330,2	5 320,3	5 350,8	5 370,9
Приобская ГТЭС (ООО "РН-Юганскнефтегаз")	2 413,7	2 360,1	2 494,0	2 449,9	2 522,3
Приразломная ГТЭС (ООО "РН-Юганскнефтегаз")	129,9	119,6	162,20	180,0	183,8
Южно-Приобская ГТЭС (ООО "Газпромнефть-Хантос")	723,7	750,6	747,30	645,6	743
ГПЭС КНС-2 (ООО "Газпромнефть-Хантос")	62,9	70,5	70,0	69,4	72,5
Электростанции ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь"	1 888,9	2 155,5	2 132,1	2 102,7	2 061,2
Электростанции ООО "ЛУКОЙЛ-АИК"	165,7	165,9	143,6	159,6	176,6
Электростанции ПАО "Славнефть - Мегионнефтегаз"	135,5	145,7	170,8	172,5	140
ГТЭС Западно-Малобалыкского м.р. (ООО "ЮрскНефть")	63,9	53,6	50,9	33,8	31,5
ГТЭС Западно-Салымская (НФК "Салым Петролеум Девелопмент Н.В.")	498,6	502,9	507,80	511,3	516,7
ГТЭС Каменная (АО "РН-Няганьнефтегаз")	439,5	411,5	279,6	443,7	492,3
ГПЭС Кирско-Коттынского м.р. (ООО "Башнефть Добыча")	16,9	24,1	21,4	17,6	9,3
ГТЭС Соровского м.р. (ООО "Соровскнефть")	-	44,2	76,9	78,6	57,3
ГПЭС Энергокомплекса Аггреко Евразия (ООО "Аггреко Евразия")	-	-	14,1	54,2	44,7
ГПЭС Аггреко-1 (ООО "Аггреко Евразия")	-	-	-	-	3,1
ГПЭС Аггреко-2 (ООО "Аггреко Евразия")	-	-	-	-	3
ГПЭС Нижне-Шапшинского м.р. (ООО "РусГазСервис")	-	-	107,1	204,7	132,1
ГПЭС Омбинского м.р. (ООО "Альянс-Энерджи")	-	-	39,0	65,3	85,6
ГПЭС Верхне-Шапшинского м.р. (ООО "РусГазСервис")	-	-	48,5	109,0	92,7
ГПЭС Хантэк Южная (ООО "РусГазСервис")	-	-	-	6,3	124
ГПЭС-24 Приразломного м.р. (АО "БерёзкаГазОбь")	-	-	-	-	41,7

* В период 2016 - 2020 годов в суммарной выработке учитывались не все электростанции промышленных предприятий автономного округа, работающие параллельно с ЕЭС России.

Структура выработки электроэнергии по типам электростанции и видам собственности приведена на рисунке 4.

Доля фактической выработки электроэнергии крупными ТЭС автономного округа на 1 апреля 2021 года составила 83% от всего объема выработки электроэнергии по ЭЭС автономного округа, 17% общей выработки электроэнергии в энергокомплексе ЭЭС автономного округа осуществляют электростанции предприятий нефтегазовой промышленности.

Рисунок 4. Структура выработки электроэнергии по типам электростанции и видам собственности, млн кВт ч

Характеристика балансов электрической энергии и мощности за 2016 - 2020 годы

ЭЭС автономного округа является избыточной как по мощности, так и по электроэнергии. В таблице 11 приводится фактический баланс электроэнергии на территории автономного округа в период с 2016 года по 2020 год.

Фактический баланс мощности по территории ЭЭС автономного округа на час максимума энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов за период 2016 - 2020 годов приведен в таблице 12.

Таблица 11.

млн кВт·ч

Наименование показателя	2016 г.	2017 г.			2018 г.		2019 г.		2020 г.
1	2	3			4		5		6
Электропотребление, млн кВт-ч	71 397,2		70 472,0	69 182,6		69 158,1		61 818,7
Собственная выработка, млн кВт-ч	90 228,3		86 139,3	84 687,3		84 478,2		75 501,1
Среднегодовые темпы прироста электропотребления, %	+1,4		-1,3	-1,8		-0,04		-10,6
Сальдо перетоков ("+" дефицит - получение; "-" избыток - выдача)	-18 831,1		-15 667,2	-15 504,7		-15 320,1		-13 682,4

Таблица 12.

МВт

Наименование	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.
1	2	3	4	5	6
Нагрузка электростанций, всего	10 797,3*	11861,0*	11 170,5*	10 883,9*	11 248,4*
Сургутская ГРЭС-1 (ПАО "ОГК-2")	2444,2	2397	1963,5	2 200,5	2 430,6
Сургутская ГРЭС-2 (ПАО "Юнипро)	4562,4	4695	4343,2	4 711,6	3 940,5
Нижневартовская ГРЭС (АО "Нижневартовская ГРЭС")	1531,2	1974	1987,9	1 189,1	1 957,0
Няганская ГРЭС (ПАО "Фортум" филиал Энергосистема "Западная Сибирь")	882	1335	1353,3	1 351,6	1 364,5
ПЭС Казым (ПАО "Передвижная энергетика")	10,2	11	5	3,0	5,1
ПАО "Сургутнефтегаз" (без ГТЭС Южно-Нюрымского м.р.)	614,8	629	637,8	625,9	630,2
Приобская ГТЭС (ООО "РН-Юганскнефтегаз")	273,6	317	316	273,6	322,8
ГТЭС Приразломная (ООО "РН-Юганскнефтегаз")	13,5	20	23,9	22,0	23,0
Южно-Приобская ГТЭС (ООО "Газпромнефть-Хантос")	83,6	83	83,5	48,2	71,7
ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь"	239,5	236	255,8	259,9	247,0
ООО "ЛУКОЙЛ-АИК"	18,9	21	14	14,2	22,0
ПАО "Славнефть - Мегионнефтегаз"	14,5	16	21,3	21,3	22,9
ГТЭС Западно-Малобалыкского м.р. (ООО "ЮрскНефть")	4,8	6	4,6	3,2	4,6
ГПЭС КНС-2 (ООО "Газпромнефть-Хантос")	7,2	7	7,2	7,2	7,2
ГТЭС Западно-Салымская (НФК "Салым Петролеум Девелопмент Н.В.")	46,2	62	64,9	64,9	64,1
ГТЭС Каменная (АО "РН-Няганьнефтегаз")	48,7	50	27,6	35,3	60,4
ГПЭС Кирско-Коттынского м.р. (ООО "Башнефть добыча")	2	2	1	1	0,5
ГТЭС Соровского м.р. (ООО "Соровскнефть")	-	-	8,4	8,0	8,6
ГПЭС Энергокомплекса Аггреко Евразия (ООО "Аггреко Евразия")	-	-	6,7	6,7	6,7
ГПЭС Омбинского м.р. (ООО "Альянс-Энерджи")	-	-	8,4	0,0	10,5
ГПЭС Нижне-Шапшинского м.р. (ООО "РусГазСервис")	-	-	23,7	23,6	23,7
ГПЭС Верхне-Шапшинского м.р. (ООО "РусГазСервис")	-	-	12,8	13,2	11,9
ГПЭС Хантэк Южная (ООО "РусГазСервис")	-	-	-	0,0	12,9
ГПЭС Приразломного м.р. (АО "БерёзкаГазОбь")	-	-	-	-	-
ГПЭС Аггреко-1 (ООО "Аггреко Евразия")	-	-	-	-	-
ГПЭС Аггреко-2 (ООО "Аггреко Евразия")	-	-	-	-	-
Потребление, всего	9 349	9 101,0	8 900	8 927	8 884
Сальдо перетоков ("+" дефицит - получение; "-" избыток - выдача)	-1 448,3	-2 760	-2 270,5	-1 956,9	-2 364,4

Оценка плановых значений показателя надежности оказываемых услуг в отношении территориальных сетевых организаций

Плановые значения показателя надежности рассчитываются по данным территориальных сетевых организаций или их обособленных подразделений, оказывающих услуги по передаче электрической энергии в автономном округе, с учетом Методических указаний по расчету уровня надежности и качества поставляемых товаров и оказываемых услуг для организации по управлению единой национальной (общероссийской) электрической сетью и территориальных сетевых организаций, утвержденных приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 29 ноября 2016 года N 1256.

Данные для расчета плановых значений показателя надежности предоставили следующие территориальные сетевые организации:

АО "Россети Тюмень";

АО "Горэлектросеть";

ООО "РН-Юганскнефтегаз";

ООО "Газпром энерго";

ПАО "Сургутнефтегаз";

АО "ЮРЭСК";

МУП "СРЭС";

ООО "ХМГЭС".

Плановые значения показателя надежности, по данным территориальных сетевых организаций или их обособленных подразделений, оказывающих услуги по передаче электрической энергии в автономном округе, представлены в таблице 13.

Таблица 13.

Наименование территориальной сетевой организации	Плановые значения показателя надежности
Наименование территориальной сетевой организации	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.
1	2	3	4	5	6	7
АО "Россети Тюмень"	0,4358	0,4292	0,4228	0,4164	0,4102	-
АО "Горэлектросеть"	0,1391	0,137	-	-	-	-
ООО "РН-Юганскнефтегаз"	0,2482	0,2445	0,2408	0,2372	-	-
ООО "Газпром энерго"	0,0168	0,0166	0,0163	0,0161	-	-
ПАО "Сургутнефтегаз"	0,1495	0,1473	0,1451	0,1429	-	-
АО "ЮРЭСК"	0,00398	0,00392	-	-	-	-
МУП "СРЭС"	0,0012	0,0011	0,0011	0,0011	-	-
ООО "ХМГЭС"	0,1762	0,1736	0,171	0,1684	-	-

В результате анализа данных, приведенных в таблице 13, установлено, что для каждой из территориальных сетевых организаций наблюдается динамика улучшения значений показателей надежности и качества оказываемых услуг на перспективу.

Основные характеристики электросетевого хозяйства региона напряжением 110 кВ и выше

Основу электрической сети автономного округа образуют электроустановки напряжением 500 и 220 кВ. Напряжение 110 кВ предназначено для электроснабжения основных потребителей - объектов добычи, транспорта и переработки углеводородов, а также населения и других потребителей хозяйственного комплекса автономного округа.

На территории автономного округа находятся:

12 электрических подстанций с высшим напряжением 500 кВ;

59 электрических подстанций с высшим напряжением 220 кВ;

392 электрических подстанций с высшим напряжением 110 кВ.

Суммарная трансформаторная мощность подстанций:

500 кВ - 16 008 МВА;

220 кВ - 13 888 МВА;

110 кВ - 21 656 МВА.

Суммарная протяженность линий электропередачи по напряжениям:

500 кВ - 3 132 км;

220 кВ - 3 216 км;

110 кВ - 16 759 км.

Сводные данные по существующим подстанциям ЭЭС автономного округа приведены в таблице 14.

Полный перечень существующих ЛЭП и подстанций, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ, с указанием принадлежности представлен в приложении 1.

Таблица 14.

Наименование показателя	Количество ПС, шт.	Количество Т/АТ, шт.	Мощность ПС, МВА
1	2	3	4
Всего	29 068	35 233	83 724
По номинальному напряжению
500 кВ	12	100	16 008
220 кВ	59	150	13 888
110 кВ	392	780	21 656
35 кВ	1 290	2 544	14 404
6(10) кВ	27 315	31 659	17 768

Сводные данные по существующим ЛЭП ЭЭС автономного округа приведены в таблице 15.

Таблица 15.

Наименование показателя	Количество ЛЭП, шт.	Длина, км
Всего	24 339	206 439
По номинальному напряжению
500 кВ	35	3 132
220 кВ	127	3 216
110 кВ	533	16 759
35 кВ	727	7 734
6(10) кВ		17 5598

Основные внешние электрические связи ЭЭС автономного округа

ЭЭС автономного округа является частью энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов. Электрические связи ЭЭС автономного округа с соседними энергорайонами Тюменской области, а также других энергосистем представлены ниже.

Ноябрьский энергорайон ЯНАО:

ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 - Холмогорская;

ВЛ 500 кВ Кирилловская - Холмогорская;

ВЛ 220 кВ Кирилловская - Холмогорская;

ВЛ 220 кВ Холмогорская - Когалым;

ВЛ 220 кВ Вынгапур - Северный Варьеган;

ВЛ 220 кВ Вынгапур - Зима.

Северный энергорайон ЯНАО:

BJI 110 кВ Надым - Лонг-Юган - Сорум с отпайками.

Тобольский энергорайон Тюменской области:

ВЛ 500 кВ Демьянская - Луговая;

ВЛ 500 кВ Демьянская - Пыть-Ях;

ВЛ 500 кВ Нелым - Магистральная;

ВЛ 500 кВ Нелым - Пыть-Ях;

ВЛ 220 кВ Демьянская - Болчары;

ВЛ 220 кВ Демьянская - Чеснок;

ВЛ 110 кВ Снежная - Фоминская - 1,2;

ВЛ 110 кВ Снежная - КС-6 с отпайкой на ПС Муген;

ВЛ 110 кВ Снежная - Западно-Салымская I, II цепь с отпайкой на ПС Эвихон.

Тюменский энергорайон Тюменской области:

ВЛ 500 кВ Тюмень - Луговая.

Свердловская энергосистема:

ВЛ 110 кВ Картопья - Атымья - 1, 2;

ВЛ 110 кВ Сотник - Тавда - 2;

ВЛ 110 кВ МДФ - Тавда.

Томская энергосистема:

ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская - 1, 2;

ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС 110 кВ Григорьевская I цепь;

ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайками II цепь;

ВЛ 110 кВ Советско-Соснинская - Вахская с отпайкой на ПС 110 кВ Стрежевская N 3;

ВЛ 35 кВ Ц-1;

ВЛ 35 кВ Ц-2;

ВЛ 35 кВ ЦЛ-2;

ВЛ 35 кВ ЦЛ-5;

ВЛ 6 кВ ПС N 102 фидер 2-12.

Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории автономного округа

Схема электроснабжения потребителей ЭЭС автономного округа состоит из 6 энергорайонов:

Нефтеюганский;

Нижневартовский;

Когалымский;

Сургутский;

Урайский;

Няганский.

На рисунке 5 показана схема фактического баланса электрических нагрузок ЭЭС автономного округа с разбивкой по энергорайонам на собственный максимум энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов 2020 года, зафиксированный в 08:00 мск 31 января 2020 года.

Сургутский и Няганский энергорайоны являются избыточными по мощности, в связи с чем наблюдается переток мощности из указанных энергорайонов в смежные дефицитные по мощности энергорайоны.

Рисунок 5. Схема фактического баланса электрических нагрузок ЭЭС автономного округа с разбивкой по энергорайонам на собственный максимум энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов 2020 года (08:00 мск 31.01.2020)

Нефтеюганский энергорайон

Нефтеюганский энергорайон территориально соответствует зоне деятельности одноименного филиала электрических сетей АО "Россети Тюмень", а также находится в зоне ответственности Центрального ПМЭС ПАО "ФСК ЕЭС" (рисунок 6), в который входят:

часть Сургутского муниципального района автономного округа (южнее р. Обь);

Нефтеюганский муниципальный район;

юго-восточная часть Ханты-Мансийского муниципального района;

городские округа: Нефтеюганск, Ханты-Мансийск, Пыть-Ях.

Рисунок 6. Карта-схема Нефтеюганских электрических сетей ЭЭС автономного округа

Основными потребителями электроэнергии и электрической мощности Нефтеюганского энергорайона являются:

нефтегазодобывающие компании: ООО "РН-Юганскнефтегаз", ООО "Газпромнефть-Хантос" и ПАО "Славнефть - Мегионнефтегаз";

нефтеперекачивающие и компрессорные станции (НПС и КС) магистральных нефте- и газопроводов;

предприятие по переработке попутного нефтяного газа Южно-Балыкский ГПЗ - филиал АО "СибурТюменьГаз";

коммунально-бытовая нагрузка городов.

В 2020 году максимум потребления мощности Нефтеюганского энергорайона в собственный максимум потребления мощности потребителей энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов составил 2 452 МВт.

Нефтеюганский энергорайон является дефицитным. Покрытие дефицита мощности осуществляется в основном от Сургутской ГРЭС-1 и Сургутской ГРЭС-2 по сети 500 кВ и по сети 220 кВ по ВЛ 220 кВ Полоцкая - Шубинская, Сомкинская - Ленинская и Пересвет - Шубинская. В Нефтеюганском энергорайоне имеются электростанции промышленных предприятий, наиболее крупными из которых являются Приобская ГТЭС и Южно-Приобская ГТЭС, установленной мощностью 315 и 96 МВт соответственно.

На территории Нефтеюганского энергорайона размещаются 3 ПС 500 кВ, 12 ПС 220 кВ, 90 ПС 110 кВ и 3 ПП 110 кВ.

Основными питающими подстанциями Нефтеюганского энергорайона являются ПС 500 кВ Пыть-Ях, ПС 500 кВ Святогор и ПС 500 кВ Магистральная, через которые осуществляется передача мощности в сети 220 кВ Нефтеюганского энергорайона с последующим распределением по электрическим сетям 110 кВ.

На ПС 500 кВ Пыть-Ях установлено 3АТГ 500/220 кВ номинальной мощностью 501 МВА каждый и 3 АТ 220/110 кВ номинальной мощностью 125 МВА каждый. На ПС 500 кВ Магистральная установлено 2АТГ 500/220 кВ номинальной мощностью 501 МВА каждый и 2 АТ 220/110 кВ номинальной мощностью 125 МВА каждый. На ПС 500 кВ Святогор установлено 2АТГ 500/220 кВ номинальной мощностью 501 МВА каждый и 2 АТ 220/110 кВ номинальной мощностью 200 МВА каждый.

В 2020 - март 2021 году введены следующие объекты 110 кВ:

СП 110 кВ Выкатной и ПС 110 кВ Эргинская (2х40 МВА);

ПС 110 кВ Петелинская - замена 2х25 МВА на 2х40 МВА;

ПС 110 кВ Соровская - расширение ОРУ 110 кВ на 2 линейные ячейки;

ПС 110 кВ Кинтус - строительство 2 линейных ячеек 110 кВ.

Электроснабжение Нефтеюганского энергорайона ЭЭС автономного округа осуществляется по следующим линиям электропередачи:

ВЛ 500 кВ Демьянская - Пыть-Ях;

ВЛ 500 кВ Магистральная - Сомкинская;

ВЛ 500 кВ Нелым - Магистральная;

ВЛ 500 кВ Нелым - Пыть-Ях;

ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 - Пыть-Ях;

ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 - Пыть-Ях;

ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 - Святогор;

ВЛ 220 кВ Пересвет - Шубинская;

ВЛ 220 кВ Полоцкая - Шубинская;

ВЛ 220 кВ Сомкинская - Ленинская;

ВЛ 110 кВ Кирьяновская - Восточный - 2;

ВЛ 110 кВ Ореховская - Восточный;

ВЛ 110 кВ Снежная - Фоминская - 1,2;

ВЛ 110 кВ Снежная - КС-6 с отпайкой на ПС Муген;

ВЛ 110 кВ Снежная - Западно-Салымская I, II цепь с отпайкой на ПС Эвихон.

В 2020 - марте 2021 года введены следующие ЛЭП:

ВЛ 110 кВ Выкатная - Эргинская - 1, 2 протяженностью 2х32,348 км;

ВЛ 110 кВ Соровская - Кинтус-1, 2 протяженностью 2х34,51.

Описание выявленных схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений, приведено ниже при анализе отчетного потокораспределения основной электрической сети 110 кВ и выше ЭЭС автономного округа.

Нижневартовский энергорайон

Нижневартовский энергорайон территориально соответствует зоне деятельности одноименного филиала электрических сетей АО "Россети Тюмень", а также находится в зоне ответственности Восточного ПМЭС ПАО "ФСК ЕЭС" (рисунок 7), в который входят:

Нижневартовский муниципальный район, расположенный в восточной части автономного округа, за исключением городских округов Покачи и Лангепас с прилегающими территориями в западной его части;

городские округа: Нижневартовск, Мегион, Радужный.

Основными потребителями электроэнергии и электрической мощности Нижневартовского энергорайона являются:

нефтедобывающие компании: АО "Корпорация Югранефть", АО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие", АО "Самотлорнефтегаз", ПАО "Славнефть - Мегионнефтегаз";

предприятия по переработке попутного нефтяного газа АО "СибурТюменьГаз", в который входят:

"Нижневартовский ГПЗ";

"Белозерный ГПЗ";

коммунально-бытовая нагрузка городов.

Рисунок 7. Карта-схема Нижневартовских электрических сетей ЭЭС автономного округа

В 2020 году максимум потребления мощности Нижневартовского энергорайона в собственный максимум потребления мощности потребителей энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов составил 2 341 МВт.

Основным источником генерации Нижневартовского энергорайона является Нижневартовская ГРЭС установленной мощностью 2031 МВт. Она построена для электроснабжения потребителей Нижневартовского нефтедобывающего района, является источником теплоснабжения для п. Излучинска, а также промышленных потребителей.

На нефтегазовых месторождениях Нижневартовского энергорайона эксплуатируются газотурбинные и газопоршневые электростанции нефтяных компаний, в том числе:

Покамасовская ГТЭС установленной мощностью 9,5 МВт;

Ново-Покурская ГТЭС установленной мощностью 14,25 МВт;

ГПЭС Кирско-Коттынского месторождения установленной мощностью 12 МВт.

Нижневартовский энергорайон является дефицитным. Его покрытие осуществляется от Сургутской ГРЭС-1 и Сургутской ГРЭС-2 по сетям 220-500 кВ:

ВЛ 500 кВ Кустовая - Трачуковская;

ВЛ 500 кВ Сибирская - Трачуковская;

ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 - Сибирская;

ВЛ 220 кВ Трачуковская - Кирьяновская;

ВЛ 220 кВ Трачуковская - Васильев.

По электрическим сетям 220 кВ Нижневартовского энергорайона осуществляется передача мощности в Ноябрьский и Когалымский энергорайоны от ПС 500 кВ Белозерная и ПС 500 кВ Сибирская по следующим ВЛ 220 кВ:

ВЛ 220 кВ Зима - Вынгапур;

ВЛ 220 кВ Северный Варьеган - Вынгапур.

На территории Нижневартовского энергорайона размещаются 3 ПС 500 кВ, 21 ПС 220 кВ и 109 ПС 110 кВ.

Основными питающими подстанциями Нижневартовского энергорайона являются ПС 500 кВ Белозерная, ПС 500 кВ Сибирская и ПС 500 кВ Кустовая, через которые осуществляется передача мощности в сети 220 кВ Нижневартовского энергорайона с последующим распределением по электрическим сетям 110 кВ.

На ПС 500 кВ Белозерная установлено 3АТГ 500/220 кВ номинальной мощностью 501 МВА каждая и 3 АТ 220/110 кВ номинальной мощностью 125 МВА каждый. На ПС 500 кВ Сибирская установлено 2АТГ 500/220 кВ номинальной мощностью 501 МВА каждая. На ПС 500 кВ Кустовая установлено 2АТГ 500/220 кВ номинальной мощностью 501 МВА каждая.

В 2020 году выполнена реконструкция ПС 110 кВ Ореховская - установлен трансформатор 16 МВА.

Распределительная сеть 110 кВ Нижневартовского энергорайона функционирует преимущественно с двухсторонним питанием, опираясь на шины 110 кВ ПС 220 кВ и ПС 500/220/110 кВ Белозерная.

Электрические связи Нижневартовского энергорайона с прилегающими энергорайонами энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов осуществляются по следующим линиям электропередачи.

Когалымский энергорайон:

ВЛ 500 кВ Сибирская - Трачуковская;

ВЛ 500 кВ Кустовая - Трачуковская;

ВЛ 220 кВ Трачуковская - Кирьяновская;

ВЛ 220 кВ Трачуковская - Васильев;

ВЛ 110 кВ Васильев - Урьевская -1, 2;

ВЛ 110 кВ Кирьяновская - Ореховская;

ВЛ 110 кВ Кирьяновская - Восточный - 2;

ВЛ 110 кВ Северный Варьеган - Таврическая 1, 2.

Ноябрьский энергорайон:

ВЛ 220 кВ Северный Варьеган - Вынгапур;

ВЛ 220 кВ Зима - Вынгапур.

Сургутский энергорайон:

ВЛ 500 кВ Сургутская ГPЭC-2 - Сибирская.

Передача мощности Нижневартовской ГРЭС в Томскую энергосистему осуществляется по двухцепной ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская - 1, 2.

Когалымский энергорайон

Когалымский энергорайон территориально соответствует зоне деятельности одноименного филиала электрических сетей АО "Россети Тюмень", а также находится в зоне ответственности Центрального и Восточного ПМЭС ПАО "ФСК ЕЭС" (рисунок 8), в который входят:

территория между р. Тромъеган и р. Аган в северной части Сургутского муниципального района севернее р. Оби;

городские округа: Когалым, Покачи, Лангепас.

Основными потребителями электроэнергии и электрической мощности Когалымского энергорайона являются:

нефтедобывающая компания ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь";

НПС и КС магистральных нефте- и газопроводов;

предприятие по переработке попутного нефтяного газа ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" - ОАО "Локосовский ГПЗ";

коммунально-бытовая нагрузка городов.

Рисунок 8. Карта-схема Когалымских электрических сетей ЭЭС автономного округа

В 2020 году максимум потребления мощности Когалымского энергорайона в собственный максимум потребления мощности потребителей энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов составил 1 191 МВт.

Когалымский энергорайон является дефицитным. Основными питающими подстанциями являются ПС 500 кВ Кирилловская и ПС 500 кВ Трачуковская, через которые осуществляется передача мощности в сети 220 кВ Когалымского энергорайона с последующим распределением по электрическим сетям 110 кВ.

На ПС 500 кВ Кирилловская установлено 2хАТГ 500/220 кВ номинальной мощностью 501 МВА каждый и 4 АТ 220/110 кВ номинальной мощностью 125 МВА каждый. На ПС 500 кВ Трачуковская установлено 3хАТГ 500/220 кВ номинальной мощностью 501 МВА каждый.

На территории Когалымского энергоузла размещаются 2 электрические ПС 500 кВ, 5 ПС 220 кВ, 45 ПС 110 кВ, 2 ПП 110 кВ.

На нефтегазовых месторождениях Когалымского энергорайона эксплуатируются газотурбинные электростанции нефтяных компаний, в том числе:

ГТЭС Покачевского месторождения установленной мощностью 48 МВт;

ГТЭС Ватьеганского месторождения установленной мощностью 72 МВт;

ГТЭС Повховского месторождения установленной мощностью 48 МВт;

ГТЭС ДНС-2 установленной мощностью 5,3 МВт;

ГТЭС ДНС-3 установленной мощностью 15,9 МВт;

ГТЭС Тевлино-Русскинского установленной мощностью 48 МВт.

Электроснабжение Когалымского энергорайона энергосистемы Тюменской области осуществляется по следующим линиям электропередачи:

ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 - Трачуковская;

ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 - Трачуковская;

ВЛ 500 кВ Кустовая - Трачуковская;

ВЛ 500 кВ Сибирская - Трачуковская;

ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 - Кирилловская;

ВЛ 500 кВ Кирилловская - Холмогорская;

ВЛ 220 кВ Трачуковская - Кирьяновская;

ВЛ 220 кВ Трачуковская - Васильев;

ВЛ 220 кВ Имилор - Кирилловская;

ВЛ 220 кВ В.Моховая - Кирилловская;

ВЛ 220 кВ Сургутская ГРЭС-1 - КС-3-1,2;

ВЛ 220 кВ Холмогорская - Когалым;

ВЛ 220 кВ Холмогорская - Кирилловская;

ВЛ 110 кВ Урьевская - Васильев-1,2;

ВЛ 110 кВ Сова - Сарымская-1,2;

ВЛ 110 кВ В.Моховая - Слава;

ВЛ 110 кВ С. Варьеган - Таврическая-1,2.

Через электрические сети 500-220 кВ Когалымского энергорайона осуществляется транзит мощности в дефицитные Ноябрьский и Нижневартовский энергорайоны.

Сургутский энергорайон

Сургутский энергорайон территориально соответствует зоне деятельности одноименного филиала электрических сетей АО "Россети Тюмень", а также находится в зоне ответственности Центрального ПМЭС ПАО "ФСК ЕЭС" (рисунок 9), в который входят:

часть территории Сургутского муниципального района (севернее р. Оби), за исключением территории между реками Тромъеган и Аган и городского округа Когалым;

часть Белоярского муниципального района (восточнее п. Юильск);

городской округ - Сургут.

Рисунок 9. Карта-схема сургутских электрических сетей ЭЭС автономного округа

Основными потребителями электроэнергии и электрической мощности Сургутского энергорайона являются:

нефтедобывающая компания ПАО "Сургутнефтегаз";

предприятие по переработке газового конденсата и углеводородного сырья "Сургутский ЗСК" - филиал ООО "Газпром переработка";

коммунально-бытовая нагрузка городов.

В 2020 году максимум потребления мощности Сургутского энергорайона в собственный максимум потребления мощности энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов составил 1 995 МВт.

Основными источниками электроснабжения потребителей Сургутского энергорайона являются Сургутская ГРЭС-1 и Сургутская ГРЭС-2 установленной мощностью 3 333 МВт и 5 667,143 МВт соответственно и собственные электростанции ПАО "Сургутнефтегаз".

На территории Сургутского энергорайона размещаются 2 электрические ПС 500 кВ, 9 ПС 220 кВ, 88 ПС 110 кВ, 1 ПП 110 кВ.

В 2020 году введена ПС 110 кВ Южно-Ляминская (2х25 МВА).

Электроснабжение потребителей Сургутского энергорайона осуществляется по следующим сетевым объектам 500 кВ:

1, 2 АТГ 500/220 кВ ПС Пересвет;

1, 2, 3 АТГ 500/220 кВ ПС Сомкинская.

Электрические связи Сургутского энергорайона с прилегающими энергорайонами энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов осуществляются по следующим линиям электропередачи.

Нижневартовский энергорайон:

ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 - Сибирская.

Ноябрьский энергорайон:

ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 - Холмогорская.

Когалымский энергорайон:

ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 - Трачуковская;

ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 - Трачуковская;

ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 - Кирилловская;

ВЛ 220 кВ Сургутская ГРЭС-1 - КС-3 - 1,2;

ВЛ 220 кВ Имилор - Кирилловская;

ВЛ 220 кВ Восточно-Моховая - Кирилловская;

ВЛ 110 кВ Сова - Сарымская - 1, 2;

ВЛ 110 кВ Восточно-Моховая - Слава.

Нефтеюганский энергорайон:

ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 - Пыть-Ях;

ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 - Пыть-Ях;

ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 - Святогор;

ВЛ 500 кВ Магистральная - Сомкинская;

ВЛ 220 кВ Пересвет - Шубинская;

ВЛ 220 кВ Полоцкая - Шубинская;

ВЛ 220 кВ Сомкинская - Ленинская.

Няганский энергорайон:

ВЛ 500 кВ Пересвет - Ильково.

Подстанции 220 кВ Сургутского энергорайона объединены распределительной сетью 110 кВ, представленной преимущественно двухцепными ЛЭП, за исключением участка 2 двухцепных ЛЭП 110 кВ Сургут Барсово, выполненного на четырехцепных опорах (47,03 км), и одноцепных линий 110 кВ на подстанциях Лямино, Сытомино и Песчаная.

Урайский энергорайон

Урайский энергорайон территориально соответствует зоне деятельности одноименного филиала электрических сетей АО "Россети Тюмень", а также находится в зоне ответственности Центрального и Южного ПМЭС ПАО "ФСК ЕЭС" (рисунок 10), в который входят:

Кондинский муниципальный район и Советский муниципальный район;

часть Ханты-Мансийского муниципального района (южнее и западнее от п. Согом);

городские округа: Урай, Югорск.

Основными потребителями электроэнергии и электрической мощности в Урайском энергорайоне являются:

нефтедобывающая компания ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь";

НПС и КС магистральных нефте- и газопроводов;

коммунально-бытовая нагрузка городов.

В 2020 году максимум потребления мощности Урайского энергорайона в собственный максимум потребления мощности энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов составил 342 МВт.

Основным источником электроснабжения потребителей Урайского энергорайона является Няганская ГРЭС (Няганский энергорайон) установленной мощностью 1361 МВт и собственные электростанции ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь".

На нефтегазовых месторождениях ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" эксплуатируются газопоршневые электростанции:

Северо-Даниловская ГПЭС установленной мощностью 36,24 МВт;

ГПЭС Восточно-Толумского м.р. установленной мощностью 6,342 МВт.

Рисунок 10. Карта-схема Урайских электрических сетей ЭЭС автономного округа

Урайский энергорайон является дефицитным. Покрытие дефицита мощности осуществляется от Няганской ГРЭС по ВЛ 500 кВ Няганская ГРЭС - Луговая, ВЛ 220 кВ Новая - Хора и ВЛ 220 кВ Няганская ГРЭС - Картопья.

На территории Урайского энергорайона размещаются 1 ПС 500 кВ, 8 ПС 220 кВ, 38 ПС 110 кВ.

Электрические связи Урайского энергорайона с прилегающими энергорайонами энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов осуществляются по следующим линиям электропередачи.

Няганский энергорайон:

ВЛ 500 кВ Няганская ГРЭС - Луговая;

ВЛ 220 кВ Няганская ГРЭС - Картопья;

ВЛ 220 кВ Новая - Хора;

ВЛ 110 кВ Яхлинская - Хора;

ВЛ 110 кВ Лазаревская - Хора;

ВЛ 110 кВ Картопья - Вандмтор-1, 2.

Тобольский энергорайон:

ВЛ 500 кВ Демьянская - Луговая;

ВЛ 220 кВ Демьянская - Болчары;

ВЛ 220 кВ Демьянская - Чеснок.

Тюменский энергорайон:

ВЛ 500 кВ Тюмень - Луговая.

Свердловская энергосистема:

ВЛ 110 кВ Картопья - Атымья-1, 2;

ВЛ 110 кВ Сотник - Тавда - 2;

ВЛ 110 кВ МДФ - Тавда.

Существующая схема распределительной сети 110 кВ преимущественно представлена двухцепными линиями электропередачи, объединяющими подстанции 220 кВ.

Характерной особенностью Урайского энергорайона является прохождение по его территории основных магистральных нефтепроводов и газопроводов из Западно-Сибирского нефтегазового комплекса в центральную часть России.

В южной части энергорайона проходят трассы магистральных нефтепроводов Сургут - Полоцк, Холмогоры - Клин, в меридиональном направлении рассекает территорию энергорайона нефтепровод Красноленинский Свод - Шаим - Тюмень. Центрами электроснабжения потребителей магистральных нефтепроводов являются подстанции 220/10 кВ Ильичевка, Катыш и подстанции 220/110 кВ Сотник и Ягодная, связанные двухцепной ЛЭП 110 кВ.

Подстанция 220 кВ Картопья является центром электроснабжения потребителей магистральных газопроводов системы Уренгой - Ямбург - Центр, потребителей магистрального железнодорожного транспорта, коммунально-бытовых потребителей городов Югорск и Советский, поселков Агириш, Алябьево, Мансийский, Таежный, Юбилейный, а также потребителей лесной и деревообрабатывающей промышленности.

Няганский энергорайон

Няганский энергорайон территориально соответствует зоне деятельности филиала электрических сетей филиала АО "Россети Тюмень" "Энергокомплекс", а также находится в зоне ответственности Южного ПМЭС ПАО "ФСК ЕЭС" (рисунок 11), в который входят территории городского округа Нягань; Октябрьского, Белоярского, Березовского муниципальных районов, части Советского муниципального района, Ханты-Мансийского муниципального района севернее п. Красноленинский и части Шурышкарского района Ямало-Ненецкого автономного округа.

Рисунок 11. Карта-схема электрических сетей Няганского энергорайона ЭЭС автономного округа

Основными потребителями электроэнергии и электрической мощности в Няганском энергорайоне являются:

нефтедобывающие компании ПАО "Сургутнефтегаз", ПАО "НК "Роснефть";

КС магистральных газопроводов;

предприятие по переработке попутного нефтяного газа - "Няганьгазпереработка" - филиал АО "СибурТюменьГаз";

коммунальная бытовая нагрузка городов.

В 2020 году максимум потребления мощности Няганского энергорайона в собственный максимум потребления мощности энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов составил 563 МВт.

Основным источником электроснабжения потребителей Няганского энергорайона является Няганская ГРЭС установленной мощностью 1361 МВт и собственные электростанции ПАО "Сургутнефтегаз", АО "РН-Няганьнефтегаз", ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь". Электроснабжение потребителей Белоярского муниципального района обеспечивается Казымской ГТЭС (ПАО "Передвижная энергетика").

На нефтегазовых месторождениях ПАО "Сургутнефтегаз" эксплуатируются газотурбинные электростанции:

Рогожниковская ГТЭС-1 установленной мощностью 36 МВт;

Рогожниковская ГТЭС-2 установленной мощностью 36 МВт.

Газотурбинная электростанция ПАО "Передвижная энергетика":

Казымская ГТЭС установленной мощностью 72 МВт.

Газотурбинная электростанция ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" в районе Каменного месторождения:

ГТЭС "Каменного м/р" установленной мощностью 48 МВт.

Газотурбинная электростанция АО "РН-Няганьнефтегаз" в районе Каменного месторождения:

ГТЭС "Каменная" установленной мощностью 72 МВт.

Няганский энергорайон является избыточным. Выдача избытка мощности Няганской ГРЭС осуществляется по ВЛ 500 кВ Няганская ГРЭС - Луговая, ВЛ 500 кВ Пересвет - Ильково, ВЛ 220 кВ Новая - Хора и ВЛ 220 кВ Няганская ГРЭС - Картопья.

На территории Няганского энергорайона размещаются 1 электрическая ПС 500 кВ, 4 ПС 220 кВ, 39 ПС 110 кВ.

Основными питающими подстанциями Няганского энергорайона являются ПС 500 кВ Ильково, ПС 220 кВ Красноленинская и ПС 220 кВ Вандмтор, через которые осуществляется передача мощности в сети 110 кВ Няганского энергорайона. На ПС 500 кВ Ильково установлено 2АТГ 500/220 кВ номинальной мощностью 501 МВА каждая. На ПС 220 кВ Красноленинская и ПС 220 кВ Вандмтор установлено по 2 АТ 220/110 кВ номинальной мощностью 125 МВА и 200 МВА соответственно.

Электрические связи Няганского энергорайона с прилегающими энергорайонами энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов осуществляются по следующим линиям электропередачи.

Урайский энергорайон:

ВЛ 500 кВ Няганская ГРЭС - Луговая;

ВЛ 220 кВ Няганская ГРЭС - Картопья;

ВЛ 220 кВ Новая - Хора;

ВЛ 110 кВ Яхлинская - Хора;

ВЛ 110 кВ Лазаревская - Хора;

ВЛ 110 кВ Картопья - Вандмтор 1, 2.

Сургутский энергорайон:

ВЛ 500 кВ Пересвет - Ильково.

Северный энергорайон:

ВЛ 110 кВ Надым - Лонг-Юган - Сорум.

Базовый вариант развития.
Направления развития электроэнергетики автономного округа.
Цели и задачи развития электроэнергетики автономного округа

В соответствии со Стратегией социально-экономического развития Ханты-Мансийского автономного округа - Югры до 2030 года, утвержденной распоряжением Правительства автономного округа от 22 марта 2013 года N 101-рп, важной целью развития электроэнергетики в Ханты-Мансийском автономном округе - Югре является преодоление энергетических барьеров экономического роста за счет оптимального соотношения усилий по наращиванию энергетического потенциала и снижения потребности в дополнительных энергоресурсах за счет энергосбережения.

В соответствии с государственной программой автономного округа "Жилищно-коммунальный комплекс и городская среда", утвержденной постановлением Правительства автономного округа от 5 октября 2018 года N 347-п, предусмотрены следующие подпрограммы:

"Обеспечение потребителей надежным и качественным электроснабжением", направленная на развитие и модернизацию электроэнергетической отрасли автономного округа;

"Повышение энергоэффективности в отраслях экономики" по развитию энергосбережения и повышению энергоэффективности, предполагающая реализацию мероприятий, направленных на уменьшение потребления энергетических ресурсов в различных отраслях экономики, бюджетной сфере и жилищно-коммунальном комплексе автономного округа для обеспечения снижения энергоемкости валового регионального продукта;

"Обеспечение реализации государственной программы" по организации деятельности по исполнению государственной программы, предполагающая реализацию мероприятий обеспечивающего характера, которые направлены на научное обоснование принимаемых решений по развитию электроэнергетики и повышение энергоэффективности в автономном округе.

Прогноз потребления электроэнергии и мощности

Прогноз электропотребления и мощности по территории автономного округа на период до 2026 года сформирован на основании данных базового варианта долгосрочного прогноза согласно СиПР ЕЭС России 2021 - 2027 и представлен в таблице 16.

Таблица 16.

Показатель	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.
1	2	3	4	5	6	7
Электропотребление ЭЭС автономного округа, ТО и ЯНАО, млн кВт ч	90 806	93 066	95 600	98 673	100 473	101 165
Годовой прирост, %	5,5	2,5	2,7	3,2	1,8	0,7
Максимальная нагрузка ЭЭС автономного округа, ТО и ЯНАО, МВт	12 018	12 341	12 684	13 032	13 303	13 393
Годовой прирост, %	-2,3	2,7	2,8	2,7	2,1	0,7
В т.ч. по ЭЭС автономного округа
Электропотребление автономного округа, млн кВт·ч	65 006	66 196	68 105	70 173	71 428	71 965
Среднегодовые темпы прироста	5,2	1,8	2,9	3,0	1,8	0,8
Максимальная нагрузка, МВт	8 338	8 526	8 784	8 957	9 203	9 268
Среднегодовые темпы прироста	-6,1	2,3	3,0	2,0	2,7	0,7

Примечание. Прогноз потребления мощности по территории ЭЭС автономного округа приведен на час максимума энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов.

Динамика изменения максимума нагрузки и потребления электроэнергии ЭЭС автономного округа на 2016 - 2020 годы (факт) и 2021 - 2026 годы представлена на рисунках 12 и 13 соответственно.

Рисунок 12. График отчетных и прогнозных данных максимума потребления мощности ЭЭС автономного округа на 2016 - 2020 годы (факт) и на период до 2026 года (план), МВт

Рисунок 13. Динамика изменения потребления электроэнергии ЭЭС автономного округа на 2016 - 2020 годы (факт) и на период до 2026 года (план), млн кВт·ч

Данные о прогнозном потреблении электроэнергии и мощности крупными потребителями на период до 2026 года приведены в таблицах 17 и 18.

На рисунках 14 и 15 приведена структура прогнозного потребления электрической энергии и мощности крупными потребителями (более 50 МВт) на период до 2026 года.

Прирост нагрузки в ЭЭС автономного округа по прогнозу, соответствующему СиПР ЕЭС России 2021-2027, на период до 2026 года составляет 384 МВт. Среднегодовой прирост нагрузки по Ханты-Мансийскому автономному округу - Югре ожидается величиной 0,76%.

Основной рост потребления электрической мощности ЭЭС автономного округа на рассматриваемый перспективный период до 2026 года намечается в Нефтеюганском энергорайоне.

Таблица 17.

Прогноз потребления мощности крупными потребителями на территории автономного округа на период до 2026 года*, МВт

Наименование	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.
1	2	3	4	5	6	7
"Сургутский ЗСК" филиал ООО "Газпром переработка"	32,1	32,56	32,56	34,32	34,32	34,32
ООО "Газпром трансгаз Югорск"	40,4	40,8	40,4	40,0	39,6	39,6
от АО "Россети Тюмень"	23,8	24,2	24,5	24,2	24,0	23,8
от собственной генерации	15,5	16,2	16,3	16,2	16,0	15,8
ООО "Газпром трансгаз Сургут"	80,8	80,8	80,8	80,8	80,8	80,8
от АО "Россети Тюмень"	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9	0,9
от ООО "Газпром энерго"	80,0	80,0	80,8	80,0	80,0	80,0
ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"	1 082,8	1 222,3	1 225,4	1 225,9	1 225,4	1 225,4
от АО "Россети Тюмень"	809	947	941	940	941	941
от ПАО "ФСК ЕЭС"	35	40	40	40	40	40
от собственной генерации	239,1	234,8	245,2	245,9	245,2	245,2
ООО "ЛУКОЙЛ-АИК"	29,30	29,60	30,00	30,10	30,30	30,3
от АО "Россети Тюмень"	4,20	4,30	4,50	4,50	4,60	4,6
от ПАО "ФСК ЕЭС"	6,30	6,50	6,70	6,80	6,90	6,9
от собственной генерации	18,80	18,80	18,80	18,80	18,80	18,8
АО "РН-Няганьнефтегаз"	202,6	211,7	216,5	226,9	226,9	226,9
от АО "Россети Тюмень"	116,9	127,3	130,8	135,8	135,8	135,8
от ПАО "ФСК ЕЭС"	16,7	13,4	13,4	16,1	16,1	16,1
от собственной генерации	62,7	61,4	62,7	62,6	62,6	62,6
иные источники электроснабжения	6,4	9,7	9,7	12,4	12,4	12,4
ООО "РН-Юганскнефтегаз" (с учётом собственной генерации)	1 761,93	1 728,82	1 783,36	1 826,78	1 845,57	1 887,06
АО "Самотлорнефтегаз"	589,2	894,6	891,0	891,2	888,7	888,7
от АО "Россети Тюмень"	570,0	875,5	871,9	872,0	869,6	869,6
от ПАО "ФСК ЕЭС"	19,2	19,2	19,1	19,1	19,1	19,1
"Белозерный ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	190,5	190,5	190,5	190,5	190,5	190,5
"Нижневартовский ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	210,1	210,1	210,1	210,1	210,1	210,1
Южно-Балыкский ГПЗ - филиал АО "СибурТюменьГаз"	66,4	66,4	66,4	66,4	66,4	66,4
"Няганьгазпереработка" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	100,4	100,4	100,4	100,4	100,4	100,4
ПАО "Сургутнефтегаз"	1365,93	1358,75	1358,75	1358,75	1358,75	1358,75
от АО "Россети Тюмень"	619,78	613,64	613,64	613,64	613,64	613,64
от ПАО "ФСК ЕЭС"	90,84	89,94	89,94	89,94	89,94	89,94
от ООО "СГЭС"	11,15	11,04	11,04	11,04	11,04	11,04
от собственной генерации	641,36	641,36	641,36	641,36	641,36	641,36
иные источники электроснабжения	2,81	2,78	2,78	2,78	2,78	2,78
ООО "Газпромнефть-Хантос" (с учётом собственной генерации)	161,0	166,0	167,0	167,0	167,0	167,0
от АО "Россети Тюмень"	22,0	27,0	28,0	28,0	28,0	28,0
от ПАО "ФСК ЕЭС"	3,0	3,0	3,0	3,0	3,0	3,0
от собственной генерации	96,0	96,0	96,0	96,0	96,0	96,0
иные источники электроснабжения	40,0	40,0	40,0	40,0	40,0	40,0
ПАО "Варьеганнефть"	56,9	57,9	57,9	64,3	66,8	68,4
от ОАО "Варьёганэнергонефть"	56,0	57,0	57,0	63,4	65,9	67,5
от филиала АО "Горэлектросеть" Радужнинские городские электрические сети"	8,1	8,2	8,0	11,1	12,0	12,7
ПАО "Варьеганнефтегаз"	48,83	44,43	49,52	49,98	46,69	46,69
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология"	9,31	8,93	8,76	8,76	8,76	8,76
АО "Единая энергобытовая компания"	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04	0,04
ООО "Ижэнергосбыт"	7,44	7,39	7,42	7,42	7,42	7,42
ООО "Энергобытовая компания "Аган"	0,27	0,27	0,27	0,27	0,27	0,27
АО "Газпром энергобыт Тюмень"	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03
ООО "Нижневартовская энергосбытовая компания"	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03	0,03
ООО "Север Проект"	1,48	1,18	0,95	0,95	0,95	0,95
ООО "ЮрскНефть" (с учётом собственной генерации)	8,10	13,30	12,80	12,50	12,10	12,1
от АО "Россети Тюмень"	5,05	8,90	8,20	8,10	7,55	7,55
от собственной генерации	3,05	4,40	4,60	4,40	4,55	4,55
ПАО "Славнефть-Мегионнефтегаз"	286,8	331,4	340,6	331,5	328,9	328,9
от АО "Россети Тюмень"	217,7	255,1	255,75	247,4	242,6	242,6
от ПАО "ФСК ЕЭС"	43,1	43,7	51,4	51,8	54,4	54,4
от собственной генерации	26,0	32,6	33,4	32,25	31,9	31,9
АО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие"	90,64	90,1	88,33	85,75	85,36	85,36
от АО "Россети Тюмень"	90,64	90,1	88,33	85,75	85,36	85,36
ООО "Башнефть-Добычаз"	3,85	7,17	9,68	9,69	10,37	10,37
от АО "Россети Тюмень"	3,85	7,17	9,68	9,69	10,37	10,37

Таблица 18.

Прогноз потребления электроэнергии крупными потребителями на территории автономного округа на период до 2026 года*, млн. кВт ч

Наименование	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.
1	2	3	4	5	6	7
"Сургутский ЗСК" филиал ООО "Газпром переработка"	281,57	285,24	285,24	300,67	300,67	300,67
ООО "Газпром трансгаз Югорск"	301,7	304,7	301,7	298,7	295,7	295,7
от АО "Россети Тюмень"	181,02	182,82	181,02	179,22	177,42	177,42
от собственной генерации	120,68	121,88	120,68	119,48	118,28	118,28
ООО "Газпром трансгаз Сургут"	707,68	707,68	707,68	707,68	707,68	707,68
от АО "Россети Тюмень"	17,88	17,88	17,88	17,88	17,88	17,88
от ООО "Газпром энерго"	690,50	690,50	690,50	690,50	690,50	690,5
ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"	8 763,2	9 905,8	9 906,1	9 933,3	9 906,1	9 906,1
от АО "Россети Тюмень"	6 540,4	7 669,4	7 589,8	7 610,6	7 589,8	7 589,8
от ПАО "ФСК ЕЭС"	284,6	333,2	327,6	328,5	327,6	327,6
от собственной генерации	1 938,2	1 903,1	1 988,8	1 994,2	1 988,8	1 988,8
ООО "ЛУКОЙЛ-АИК"	256,908	259,722	260,932	262,004	262,219	261,592
от АО "Россети Тюмень"	36,761	37,887	39,1	40,2	40,4	39,8
от ПАО "ФСК ЕЭС"	55,142	56,83	56,83	56,83	56,83	56,83
от собственной генерации	165,005	165,005	165,004	165,004	165,004	165,004
АО "РН-Няганьнефтегаз"	1 571,56	1 813,46	2 008,98	2 072,26	2 122,65	2 122,65
от АО "Россети Тюмень"	797,86	932,93	1 133,83	1 102,13	1 102,74	1 102,74
от ПАО "ФСК ЕЭС"	187,2	187,2	187,2	187,2	187,2	187,2
от собственной генерации	548,77	542,45	537,08	548,68	548,21	548,21
иные источники электроснабжения	37,71	150,85	150,85	234,22	284,48	284,48
ООО "РН-Юганскнефтегаз" (с учётом собственной генерации)	13 847,05	14 549,29	15 013,72	15 386,21	15 584,17	15 905,51
АО "Самотлорнефтегаз"	7671,5	7652,1	7620,8	7622,3	7601,5	7601,5
от АО "Россети Тюмень"	7502,164	7483,151	7452,564	7454	7433,6	7433,6
от ПАО "ФСК ЕЭС"	169,359	168,929	168,239	168,3	167,8	167,8
"Белозерный ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	1467,6	1485,7	1529,8	1524,8	1519,8	1515
"Нижневартовский ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	1421,6	1374,3	1478,1	1470,3	1462,85	1455,1
"Южно-Балыкский ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	543,6	543,2	543,7	543,7	543,7	409,7
"Няганьгазпереработка" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	632,5	524,95	524,95	524,95	524,95	522,39
ПАО "Сургутнефтегаз"	11654,73	11654,73	11654,73	11654,73	11654,73	11654,73
от АО "Россети Тюмень"	5433,23	5433,23	5433,23	5433,23	5433,23	5433,23
от ПАО "ФСК ЕЭС"	796,33	796,33	796,33	796,33	796,33	796,33
от ООО "СГЭС"	97,72	97,72	97,72	97,72	97,72	97,72
от собственной генерации	5302,82	5302,82	5302,82	5302,82	5302,82	5302,82
иные источники электроснабжения	24,63	24,63	24,63	24,63	24,63	24,63
ООО "Газпромнефть-Хантос" (с учётом собственной генерации)	1366,2	1300,1	1300,1	1301,1	1300,1	1300,1
от АО "Россети Тюмень"	234,726	168,592	168,592	168,592	168,592	168,592
от ПАО "ФСК ЕЭС"	26,280	26,280	26,280	26,280	26,280	26,280
от собственной генерации	763,560	763,560	763,560	763,560	763,560	763,560
иные источники электроснабжения	341,640	341,640	341,640	341,640	341,640	341,640
ПАО "Варьеганнефть"	444,5	436,8	438,7	500,1	519,5	532,7
от ОАО "Варьёганэнергонефть"	441,8	434,1	436,0	497,4	516,3	530
от филиала АО "Горэлектросеть" Радужнинские городские электрические сети"	2,7	2,7	2,7	2,7	2,7	2,7
ПАО "Варьеганнефтегаз"	427,42	425,56	432,6	411,0	410,35	410,35
от АО "Россети Тюмень"	38,19	90,45	154,31	166,83	167,26	167,26
от собственной генерации	265,95	221,25	179,46	176,56	177,7	177,7
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология"	81,597	78,312	76,773	76,773	76,773	76,773
АО "Единая энергобытовая компания"	0,402	0,402	0,402	0,402	0,402	0,402
ООО "Ижэнергосбыт"	65,24	64,76	65,076	65,076	65,076	65,076
ООО "Энергобытовая компания "Аган"	2,43	2,43	2,43	2,43	2,43	2,43
АО "Газпром энергобыт Тюмень"	0,284	0,284	0,284	0,284	0,284	0,284
ООО "Нижневартовская энергосбытовая компания"	0,243	0,243	0,243	0,243	0,243	0,243
ООО "Север Проект"	13,0	10,37	8,34	8,34	8,34	8,34
ООО "ЮрскНефть" (с учётом собственной генерации)	71,0	117,0	112,0	110,0	106,0	106,0
от АО "Россети Тюмень"	44,0	78,0	72,0	71,0	66,0	66,0
от собственной генерации	27,0	39,0	40,0	39,0	40,0	40,0
ПАО "Славнефть-Мегионнефтегаз"	1645,3	1873,6	2070,7	2049,1	2102,6	2102,6
от АО "Россети Тюмень"	1195,96	1350,3	1476,4	1454,2	1485,45	1485,45
от ПАО "ФСК ЕЭС"	373,7	382,7	450,4	453,8	476,5	476,5
от собственной генерации	75,6	140,6	143,9	141,0	140,7	140,7
АО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие"	794,05	788,9	773,47	752,97	747,43	747,43
от АО "Россети Тюмень"	794,05	788,9	773,47	752,97	747,43	747,43
ООО "Башнефть-Добычаз"	42,8	76,92	97,5	90,96	98,17	98,17
от АО "Россети Тюмень"	33,69	62,82	84,77	84,91	90,87	90,87
от ООО "Энергонефть Томск"	0,31	0,31	0,31	0,31	0,31	0,31
от собственной генерации	8,81	13,79	12,42	5,74	6,99	6,99

* В таблицах 17, 18 и на рисунках 14, 15 приведена информация о прогнозном потреблении электроэнергии и мощности в соответствии с предоставленными данными от крупных потребителей.

Рисунок 14. Структура потребления электрической мощности крупными потребителями на территории автономного окру га на период до 2026 года

Рисунок 15. Структура потребления электрической энергии крупными потребителями на территории автономного округа на период до 2026 года

Перечень основных перспективных потребителей

В ЭЭС автономного округа в рассматриваемый период до 2026 года основная часть планируемой к вводу электрической нагрузки при реализации заключенных договоров на технологическое присоединение приходится на увеличение потребляемой мощности существующих крупных потребителей, задействованных в сфере нефтегазодобывающей отрасли. В таблице 19 приведены данные о планируемых к вводу электрических нагрузках, заявленная мощность которых, согласно заключенным договорам на технологическое присоединение, превышает 5 МВт.

Таблица 19.

N п/п	Наименование заявителя	Энергорайон (расположение энергопринимающих устройств)	Наименование центра питания	Планируемая к вводу нагрузка, МВт
1	2	3	4	5
1	ООО "РН-Юганскнефтегаз"	Нефтеюганский (Соровское месторождение)	ПС 110 кВ Соровская	23,6
		Нефтеюганский (Северо-Салымское месторождение)	ПС 110/35/6 кВ Водозабор	13
		Нефтеюганский	ПС 110 кВ Петелинская	11,2
		Нефтеюганский	ПС 220 кВ Вектор	56,4*
2	ПАО "НК "Роснефть"	Нефтеюганский (Среднебалыкское месторождение нефти)	ПС 110 кВ Арго (введена в работу в 2019 году)	9,4
		Нефтеюганский (Встречное месторождение нефти)	ПС 110 кВ Встречная (введена в работу в 2018 году)	15,485
		Нефтеюганский (Среднеугутское месторождение нефти)	ПС 110 кВ Вишневая (введена в работу в 2019 году)	36,8
		Нефтеюганский (Кузоваткинское месторождение нефти)	ПС 110 кВ Кузоваткинская (строительство)	23
		Нефтеюганский (Приразломное месторождение нефти)	ПС 110 кВ Север (строительство)	26
		Нефтеюганский (Соровское месторождение нефти)	ПС 110 кВ Александрова (строительство)	27
		Нефтеюганский (Среднеугутское месторождение нефти)	ПС 110 кВ Тупсилор (строительство)	39
		Нефтеюганский (Мамонтовское месторождение нефти)	ПС 110 кВ УПСВ-1 (Суворовская) (строительство)	21
		Нефтеюганский (Чупальское месторождение нефти)	ПС 110 кВ Московская (строительство)	27
		Нефтеюганский	ПС 110 кВ Водозабор-2 (строительство)	28,5
		Нефтеюганский	ПС 110 кВ Пойковская-2 (строительство)	28,5
		Нефтеюганский	ПС 110 кВ Юганская-2 (строительство)	13,9
		Нефтеюганский	ПС 110 кВ Эргинская (введена в работу в 2020 - 2021 г)	38,2
		Нефтеюганский	ПС 110 кВ Восточно-Сургутская-2 (строительство)	30
3	ООО "РН-ЮганскГазПереработка"	Нефтеюганский	ПС 110 кВ ГПК Майский (строительство)	20
4	ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"	Когалымский	ПС 110 кВ Полюс (строительство)	36
5	АО "Самотлорнефтегаз"	Нижневартовский (Самотлорское месторождение нефти)	ПС 110 кВ КНС-39 (строительство)	28,9
5	АО "Самотлорнефтегаз"	Нижневартовский	ПС 110 кВ КНС-5	5,8
6	ТПП "Повхнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"	Когалымский	ПС 110 кВ КНС-1	7,71**
7	ООО "КАНБАЙКАЛ"	Нефтеюганский	ПС 110 кВ Унтыгейская (строительство)	25
8	"Салым Петролеум Девелопмент Н.В."	Нефтеюганский	ПС 110 кВ Лев, ПС 110 кВ Чагора (строительство)	30
9	АО "НК "Конданефть"	Нефтеюганский	ПС 110 кВ Чапровская (строительство)	20
9	АО "НК "Конданефть"	Нефтеюганский	ПС 110 кВ Невская (строительство)	14,4
10	АО "Газпромэнерго"	Когалымский	ПС 110 кВ Родник	31,5
11	ПАО "Славнефть-Мегионнефтегаз"	Нижневартовский	ПС 110 кВ Мартовская	9,1
12	АО "Варьеганэнергонефть"	Нижневартовский	ПС 110 кВ Тагринская	8,1

* В том числе предусмотрен перевод существующей нагрузки в объеме 45,8 МВт с ПС 220 кВ Ленинская, 10,6 МВт с ПС 500 кВ Пыть-Ях.

** В том числе предусмотрен перевод существующей нагрузки в объеме 3,7 МВт с ПС 110 кВ Белая.

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

В разделе представлены перспективные балансы электроэнергии и мощности ЭЭС автономного округа на период 2026 года, учитывающие перспективный прогноз электроэнергии (мощности) ЭЭС автономного округа, соответствующие СиПР ЕЭС России 2021 - 2027.

Также при составлении баланса электроэнергии и мощности учитывается изменение установленной мощности генерирующего оборудования на территории ЭЭС автономного округа в соответствии с мероприятиями по демонтажу, вводу, модернизации и перемаркировке генерирующих объектов с высокой вероятностью реализации согласно СиПР ЕЭС России 2021 - 2027.

Перспективный баланс электроэнергии (мощности) приведен в таблицах 20, 21 и на рисунках 16, 17.

Таблица 20.

млн кВт·ч

Наименование показателя	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.
1	2	3	4	5	6	7
Электропотребление ЭЭС автономного округа, ТО и ЯНАО, млн кВт ч	90 806	93 066	95 600	98 673	100 473	101 165
Производство электрической энергии ЭЭС автономного округа, ТО и ЯНАО, млн кВт ч	96 570	100 112	102 215	104 602	105 620	106 136
Среднегодовые темпы прироста электропотребления, %	5,5	2,5	2,7	3,2	1,8	0,7
Сальдо перетоков электрической энергии, млн кВт ч	-5 764	-7 046	-6 615	-5 929	-5 147	-4 971
В т.ч. по ЭЭС автономного округа
Электропотребление, млн кВт-ч	65 006	66 196	68 105	70 173	71 428	71 965
Собственная выработка, млн кВт-ч	80 585	82 472	81 273	79 428	83 395	85 684
Среднегодовые темпы прироста электропотребления, %	5,2	1,8	2,9	3,0	1,8	0,8
Сальдо перетока ("+" дефицит - получение; "-" избыток - выдача)	-15 579	-16 276	-13 168	-9 255	-11 967	-13 719

Таблица 21.

МВт

Показатель	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.
1	2	3	4	5	6	7
Потребление мощности ЭЭС автономного округа, ТО и ЯНАО	12 018	12 341	12 684	13 032	13 303	13 393
Установленная мощность ЭЭС автономного округа, ТО и ЯНАО	17505,4	17525,4	17525,4	17545,4	17553,5	17573,5
В т.ч. по ЭЭС автономного округа
Потребление мощности, всего	8 338	8 526	8 784	8 957	9 203	9 268
Установленная мощность, всего	14 193,271	14 213,271	14 213,271	14 233,271	14 241,371	14 261,371
Сургутская ГРЭС-1 (ПАО "ОГК-2")	3 333	3 333	3 333	3 333	3 308	3308
Сургутская ГРЭС-2 (ПАО "Юнипро")	5667,143	5687,143	5687,143	5707,143	5 740,243	5 760,243
Нижневартовская ГРЭС (АО "Нижневартовская ГРЭС")	2 031	2 031	2 031	2 031	2 031	2 031
Няганская ГРЭС (ПАО "Фортум" филиал Энергосистема "Западная Сибирь")	1361	1361	1361	1361	1361	1361
ПАО "Сургутнефтегаз" (21 ГТЭС, 5 ГПЭС, 84 тг)	611,942	611,942	611,942	611,942	611,942	611,942
ООО "Газпромнефть - Хантос" (Южно-Приобская ГТЭС)	96	96	96	96	96	96
ООО "Газпромнефть - Хантос" (ГПЭС КНС-2)	10,5	10,5	10,5	10,5	10,5	10,5
ООО "РН-Юганскнефтегаз" (ГТЭС Приобская)	315	315	315	315	315	315
ООО "РН-Юганскнефтегаз" (Приразломная ГТЭС)	24	24	24	24	24	24
ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" (7 ГТЭС, 39 тг)	306,582	306,582	306,582	306,582	306,582	306,582
ООО "ЛУКОЙЛ - АИК" (ГТЭС ДНС-3)	15,9	15,9	15,9	15,9	15,9	15,9
ООО "ЛУКОЙЛ - АИК" (ГТЭС ДНС-2)	5,3	5,3	5,3	5,3	5,3	5,3
НФК "Салым Петролеум Девелопмент Н.В." (ГТЭС Западно-Салымская)	60	60	60	60	60	60
ПАО "Славнефть - Мегионнефтегаз" (ГТЭС Ново-Покуровская, ГТЭС Покамасовская, ГПЭС ДНС-2 Западно-Асомкинская)	34,53	34,53	34,53	34,53	34,53	34,53
ГТЭС Западно-Малобалыкского м.р. (ООО "ЮрскНефть")	14,4	14,4	14,4	14,4	14,4	14,4
ПАО "Передвижная энергетика" (ПЭС Казым)	72	72	72	72	72	72
АО "РН-Няганьнефтегаз" (ГТЭС Каменная)	72	72	72	72	72	72
ООО "Соровскнефть" (ГПЭС Соровского м/р)	15,4	15,4	15,4	15,4	15,4	15,4
ООО "Башнефть-Добыча" (ГПЭС Кирско-Коттынского м/р)	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0	12,0
ГПЭС "Нижне-Шапшинская"	23,8	23,8	23,8	23,8	23,8	23,8
Энергокомплекс на Верхне-Шапшинском м/р	14	14	14	14	14	14
ГПЭС "Хантэк Южная"	16,872	16,872	16,872	16,872	16,872	16,872
ГПЭС Энергокомплекса Аггреко Евразия (ООО "Аггреко Евразия")	8,8	8,8	8,8	8,8	8,8	8,8
ГПЭС Омбинского м.р. (ООО "Альянс-Энерджи")	12,36	12,36	12,36	12,36	12,36	12,36
ГПЭС 24 МВт на Приразломном месторождении	23,902	23,902	23,902	23,902	23,902	23,902
ГПЭС Аггреко-1 (ООО "Аггреко Евразия")	17,92	17,92	17,92	17,92	17,92	17,92
ГПЭС Аггреко-2 (ООО "Аггреко Евразия")	17,92	17,92	17,92	17,92	17,92	17,92
Резерв+ремонт (среднестатистический показатель),	2 488	2 488	2 488	2 488	2 488	2 488
в т.ч. на электростанциях крупных потребителей	332	332	332	332	332	332
Нагрузка станций, всего	11 705,271	11 725,271	11 725,271	11 745,271	11 753,371	11 773,371
Сальдо перетока ("+" дефицит - получение; "-" избыток - выдача)	-3 367	-3 199	-2 941	-2 788	-2 550	-2 505

Примечания:

1. Величина установленной мощности по территории энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов приведена с учётом электростанций ООО "Аггреко Евразия" (ГПЭС Аггреко-1, ГПЭС Аггреко-2) и ООО "РН-Уватнефтегаз" (ГТЭС Тегусская, ГТЭС Тямкинская, ГПЭС Тегусская).

2. Данные перспективного баланса мощности ЭЭС автономного округа приведены на час максимума энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов.

Рисунок 16. Баланс электрической мощности автономного округа до 2026 года

Рисунок 17. Баланс электрической энергии автономного округа до 2026 года

Несмотря на увеличение максимумов нагрузки потребителей в ЭЭС автономного округа перспективный баланс электроэнергии (мощности) на период до 2026 года характеризуется как избыточный. Рост потребления планируется в основном за счет увеличения потребления мощности крупными потребителями.

Таким образом, перспективный баланс электроэнергии (мощности) на период до 2026 года сохраняется избыточным.

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

Развитие генерирующих мощностей в энергосистеме автономного округа, работающей параллельно с ЕЭС России

В соответствии с СиПР ЕЭС России на 2021 - 2027 годы в энергосистеме Ханты-Мансийского автономного округа до 2026 года планируются мероприятия по модернизации генерирующего оборудования, мероприятия по вводу, демонтажу и перемаркировке не планируются. Данные по модернизации представлены в таблице 22.

Таблица 22.

Объемы изменения установленной мощности
генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации по ЭЭС автономного округа на 2021 - 2026 годы, МВт

Электростанция (станционный номер, тип турбины)	Генерирующая компания	Вид топлива	2021	2022	2023	2024	2025	2026	2021 - 2026
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Сургутская ГРЭС-1
13 К-210-130	ПАО "ОГК-2"	Газ	-	-	-	-	-25	-	-25
Сургутская ГРЭС-2
1 К-800-240	ПАО "Юнипро"	Газ	-	20	-	-	-	-	20
2 К-800-240	ПАО "Юнипро"	Газ	-	-	-	-	-	20	20
4 К-800-240	ПАО "Юнипро"	Газ	-	-	-	-	20	-	20
6 К-800-240	ПАО "Юнипро"	Газ	-	-	-	20	-	-	20
7 ПГУ КЭС	ПАО "Юнипро"	Газ	-	-	-	-	13,1	-	13,1
Всего по станции			-	20	-	20	33,1	20	93,1

Перечень планируемых к вводу электросетевых объектов

При формировании перечня рекомендуемых к вводу электросетевых объектов использовался принцип экономической эффективности решений, основанный на оптимизации режимов работы энергосистемы автономного округа, входящей в ЕЭС России, и учитывающий следующее:

при определении необходимости реализации мероприятий проведен анализ пропускной способности электрической сети и рассмотрены возможные схемно-режимные мероприятия (не затратные) по ликвидации выявленных нарушений параметров электроэнергетического режима;

при условии выявления недостаточности существующей пропускной способности электрической сети и соответствующих схемно-режимных мероприятий предложены мероприятия по развитию электрической сети и установке устройств противоаварийной автоматики;

разработка мероприятий по развитию электрической сети проводилась с учетом разработки альтернативных вариантов и соответствующего их технико-экономического сравнения с последующим выбором оптимального варианта (наименее затратного) в том числе при внестадийном проектировании, выполненном субъектами электроэнергетики автономного округа.

Перечень рассмотренных мероприятий и укрупненные капитальные затраты на их реализацию представлены в конце настоящего раздела и суммарно составляют 34 656,5 млн руб. с НДС в ценах 1 кв. 2021 года.

С целью формирования перечня планируемых к вводу электросетевых объектов проведены расчеты электроэнергетических режимов для отчетного и прогнозного периода в нормальной и ремонтных схемах электрической сети при нормативных возмущениях в указанных схемах.

На основании проведенных исследований:

проанализирована достаточность мероприятий по развитию электрической сети 220 кВ и выше, предусмотренных СиПР ЕЭС России 2021 - 2027;

сформирован перечень схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений для электрической сети 110 кВ и выше;

разработаны мероприятия по ликвидации схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений.

Анализ отчетного потокораспределения основной электрической сети 110 кВ и выше ЭЭС автономного округа

В настоящем разделе приведены результаты расчетов электроэнергетических режимов ЭЭС автономного округа для отчетных режимов зимних и летних нагрузок сети в нормальной схеме и при нормативных возмущениях в нормальной и ремонтных схемах электрической сети 110 кВ и выше ЭЭС автономного округа. Расчеты установившихся режимов электрической сети 110 кВ и выше ЭЭС автономного округа проведены с использованием программного комплекса "RastrWin".

Электрические нагрузки на ПС 110 кВ и выше ЭЭС автономного округа приняты в соответствии с данными летних и зимних контрольных замеров 2019 - 2020 годов.

Нормативные возмущения определены согласно методическим указаниям по устойчивости энергосистем, утвержденным приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 3 августа 2018 года N 630.

Учитывая, что загрузка автотрансформаторного оборудования в зимний период значительно превышает загрузку в летний период, необходимы ремонты автотрансформаторного оборудования выполнять в летний период.

При проведении плановых ремонтов электросетевого оборудования выбираются наиболее благоприятные условия для проведения ремонтов элементов сети, большинство плановых ремонтов на территории ЭЭС автономного округа сопровождаются превентивной подготовкой ремонтных схем для снижения рисков выхода параметров режима из области допустимых значений в ПАР в ремонтной схеме.

В нормальной схеме электрической сети ЭЭС автономного округа в электроэнергетических режимах зимнего и летнего максимума и минимума нагрузок параметры режима находятся в области допустимых значений.

Для ввода параметров режима в область допустимых значений при нормативных возмущениях в нормальной и ремонтной схеме применяются следующие схемно-режимные мероприятия:

деление электрической сети в том числе с переводом потребителей на электроснабжение в тупиковом режиме;

перенос существующей точки раздела электрической сети с переводом электроснабжения потребителей (части потребителей) на другие энергоузлы (энергорайоны);

замыкание нормально разомкнутых транзитов (точек деления электрической сети) при допустимости по условиям обеспечения функционирования устройств релейной защиты и автоматики, обеспечения соответствия отключающей способности выключателей токам короткого замыкания;

изменение активной мощности генерирующего оборудования электростанций;

изменение реактивной мощности генерирующего оборудования электростанций в том числе с переводом генераторов в режим потребления реактивной мощности;

включение/отключение и изменение реактивной мощности СКРМ;

изменение коэффициентов трансформации (авто)трансформаторов;

отключение в резерв ЛЭП:

проведение ремонтов электросетевого и/или генерирующего оборудования в иные периоды года.

В настоящее время выполнение схемно-режимных мероприятий позволяет ликвидировать превышение ДДТН при нормативных возмущениях из нормальной схемы.

Помимо схемно-режимных мероприятий для ввода параметров режима в область допустимых значений используются существующие устройства противоаварийной автоматики.

Расчет и анализ электроэнергетических режимов основной электрической сети 110 кВ и выше ЭЭС автономного округа на перспективу до 2026 года

В настоящем разделе приведены результаты расчетов электроэнергетических режимов ЭЭС автономного округа в нормальной схеме и при нормативных возмущениях в нормальной и ремонтных схемах электрической сети 110 кВ и выше ЭЭС автономного округа на период 2021 - 2026 годы.

Расчетные температурные условия и потребление энергосистемы на территории автономного округа в период 2021 - 2026 годов согласно ГОСТ Р 58670-2019 приняты следующие:

режим зимних максимальных и минимальных нагрузок при температуре воздуха для наиболее холодной пятидневки с обеспеченностью 0,92 - минус 41⁰С;

режим зимних максимальных и минимальных нагрузок при расчетной температуре воздуха согласно Приложению А ГОСТ Р 58670-2019 - 0⁰С;

режим летних максимальных нагрузок при температуре наружного воздуха теплого периода с обеспеченностью 0,98 - плюс 30⁰С;

режим летних максимальных и минимальных нагрузок при среднемесячной температуре наружного воздуха наиболее теплого летнего месяца - плюс 17⁰С.

При проведении плановых ремонтов электросетевого оборудования выбираются наиболее благоприятные условия для проведения ремонтов элементов сети, большинство плановых ремонтов на территории ЭЭС автономного округа сопровождается превентивной подготовкой ремонтных схем для снижения рисков выхода параметров режима из области допустимых значений в ПАР в ремонтной схеме.

При формировании поузловых прогнозов потребления учтен конкретный состав и характер потребителей (структура потребления) в узлах нагрузки, их режимы работы и планы по развитию и технологическому присоединению.

В качестве исходной информации при проведении анализа режимов работы схемы электрической сети 110 кВ и выше ЭЭС автономного округа на перспективу развития 2021 - 2026 годов использованы данные о развитии энергосистемы в соответствии с СиПР ЕЭС России 2021 - 2027, а также мероприятия, предусмотренные техническими условиями на технологическое присоединение к электрическим сетям. Их перечень приведен в таблице 23.

Таблица 23.

Перечень
планируемых к вводу объектов электросетевого хозяйства в ЭЭС автономного округа на период до 2026 года

N п/п	Наименование проекта (строительство/ реконструкция/ проектирование)	Параметры		Год ввода	Основание для выполнения мероприятия
N п/п		км	МВА	Год ввода	Основание для выполнения мероприятия
1	2	3	4	5	6
В соответствии с СиПР ЕЭС 2021 - 2027 и в рамках реализации технологического присоединения по заключенным договорам
Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала
1	Замена ОВ-110 в ОРУ-110 кВ ПС 220 кВ Снежная	-	-	2021	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств "Салым Петролеум Девелопмент Н.В."
2	Замена трансформаторов тока ячеек ВЛ 110 кВ Снежная - Западно-Салымская - 1,2 на ПС 220 кВ Снежная	-	-	2021
3	Расширение ОРУ-110 кВ ПС 220 кВ Мираж на две линейные ячейки 110 кВ (для присоединения ПС 110 кВ в районе КНС-39)	-	-	2023	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств АО "Самотлорнефтегаз"
4	Расширение ОРУ-110 кВ ПС 220 кВ Когалым на две линейные ячейки 110 кВ	-	-	2021	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"
5	Расширение ОРУ 220 кВ ПС 500 кВ Святогор на две линейные ячейки	-	-	2025	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
6	Расширение ОРУ 220 кВ ПС 500 кВ Демьянская на две линейные ячейки*		-	2022	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть", АО "НК "Конданефть"
7	Реконструкция ПС 220 кВ Правдинская с установкой третьего АТ 220/110 кВ мощностью 125 МВА и увеличением трансформаторной мощности на 125 МВА до 375 МВА	-	125	2022	СиПР ЕЭС 2021 - 2027 Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
8	Расширение ОРУ-110 кВ ПС 220 кВ Правдинская на две линейные ячейки для присоединения ВЛ 110 кВ Правдинская - Пойковская-2 I, II цепь	-	-	2023
9	Расширение ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Вектор на две линейные ячейки	-	-	2021	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
АО "Россети Тюмень"
10	Строительство. Подстанция 110/35/6 кВ Тупсилор с ВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ Средний Балык - Арго - 1,2	2х9,11	2х40	2021	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
11	Строительство. Подстанция 110/35/6 кВ Суворовская с ВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ Пыть-Ях - Лосинка-1,2	2х3,7	2х25	2021	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
12	Строительство. Подстанция 110/35/6 кВ Кузоваткинского месторождения с ВЛ 110 кВ Чупальская - Кузоваткинская	2х25	2х25	2021	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
13	СП 110 кВ Чупальский с двумя линейными ячейками	-	-	2021
14	Строительство. Подстанция 110/35/6 кВ Север с ВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ Правдинская - Меркурий-1,2	2х5,04	2х40	2021	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
15	Строительство. ПС 110/35/6 кВ Соровская-2 (Александрова) с ВЛ 110 кВ Соровская - Соровская-2-1,2	2х9,056	2х40	2022	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
16	Реконструкция ПС 110 кВ Соровская с расширением ОРУ 110 кВ на две линейные ячейки	-	-	2022
17	ПС 110/35/6 кВ Чупальская-2 (Московская) с ВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ Чупальская - Кузоваткинская-1,2	2х2,77	2х40	2021	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
18	Строительство ВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ ПП Восточный - ПП Угутский-1,2 до ПС 110 кВ Унтыгейского месторождения	2х21,974	-	22021	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "КанБайкал"
19	Сооружение шлейфового захода ВЛ 110 кВ Восточный - Угутский -2 на ПС 110 кВ Тайга	1х0,5	-	22021
20	Строительство ПС 110 кВ Чапровская	-	2х25	2021	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств АО "НК "Конданефть"
21	Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ от СП 110 кВ в районе ПС 110/10 кВ Батово до вновь сооружаемой ПС 110/35/10 Чапровская	2х19,587	-	2021
22	Строительство СП 110 кВ в районе ПС 110/10 кВ Батово с двумя линейными ячейками с присоединением СП к ОРУ 110 кВ ПС 110/10 кВ Батово	-	-	2021
23	Строительство ПС 110 кВ Юганская-2 (Береговая) в районе Усть-Балыкского месторождения с ВЛ 110 кВ СП Лосинка - Юганская-2-1,2	2х26	2х40	2022	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК Роснефть"
24	Строительство СП 110 кВ в районе ПС 110 кВ Лосинка с двумя линейными ячейками с присоединением к ПС 110 кВ Лосинка	-	-	2022
25	Реконструкция ВЛ 110 кВ Когалым - Тевлин - 1,2 с отпайкой на ПС Родник на участке от ПС 220 кВ Когалым до отпайки на ПС 110 кВ Родник с заменой провода АС-150 на провод АС 240	2х4,4	-	2021	Технологическое присоединение энергопринимающих ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"
26	Строительство надстройки 220 кВ на ПП 110 кВ Угутский (ПС 220 кВ Погорелова) трансформаторной мощностью 250 МВА (2х125 МВА)	-	2х125	2025	СиПР ЕЭС 2021 - 2027 Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
27	Реконструкция ПП 110 кВ Угутский с расширением ОРУ 110 кВ на две линейные ячейки	-	-	2025	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
28	Строительство двухцепной ВЛ 220 кВ Святогор - Погорелова I, II цепь ориентировочной протяженностью 159,874 км (2х79,937 км)	2х79,937	-	2025	СиПР ЕЭС 2021 - 2027 Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
29	Строительство ПС 110/10 кВ ГПК Майский	-	2х25	2021	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "РН-ЮганскГазПереработка"
30	Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ Кратер - Средний Балык - 1,2 с отпайками (между ПС 220 кВ Кратер и отпайкой на ПС 110 кВ Промысловая и ПС 110 кВ Иглинская) до ПС 110 кВ ГПК Майский	2х3,025	-	2021
31	Реконструкция ПС 110 кВ Промысловая с приведением схемы ОРУ-110 кВ к схеме "110-5Н"	-	-	2021
32	Отсоединение ПС 110 кВ Промысловая от отпайки от ВЛ 110 кВ Кратер - Средний Балык - 1,2 на ПС 110 кВ Иглинская. Сооружение шлейфового захода ВЛ 110 кВ Кратер - Средний Балык - 1 на ПС 110 кВ Промысловая	3	-	2021
33	Строительство ПС 110 кВ Невская	-	2х25	2022	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств АО "НК "Конданефть"
34	Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ отпайками от ВЛ 110 кВ СП Батово - Чапровская - 1,2 до вновь сооружаемой ПС 110 кВ Невская	2х42,008	-	2022
35	Строительство надстройки 220 кВ на ПС 110 кВ Батово трансформаторной мощностью 250 МВА (2х125 МВА)	-	2х125	2022	СиПР ЕЭС 2021-2027 Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть", АО "НК "Конданефть"
36	Строительство ВЛ 220 кВ Демьянская - Батово ориентировочной протяженностью 240 км (2х120 км)*	2х120	-	2022	СиПР ЕЭС 2021-2027 Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть", АО "НК "Конданефть"
36	Строительство шинного моста ВЛ 110 кВ от вновь сооружаемой ПС 220 кВ в районе ПС 110 кВ Батово до ПС 110 кВ Батово	2х0,2	-	2022	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть", АО "НК "Конданефть"
37	Реконструкция ПС 110/10 кВ Батово с приведением схемы ОРУ-110 кВ к схеме "110-13Н"	-	-	2021
38	Строительство двух двухцепных ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Батово до точки врезки в ВЛ 110 кВ Снежная - Фоминская I, II цепи с отпайками с образованием шлейфовых заходов ВЛ 110 кВ Снежная - Батово I, II цепь с отпайкой на ПС Горноправдинская и ВЛ 110 кВ Батово - Фоминская I, II цепь с отпайкой на ПС 110 кВ Выкатная	4х9	-	2021
39	Замена провода ВЛ 110 кВ Батово - Фоминская I, II цепь с отпайкой на ПС 110 кВ Выкатная на участке от ПС 110 кВ Фоминская до отпайки на ПС 110 кВ Выкатная на провод маркой АС-150	2х6,141	-	2022
40	Расширение ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Лосинка на две ячейки	-	-	2023	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК Роснефть"
41	Строительство двух ЛЭП 110 кВ от вновь сооружаемой ПС 220 кВ в районе ПС 110 кВ Лосинка до ПС 110 кВ Лосинка	2х1	-	2023
42	Замена провода марки АС-95 ВЛ 110 кВ Таврическая - КНС-5 - 1,2 на участке от ПП 110 кВ Таврическая до ПС 110 кВ КНС-1 на провод марки АС-150	2х10,4633	-	2022	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ТПП "Повхнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"
ООО "КанБайкал"
43	Строительство. ПС 110/35/10 кВ Унтыгейского месторождения	-	2х25	2021	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "КанБайкал"
"Салым Петролеум Девелопмент Н.В."
44	Строительство ПС 110 кВ Чагора с отпайками от ВЛ 110 кВ Снежная - Западно-Салымская - 1,2	2х0,85	2х40	2021	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств "Салым Петролеум Девелопмент Н.В."
45	Участок двухцепной ВЛ 110 кВ от опоры N 14 ВЛ 110 кВ Снежная - Западно-Салымская I, II цепь до опоры N 130 ВЛ 110 кВ Снежная - Западно-Салымская I, II с присоединением к существующей ВЛ 110 кВ Снежная - Западно-Салымская I, II цепь на опорах N 14, N 130 и демонтаж провода существующей ВЛ 110 кВ Снежная - Западно-Салымская I, II цепь в пролете опор N 129 - N 130	2х27,34		2021
46	Замена провода на участке ВЛ 110 кВ Снежная - Западно-Салымская - 1,2 от опоры N 1 до опоры N 14	1х1,59 1х1,29	-	2021
47	Строительство ПС 110 кВ Лев с ВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ Снежная - Западно-Салымская - 1,2	1х6,8 1х6,25	2х63	2021
АО "Самотлорнефтегаз"
48	Строительство ПС 110/35/6 кВ КНС-39 с питающими ВЛ 110 кВ Мираж - КНС-39 - 1,2	2х16,18	2х40	2023	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств АО "Самотлорнефтегаз"
ПАО "Россети"
49	Строительство ПС 220 кВ в районе ПС 110 кВ Лосинка трансформаторной мощностью 250 МВА (2х125 МВА),	-	2х125	2023	СиПР ЕЭС 2021 - 2027 Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК Роснефть"
50	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Пыть-Ях - ЮБГПЗ на ПС 220 кВ в районе ПС 110 кВ Лосинка ориентировочной протяженностью 16 км (2х8 км)	2х8	-	2023
ПАО "НК "Роснефть"
51	Строительство ПС 110 кВ Пойковская-2	-	2х40	2023	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
52	Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ Правдинская - Пойковская-2 I, II цепь	2х19	-	2023
53	Строительство ПС 110 кВ Водозабор-2 с питающей двухцепной ВЛ 110 кВ (отпайка от ВЛ 110 кВ Правдинская - Пойковская-2 I, II цепь)	2х45	2х40	2023
54	Строительство ПС 110 кВ Восточно-Сургутская-2 с двухцепной ВЛ 110 кВ Вектор - Восточно-Сургутская-2	2х30	2х40	2021	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
ООО "Газпромэнерго"
55	Реконструкция ПС 110 кВ Родник с заменой трансформаторов 2х40 на 2х63 МВА	-	2х63	2021	Технологическое присоединение энергопринимающих ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"
ООО "Лукойл-Западная Сибирь"
56	Сооружение ПС 110/35/6 кВ Полюс	-	2х40	2021	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"
57	Сооружение питающей двухцепной ВЛ 110 кВ до ПС 110 кВ Полюс от ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Когалым	2х47,9	-	2021

* Мероприятия по расширению РУ 220 кВ на 2 линейные ячейки 220 кВ ПС 500 кВ Демьянская для подключения ВЛ 220 кВ Демьянская - Батово на территории Тюменской области.

С учетом мероприятий, представленных в таблице 23, произведены расчеты электроэнергетических режимов на период до 2026 года, анализ результатов которых приведен ниже.

В нормальной схеме электрической сети ЭЭС автономного округа параметры электроэнергетического режима находятся в области допустимых значений.

Расчеты и анализ перспективных электроэнергетических режимов показал, что в целях ввода параметров режима в область допустимых значений при нормативных возмущениях в нормальной и ремонтных схемах достаточно выполнения следующих схемно-режимных мероприятий в соответствии с п. 6.2 ГОСТ Р 58670-2019 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Планирование развития энергосистем. Расчеты электроэнергетических режимов и определение технических решений при перспективном развитии энергосистем. Нормы и требования":

деление электрической сети в том числе с переводом потребителей на электроснабжение в тупиковом режиме;

изменение активной мощности генерирующего оборудования электростанций;

включение/отключение и изменение реактивной мощности СКРМ;

изменение коэффициентов трансформации (авто)трансформаторов;

отключение в резерв ЛЭП;

проведение ремонтов электросетевого и/или генерирующего оборудования в иные периоды года.

Помимо схемно-режимных мероприятий для ввода параметров режима в область допустимых значений используются устройства противоаварийной автоматики, действующие по факту превышения допустимой токовой загрузки элементов сети.

Анализ электроэнергетических режимов при нормативных возмущениях в нормальной и ремонтных схемах, связанных с отключением трансформаторного оборудования 110 кВ

В целях подтверждения необходимости реализации мероприятий по увеличению трансформаторной мощности рассматриваемых центров питания выполнен анализ загрузки трансформаторного оборудования ЦП 110 кВ и выше на основании данных по загрузке трансформаторного оборудования в период зимних и летних максимальных и минимальных нагрузок 2018 - 2020 годов.

В таблице 24 приведены данные о текущей загрузке трансформаторного оборудования (данные зимнего и летнего контрольных замеров 2018-2020) рассматриваемых центров питания, а также сведения об объемах присоединяемой мощности при реализации договоров на технологическое присоединение энергопринимающих устройств.

Таблица 24.

Сведения
о максимальной загрузке в дни проведения контрольных замеров за 2018 - 2020 годы и о перспективной загрузке трансформаторов центров питания 110 кВ и выше ЭЭС автономного округа

Наименование энергорайона	Наименование ПС	Наименование Т (АТ)	Sном, МВА	Uном, кВ	2018*						2019*						2020*						Заявляемая мощность по договору на технологическое присоединение, МВт
					зимний максимум (19 декабря)			летний максимум (20 июня)			зимний максимум (18 декабря)			летний максимум (19 июня)			зимний максимум (16 декабря)			летний максимум (17 июня)
					МВт	МВА	час замера	МВт	МВА	час замера	МВт	МВА	час замера	МВт	МВА	час замера	МВт	МВА	час замера	МВт	МВА	час замера	2021	2022	2023	2024	2025	2026
НВЭР	ПС 110 кВ КНС-21	1Т	25	110/35/6	13,79	34,62	16:00	15,02	36,06	12:00	15,73	35,23	10:00	10,26	31,04	20:00	7,67	26,1	13:00	13,75	35,54	21:00	0,0	4,0	0,0	0,0	0,0	0,0
		2Т	25	110/35/6	18,31			16,98			17,25			18,96			17,17			19,3
НВЭР	ПС 110 кВ Тагринская	1Т	16	110/35/6	11,32	21,23	16:00	7,97	16,75	03:00	15,32	21,90	16:00	13,25	20,41	20:00	9,56	17,2	7:00	12,06	16,84	14:00	8,1	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
		2Т	16	110/35/6	8,39			7,48			4,77			5,05			6,44			3,16

* Время контрольного замера московское.

На ПС 110 кВ КНС-21 установлено 2 силовых трансформатора.

Перегрузочная способность трансформаторного оборудования принята в соответствии с приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 8 февраля 2019 года N 81 "Об утверждении требований к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию и о внесении изменений в Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденные приказом Минэнерго России от 19 июня 2003 г. N 229" (далее - приказ МЭ России N 81) (письмо АО "Россети Тюмень" от 20 января 2021 года N КВ-265/КТ) и приведена в таблице 25.

Таблица 25.

Наименование трансформатора	Марка трансформатора	Год ввода	IномВН, А	Допустимая длительная перегрузка трансформаторов без ограничения длительности (ДДТН), %
1	2	3	4	5
Т-1	ТДТН-25000/110	1981	125,5	Зимний период (0°C)
				115
				Летний период (+30°C)
				91
Т-2	ТДТН-25000/110	1979	125,5	Зимний период (0°C)
				115
				Летний период (+30°C)
				91

Максимальная нагрузка данной подстанции за 2018 - 2020 годы в зимний/летний контрольный замер составила (см. таблица 24):

2018 год - 34,62/36,06 МВА;

2019 год - 35,23/31,04 МВА;

2020 год - 26,1/35,54 МВА.

В результате анализа максимальная загрузка в день зимнего контрольного замера выявлена 18 декабря 2019 года в 10:00 московского времени и составляет 35,23 МВА, максимальная загрузка в день летнего контрольного замера выявлена 20 июня 2018 года в 12:00 московского времени и составляет 36,06 МВА. При аварийном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ КНС-21 токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 141% от Iном (177 А) и превышает ДДТН, в режиме летних нагрузок составляет 144% от Iном (181 А) и превышает ДДТН.

Согласно представленным данным собственника (письмо АО "Россети Тюмень" от 20 января 2021 года N КВ-265/КТ) возможен перенос существующей точки раздела электрической сети с переводом электроснабжения части потребителей ПС 110 кВ КНС-21 на другие подстанции (ПС 110 кВ КНС-22, ПС 110 кВ КНС-5А) в объеме до 7,5 МВА.

Для оценки допустимости перевода нагрузки с ПС 110 кВ КНС-21 на ПС 110 кВ КНС-22 и ПС 110 кВ КНС-5А ниже приведена информация о перегрузочной способности трансформаторов, установленных на данных ПС 110 кВ. Анализ загрузки ПС КНС-22 и ПС 110 кВ КНС-5А, в том числе после перевода нагрузки с ПС 110 кВ КНС-21, выполняется за аналогичные дни и часы контрольного замера, при которых выявлена максимальная загрузка ПС 110 кВ КНС-21.

На ПС 110 кВ КНС-22 установлено 2 силовых трансформатора.

Перегрузочная способность трансформаторного оборудования принята в соответствии приказом МЭ России N 81 (письмо АО "Россети Тюмень" от 20 января 2021 года N КВ-265/КТ) и приведена в таблице 26.

Таблица 26.

Наименование трансформатора	Марка трансформатора	Год ввода	IномВН, А	Допустимая длительная перегрузка трансформаторов без ограничения длительности (ДДТН), %
1	2	3	4	5
Т-1	ТДТН-25000/110	1980	125,5	Зимний период (0°C)
				115
				Летний период (+30°C)
				91
Т-2	ТДТН-25000/110	1980	125,5	Зимний период (0°C)
				115
				Летний период (+30°C)
				91

После выполнения СРМ нагрузка ПС 110 кВ КНС-22 (2х25 МВА) в зимний период может составить 19 МВА, в летний период может составить 19,7 МВА. При аварийном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ КНС-22 токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме летних нагрузок может составить 79% от Iном (99 А), что не превышает ДДТН.

На ПС 110 кВ КНС-5А установлено 2 силовых трансформатора.

Перегрузочная способность трансформаторного оборудования ПС 110 кВ КНС-5А принята в соответствии приказом МЭ России N 81 (письмо АО "Россети Тюмень" от 20 января 2021 года N КВ-265/КТ) и приведена в таблице 27.

Таблица 27.

Наименование трансформатора	Марка трансформатора	Год ввода	IномВН, А	Допустимая длительная перегрузка трансформаторов без ограничения длительности (ДДТН), %
1	2	3	4	5
Т-1	ТДТН-40000/110	1988	200,8	Зимний период (0°C)
				115
				Летний период (+30°C)
				91
Т-2	ТДТН-40000/110	1977	200,8	Зимний период (0°C)
				115
				Летний период (+30°C)
				91

После выполнения СРМ нагрузка ПС 110 кВ КНС-5А (2х40 МВА) в зимний период может составить 46,4 МВА, в летний период может составить 20,5 МВА. При аварийном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ КНС-5А токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме летних нагрузок может составить 51% от Iном (103 А), что не превышает ДДТН.

Таким образом, СРМ по переводу нагрузки с ПС 110 кВ КНС-21 на ПС 110 кВ КНС-22 и ПС 110 кВ КНС-5А допустимы.

При аварийном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ КНС-21 токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) после выполнения СРМ может составить до 111% от Iном (139 А, 27,73 МВА) в зимний период, что не превышает ДДТН, и до 114% от Iном (143 А, 28, 56 МВА) в летний период, что превышает ДДТН.

Возможность снижения загрузки трансформаторного оборудования ПС 110 кВ КНС-21 в случае аварийного отключения одного из трансформаторов ниже уровня ДДТН в летний период отсутствует. Необходима их замена на трансформаторы большей номинальной мощности.

Согласно данным АО "Россети Тюмень", при реализации ТУ на ТП (договор ТП от 19 марта 2018 года N Т4/18/0012-ДТП) планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 4 МВт к ПС 110 кВ КНС-21. В соответствии с ТУ на ТП (договор ТП от 21 октября 2015 года N Т4/15/0061-ДТП/СНГ-1890/15) 1 декабря 2020 года выполнен перевод 3,55 МВт нагрузки на ПС 110 кВ КНС-18. Перспективная нагрузка ПС 110 кВ КНС-21 в зимний период составит 35,2 МВА, в летний период составит 35,5 МВА.

При аварийном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ КНС-21 токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) после выполнения СРМ в режиме зимних нагрузок может составить 27,7 МВА, 111% от Iном (139 А), что не превышает ДДТН, в режиме летних нагрузок может составить 28 МВА, 112% от Iном (141 А), что превышает ДДТН.

После выполнения СРМ нагрузка ПС 110 кВ КНС-22 (2х25 МВА) и ПС 110 кВ КНС-5А в зимний период может составить 19 МВА и 46,4 МВА соответственно, в летний период может составить 19,7 МВА и 20,5 МВА соответственно. Прирост нагрузки на ПС 110 кВ КНС-22 и ПС 110 кВ КНС-5А отсутствует.

Возможность снижения загрузки трансформаторного оборудования ПС 110 кВ КНС-21 в случае аварийного отключения одного из трансформаторов ниже уровня ДДТН в летний период отсутствует, необходима их замена на трансформаторы большей номинальной мощности.

С учетом загрузки трансформаторов на ПС 110 кВ Вах (2х40 МВА), которая составляет 14,9 МВА в зимний период и 14,6 МВА в летний период, рекомендуется выполнить перемещение существующих трансформаторов 2х40 МВА, установленных на ПС 110 кВ Вах на ПС 110 кВ КНС-21, с последующей установкой на ПС 110 кВ Вах высвободившихся трансформаторов 2х25 МВА с ПС 110 кВ КНС-21. Анализ загрузки ПС 110 кВ Вах выполняется за аналогичные дни и часы контрольного замера, при которых выявлена максимальная загрузка ПС 110 кВ КНС-21.

На ПС 110 кВ Вах установлено 2 силовых трансформатора.

Перегрузочная способность трансформаторного оборудования ПС 110 кВ Вах принята в соответствии с приказом МЭ России N 81 (письмо АО "Россети Тюмень" от 20 января 2021 года N КВ-265/КТ) и приведена в таблице 28.

Таблица 28.

Наименование трансформатора	Марка трансформатора	Год ввода	IномВН, А	Допустимая длительная перегрузка трансформаторов без ограничения длительности (ДДТН), %
1	2	3	4	5
Т-1	ТДТН-40000/110	1976	200,8	Зимний период (0°C)
				115
				Летний период (+30°C)
				91
Т-2	ТДТН-40000/110	1976	200,8	Зимний период (0°C)
				115
				Летний период (+30°C)
				91

После установки на ПС 110 кВ Вах высвободившихся трансформаторов 2х25 МВА при аварийном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ Вах токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок может составить 60% от Iном (75 А), что не превышает ДДТН, в режиме летних нагрузок может составить 58% от Iном (73 А), что не превышает ДДТН. Прирост нагрузки на ПС 110 кВ Вах отсутствует.

После установки на ПС 110 кВ КНС-21 высвободившихся трансформаторов 2х40 МВА (в том числе после реализации договора ТП от 19 марта 2018 года N Т4/18/0012-ДТП) при аварийном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ КНС-21 токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) без реализации СРМ в режиме зимних нагрузок может составить 88% от Iном (177 А), что не превышает ДДТН, в режиме летних нагрузок может составить 89% от Iном (178 А), что не превышает ДДТН.

На ПС 110 кВ Тагринская установлено 2 силовых трансформатора.

Таблица 29.

Наименование трансформатора	Марка трансформатора	Год ввода	IномВН, А	Допустимая длительная перегрузка трансформаторов без ограничения длительности (ДДТН), %
1	2	3	4	5
Т-1	ТДТН-16000/110-76У1	1985	80,3	Зимний период (0°C)
				115
				Летний период (+30°C)
				91
Т-2	ТДТН-16000/110-76У1	1984	80,3	Зимний период (0°C)
				115
				Летний период (+30°C)
				91

2018 год - 21,23/16,75 МВА;

2019 год - 21,9/20,41 МВА;

2020 год - 17,2/16,84 МВА.

В результате анализа максимальная загрузка в день зимнего контрольного замера выявлена 18 декабря 2019 года в 16:00 московского времени и составляет 21,9 МВА, максимальная загрузка в день летнего контрольного замера выявлена 19 июня 2019 года в 20:00 московского времени и составляет 20,41 МВА. При аварийном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ Тагринская токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 137% от Iном (110 А) и превышает ДДТН, в режиме летних нагрузок составляет 128% от Iном (103 А) и также превышает ДДТН.

Согласно данным АО "Россети Тюмень" (письмо АО "Россети Тюмень" от 1 ноября 2019 года N КВ-6344) существует возможность перевода нагрузки фидера 35 кВ N 3 с ПС 110 кВ Тагринская на ПС 110 кВ КНС-3 Тагринского месторождения в объеме 2,4 МВт (выполнено, Акт об ТП N Т4/17/0003-АТП-1 от 15 августа 2019 года) и фидера N 2 с ПС 110 кВ Тагринская на ПС 110 кВ КНС-3 Тагринского месторождения в объеме 3 МВт.

Для оценки допустимости перевода нагрузки на ПС 110 кВ КНС-3 Тагринского месторождения ниже приведена информация о перегрузочной способности трансформатора, установленного на ПС 110 кВ КНС-3 Тагринского месторождения. Перегрузочная способность трансформаторного оборудования принята в соответствии приказом МЭ России N 81 (письмо АО "Россети Тюмень" от 20 января 2021 года N КВ-265/КТ) и приведена в таблице 30.

Таблица 30.

Наименование трансформатора	Марка трансформатора	Год ввода	IномВН, А	Допустимая длительная перегрузка трансформаторов без ограничения длительности (ДДТН), %
1	2	3	4	5
Т-1	10000/110	1970	50,2	Зимний период (0°C)
				115
				Летний период (+30°C)
				91

Анализ загрузки ПС 110 кВ КНС-3 Тагринского месторождения выполняется за аналогичные дни и часы контрольного замера, при которых выявлена максимальная загрузка ПС 110 кВ Тагринская.

После СРМ нагрузка ПС 110 кВ КНС-3 Тагринского месторождения может составить 9,88 МВА (50 А, 100% от Iном) в зимний период (не превышает ДДТН) и 8,72 МВА (44 А, 88% от Iном) в летний период (не превышает ДДТН).

Таким образом, СРМ по переводу нагрузки с ПС 110 кВ Тагринская на ПС 110 кВ КНС-3 Тагринского месторождения допустима.

При аварийном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ Тагринская после СРМ токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок может составить 117% от Iном (94 А, 18,7 МВА) и превысить ДДТН, в режиме летних нагрузок составляет 91% от Iном (73 А, 14,6 МВА) и не превышает ДДТН. Возможность снижения загрузки трансформаторного оборудования ПС 110 кВ Тагринская в случае аварийного отключения одного из трансформаторов ниже уровня ДДТН в зимний период отсутствует, необходима их замена на трансформаторы большей номинальной мощности.

Согласно данным АО "Россети Тюмень" при реализации ТУ на ТП (договор ТП от 3 февраля 2021 года N Т4/20/0006-ДТП) планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 8,1 МВт к ПС 110 кВ Тагринская. Перспективная нагрузка ПС 110 кВ Тагринская составит 30,05 МВА в зимний период нагрузок и 28,15 МВА в летний период нагрузок. При аварийном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ Тагринская после СРМ токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок может составить 168% от Iном (135 А, 26,82 МВА) и превысить ДДТН, в режиме летних нагрузок может составить 139% от Iном (112 А, 22,34 МВА) и превысить ДДТН. Возможность снижения загрузки трансформаторного оборудования ПС 110 кВ Тагринская в случае аварийного отключения одного из трансформаторов ниже уровня ДДТН в летний и зимний периоды отсутствует, необходима их замена на трансформаторы большей номинальной мощности.

С учетом загрузки трансформаторов на ПС КНС-1 Варьеганского м/р (2х25 МВА), которая составляет 6,93 МВА в зимний период, 8,43 МВА в летний период, рекомендуется выполнить перемещение трансформаторов мощностью 2х25 МВА с ПС 110 кВ КНС-1 Варьеганского м/р на ПС 110 кВ Тагринская и 2х16 МВА с ПС 110 кВ Тагринская на ПС 110 кВ КНС-1 Варьеганского м/р.

Анализ загрузки ПС 110 кВ КНС-1 Варьеганского м/р выполняется за аналогичные дни и часы контрольного замера, при которых выявлена максимальная загрузка ПС 110 кВ Тагринская.

На ПС 110 кВ КНС-1 Варьеганского м/р установлено 2 силовых трансформатора.

Таблица 31.

Наименование трансформатора	Марка трансформатора	Год ввода	IномВН, А	Допустимая длительная перегрузка трансформаторов без ограничения длительности (ДДТН), %
1	2	3	4	5
Т-1	ТДТН-25000/110-У1	1987	125,5	Зимний период (0°C)
				115
				Летний период (+30°C)
				91
Т-2	ТДТН-25000/110-У1	1997	125,5	Зимний период (0°C)
				125
				Летний период (+30°C)
				115

После перемещения трансформаторов при аварийном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ Тагринская токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок может составить 108% от Iном (135 А), что не превышает ДДТН, в режиме летних нагрузок может составить 89% от Iном (112 А), что не превышает ДДТН.

Нагрузка ПС 110 кВ КНС-1 Варьеганского м/р в зимний период может составить 6,93 МВА, в летний период может составить 8,43 МВА. Прирост нагрузки на ПС 110 кВ КНС-1 Варьеганского м/р отсутствует. При аварийном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ КНС-1 Варьеганского м/р токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок может составить 44% от Iном (35 А), что не превышает ДДТН, в режиме летних нагрузок может составить 52% от Iном (42 А), что не превышает ДДТН.

Рекомендации по корректировке сроков ввода электросетевых объектов 220 кВ и выше относительно СиПР ЕЭС России 2021 - 2027

Анализ расчетов электроэнергетических режимов на период до 2026 года показал, что необходимость изменения сроков реализации мероприятий по развитию электроэнергетики ЭЭС автономного округа, предусмотренных СиПР ЕЭС России 2021 - 2027, отсутствует.

Перечень
электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу в период до 2026 года

Реконструкция ВЛ 110 кВ Западно-Камынская - Пимская-2

ВЛ 110 кВ Западно-Камынская - Пимская-2 введена в работу в 1986 году, срок эксплуатации составляет 35 лет (нормативный срок эксплуатации составляет 35 лет).

Согласно акту технического обследования ВЛ 110 кВ от 22 сентября 2017 года N 43 необходима реконструкция ВЛ с выполнением таких работ:

порядка 100 опор требуют замены;

7 опор требуют ремонта свай;

10 опор требуют перестановки на новый фундамент;

требуется ремонт провода в 7 пролетах и грозозащитного троса в 6 пролетах (без увеличения пропускной способности ВЛ).

Указанная ВЛ 110 кВ на протяжении 38 км проходит по болотистой местности, имеется переход ВЛ через реку Лямино (через реку отсутствует стационарная переправа), в связи с чем реконструкция может осуществляться только в зимний период.

Электроснабжение населенных пунктов Сытомино, Лямино, Песчаное, Горный (численность сельского поселения Сытомино составляет 1007 человек, сельского поселения Лямина - 661 человек) осуществляется от ПС 110 кВ Сытомино и ПС 110 кВ Песчаная по одноцепной ВЛ 110 кВ, подключенной отпайкой к ВЛ 110 кВ Западно-Камынская - Пимская-2.

При выполнении реконструкции ВЛ 110 кВ Западно-Камынская - Пимская-2 рекомендуется определить и выполнить мероприятия по исключению погашения потребителей на время реконструкции ВЛ 110 кВ Западно-Камынская - Пимская-2.

Реконструкция ПС 110 кВ Быстринская

Оборудование, здания и сооружения, расположенные на территории подстанции ПС 110/35/6 кВ Быстринская, морально устарели и физически изношены, что подтверждено актом обследования подстанции "Быстринская" от 26 апреля 2017 года. На ПС установлены трансформаторы 1Т и 2Т мощностью по 25 МВА напряжением 110/35/6 кВ, срок эксплуатации которых составляет 45 лет (1976 год выпуска), капитальный ремонт проводился в 1995 году для 1Т.

Учитывая вышесказанное, необходима комплексная реконструкция ПС 110 кВ Быстринская.

Анализ баланса реактивной мощности в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше ЭЭС автономного округа на перспективу до 2026 года

Расчет баланса реактивной мощности показал, что во всех рассмотренных режимах 2020 - 2026 годов в нормальной схеме электрической сети ЭЭС автономного округа является сбалансированной по реактивной мощности. При этом в зависимости от рассматриваемых режимных условий (зимний или летний минимум или максимум нагрузок) наблюдаются незначительные изменения баланса реактивной мощности как в сторону дефицита, так и в сторону избытка. При этом расчет режимов нормальных, ремонтных и послеаварийных схем не выявил снижения/повышения напряжения на шинах станций и подстанций 110 кВ и выше ЭЭС автономного округа ниже/выше допустимых пределов. Таким образом, дополнительных мер по компенсации реактивной мощности в ЭЭС автономного округа в сети 110 кВ и выше не требуется.

На основании анализа результатов расчетов перспективных электроэнергетических режимов в целях устранения выявленных схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений, и необходимости замены физически и морально устаревшего оборудования необходимо выполнить следующие мероприятия (в дополнение к мероприятиям, представленным в таблице 24), представленные в таблице 32.

Таблица 32.

N п/п	Наименование проекта (строительство/ реконструкция/ проектирование)	Параметры		Год ввода	Основание для выполнения мероприятия
N п/п		км	МВА	Год ввода	Основание для выполнения мероприятия
1	2	3	4	5	6
В рамках расширения и реконструкции ПС 110 кВ и выше
1	Реконструкция ПС 110/35/6 кВ КНС-21 (замена существующих трансформаторов 2х25 МВА на 2х40 МВА с ПС 110 кВ Вах с увеличением трансформаторной мощности на 30 МВА до 80 МВА)	-	2х40	2021	Ликвидация перегруза при единичных отключениях из нормальной схемы электрической сети. Технологическое присоединение энергопринимающих устройств АО "Самотлорнефтегаз"
2	Реконструкция ПС 110 кВ Быстринская	-	-	2021	Замена физически и морально устаревшего оборудования в соответствии с Актом обследования подстанции "Быстринская" от 26.04.2017
3	Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Тагринская (увеличение трансформаторной мощности на 18 МВА до 50 МВА путем замены трансформаторов 2х16 МВА на 2х25 МВА с ПС 110 кВ КНС-1 Варьеганского м/р)		2х25	2021	Ликвидация перегруза при единичных отключениях из нормальной схемы. Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "Варьеганнефть"
4	Реконструкция ВЛ 110 кВ Западно-Камынская - Пимская-2	46,83		2024	Устранение дефектов ВЛ в соответствии с Актом технического состояния от 22.09.2017 N 43

Рекомендуемые сроки реализации мероприятий по реконструкции ПС 110 кВ определены на основании анализа существующей и перспективной загрузки трансформаторного оборудования и могут быть скорректированы в соответствии с фактическими темпами роста нагрузки с учетом заключенных договоров на технологическое присоединение, а также с учетом нормативных сроков проектирования, строительства и финансирования мероприятий.

Перечень мероприятий, рекомендованных к реализации, по развитию территориальных распределительных сетей 110 кВ и выше, выполнение которых необходимо для обеспечения прогнозного спроса на электрическую энергию (мощность), а также для обеспечения надежного энергоснабжения и качества электрической энергии на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры

Для рассматриваемых мероприятий по развитию электрических сетей напряжением 110 кВ и выше ЭЭС автономного округа определены объемы электросетевого строительства и выполнена оценка капитальных затрат на их реализацию.

Стоимость реализации мероприятий по электросетевому строительству определена на основании укрупненных нормативов цены типовых технологических решений капитального строительства объектов электроэнергетики в части объектов электросетевого хозяйства (далее - УНЦ) (УНЦ утверждены приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 17 января 2019 года N 10).

УНЦ приведены в ценах по состоянию на 1 января 2018 года.

Для определения величины капитальных затрат в текущих ценах 1 квартала 2021 года применены индексы-дефляторы инвестиций в основной капитал, указанные в Прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2024 года (базовый прогноз) и Прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации на 2021 год и на плановый период 2022 и 2023 годов (базовый прогноз), в соответствии с пунктом 381 Правил заполнения форм раскрытия сетевой организацией информации об инвестиционной программе, утвержденных приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 5 мая 2016 года N 380.

Индексы-дефляторы инвестиций в основной капитал представлены в таблице 33.

Таблица 33.

Наименование	Наименование документа - источника данных	Годы
Наименование	Наименование документа - источника данных	2018	2019	2020	1 кв. 2021
1	2	3	4	5	6
Индекс-дефлятор инвестиций в основной капитал, процентов к предыдущему году	Прогноз социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2024 года. Дата публикации 30.09.2019 15:40	105,3	-	-	-
	Прогноз социально-экономического развития Российской Федерации на 2021 год и на плановый период 2022 и 2023 годов. Дата публикации 26.09.2020 16:00	-	106,8	106,2	101,3

Перечень рекомендованных к реализации мероприятий по развитию территориальных распределительных сетей 110 кВ и выше, выполнение которых необходимо для обеспечения прогнозного спроса на электрическую энергию (мощность), а также для обеспечения надежного энергоснабжения и качества электрической энергии на территории автономного округа, и укрупненные капитальные затраты на их реализацию приведены в таблице 34.

Таблица 34.

Перечень
рекомендованных к реализации мероприятий по развитию территориальных распределительных сетей 110 кВ и выше, выполнение которых необходимо для обеспечения прогнозного спроса на электрическую энергию (мощность), а также для обеспечения надежного энергоснабжения и качества электрической энергии на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры, и укрупненные капитальные затраты на их реализацию

N п/п	Наименование проекта (строительство/реконструкция/проектирование)	Наименование титула по ИПР ДЗО ПАО "Россети", предусматривающего выполнение рекомендуемого мероприятия	Параметры			Год ввода	Год ввода по ИПР ДЗО ПАО "Россети"	Заказчик	Источник данных по стоимости: 1) ИПР ПАО "ФСК ЕЭС" 2) ИПР АО "Россети Тюмень" 3) Оценка капитальных затрат	Основание для выполнения мероприятия	Стоимость в ценах I кв. 2021 года, млн руб. с НДС*
N п/п			цепность х км	МВА	Мвар
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
В соответствии с СиПР ЕЭС 2021-2027 и в рамках реализации технологического присоединения по заключенным договорам
Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала
1	Замена ОВ-110 в ОРУ-110 кВ ПС 220 кВ Снежная	Реконструкция ПС 220 кВ Снежная (для технологического присоединения энергопринимающих устройств Компании "Салым Петролеум Девелопмент Н.В.") замена ТТ-110 кВ - 16 компл., В 110 кВ - 1 шт., ВЧЗ 110 кВ - 2 шт.	-	-	-	2021	2021	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала	ИПР ПАО "ФСК ЕЭС"	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств "Салым Петролеум Девелопмент Н.В."	29,6
2	Замена трансформаторов тока ячеек ВЛ 110 кВ Снежная - Западно-Салымская - 1,2 на ПС 220 кВ Снежная	Реконструкция ПС 220 кВ Снежная (для технологического присоединения энергопринимающих устройств Компании "Салым Петролеум Девелопмент Н.В.") замена ТТ-110 кВ - 16 компл., В 110 кВ - 1 шт., ВЧЗ 110 кВ - 2 шт.	-	-	-	2021	2021	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала	-		29,6
3	Расширение ОРУ-110 кВ ПС 220 кВ Мираж на две линейные ячейки 110 кВ (для присоединения ПС 110 кВ в районе КНС-39)	Расширение ПС 220 кВ Мираж на две линейные ячейки 110 кВ (для технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Самотлорнефтегаз")	-	-	-	2023	2021	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала	ИПР ПАО "ФСК ЕЭС"	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств АО "Самотлорнефтегаз"	73,67
4	Расширение ОРУ-110 кВ ПС 220 кВ Когалым на две линейные ячейки 110 кВ	Реконструкция ПС 220 кВ Когалымская (расширение РУ 110 кВ на две ячейки, организация каналов УПАСК), реконструкция ПС 500 Кирилловская (организация каналов УПАСК) и реконструкция ПС 110 кВ Уральская (установка АОПО, организация каналов УПАСК) (для технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь")	-	-	-	2021	2021	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала	ИПР ПАО "ФСК ЕЭС"	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь"	88,49
5	Расширение ОРУ 220 кВ ПС 500 кВ Святогор на две линейные ячейки	Реконструкция ПС 500 кВ Святогор (расширение РУ 220 кВ на две линейные ячейки) (для технологического присоединения объектов электросетевого хозяйства АО "Тюменьэнерго")	-	-	-	2025	2021	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала	ИПР ПАО "ФСК ЕЭС"	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	130,63
6	Реконструкция ПС 220 кВ Правдинская с установкой третьего АТ 220/110 кВ мощностью 125 МВА и увеличением трансформаторной мощности на 125 МВА до 375 МВА	Реконструкция ПС 220 кВ Правдинская (организация каналов УПАСК, расширение ОРУ 110 кВ на две линейные ячейки, установка третьего АТ 220/110 кВ мощностью 125 МВА) и Реконструкция ПС 500 кВ Святогор (установка АОПО, организация каналов УПАСК) (для технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть")	-	1х125	-	2022	2021	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала	ИПР ПАО "ФСК ЕЭС"	СиПР ЕЭС 2021-2027 Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	736,74
7	Расширение ОРУ-110 кВ ПС 220 кВ Правдинская на две линейные ячейки для присоединения ВЛ 110 кВ Правдинская - Пойковская-2 I, II цепь	Реконструкция ПС 220 кВ Правдинская (организация каналов УПАСК, расширение ОРУ 110 кВ на две линейные ячейки, установка третьего АТ 220/110 кВ мощностью 125 МВА) и Реконструкция ПС 500 кВ Святогор (установка АОПО, организация каналов УПАСК) (для ТП энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть")	-	-	-	2023	2021	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала	ИПР ПАО "ФСК ЕЭС"	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	736,74
8	Расширение ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Вектор на две линейные ячейки		-	-	-	2021	-	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала	Оценка капитальных затрат	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	94,7
9	Расширение РУ 220 кВ ПС 500 кВ Демьянская на две линейные ячейки	Проектно-изыскательские работы по расширению РУ 220 кВ ПС 500 кВ Демьянская на две линейные ячейки 220 кВ (для технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Тюменьэнерго")	-	-	-	2022	2021	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала	Оценка капитальных затрат	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть", АО "НК "Конданефть"	284,78
Итого											1438,61
АО "Россети Тюмень"
10	Строительство ПС 110/10 кВ ГПК Майский	ПС 110/10 кВ Майского ГПК с ВЛ 110 кВ (новое строительство ПС с трансформаторной мощностью 2х25 МВА и ВЛ протяженностью 2х2,5 км)	-	2х25	-	2021	-	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень"	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "РН-ЮганскГазПереработка"	119,61
11	Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ Кратер - Средний Балык - 1,2 с отпайками (между ПС 220 кВ Кратер и отпайкой на ПС 110 кВ Промысловая и ПС 110 кВ Иглинская) до ПС 110 кВ ГПК Майский		2х3,025	-	-	2021	-	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень"		119,61
12	Реконструкция ПС 110 кВ Промысловая с приведением схемы ОРУ-110 кВ к схеме "110-5Н"	Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Промысловая (реконструкция ОРУ-110, ОРУ-35, КРУН-6, ТСО, установка ОПУ)	-	-	-	2021	2024	АО Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень"	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "РН-ЮганскГазПереработка"	426,4
13	Отсоединение ПС 110 кВ Промысловая от отпайки от ВЛ 110 кВ Кратер - Средний Балык - 1,2 на ПС 110 кВ Иглинская. Сооружение шлейфового захода ВЛ 110 кВ Кратер - Средний Балык - 1 на ПС 110 кВ Промысловая		3	-	-	2021	2024	АО "Россети Тюмень"	Оценка капитальных затрат	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "РН-ЮганскГазПереработка"	54,03
14	Сооружение ПС 110 кВ Чапровская	ПС 110/35/10 кВ Чапровская с ВЛ 110 кВ (новое строительство ПС с трансформаторной мощностью 2х25 МВА и ВЛ протяженностью 2х16 км)	-	2х25	-	2021	2021	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень"	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств АО "НК "Конданефть"	1 062,19
15	Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ от СП 110 кВ в районе ПС 110/10 кВ Батово до вновь сооружаемой ПС 110/35/10 Чапровская		2х19,587	-	-	2021	2021	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень"		1 062,19
16	Строительство СП 110 кВ в районе ПС 110/10 кВ Батово с двумя линейными ячейками с присоединением СП к ОРУ 110 кВ ПС 110/10 кВ Батово	СП 110 кВ Батово (строительство секционирующего пункта 110 кВ с установкой 2-х линейных ячеек 110 кВ)	-	-	-	2021	2021	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень"		237,37
17	Строительство ПС 110 кВ Невская	ПС 110/35/10 кВ Невская с ВЛ 110 кВ (новое строительство ПС с трансформаторной мощностью 2х25 МВА и ВЛ протяженностью 2х50 км)	-	2х25	-	2022	2022	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень"	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств АО "НК "Конданефть"	1 481,56
17	Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ отпайками от ВЛ 110 кВ СП Батово - Чапровская - 1,2 до вновь сооружаемой ПС 110 кВ Невская		2х42,008	-	-	2022	2022	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень"		1 481,56
18	Строительство надстройки 220 кВ на ПС 110 кВ Батово трансформаторной мощностью 250 МВА (2х125 МВА)	Проектирование Надстройки 220 кВ на ПС 110/10 кВ Батово с ВЛ 220 кВ (строительство надстройки с трансформаторной мощностью 2х125 МВА и ВЛ протяженностью 2х90 км)	-	2х125	-	2022	2023	АО "Россети Тюмень"	Оценка капитальных затрат	СиПР ЕЭС 2021-2027 Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть", АО "НК "Конданефть"	1 520,97
19	Строительство ВЛ 220 кВ Демьянская - Батово ориентировочной протяженностью 240 км (2х120 км)		2х120	-	-	2022	2023	АО "Россети Тюмень"	Оценка капитальных затрат		3 374,37
20	Строительство шинного моста 110 кВ от вновь сооружаемой ПС 220 кВ в районе ПС 110 кВ Батово до ПС 110 кВ Батово		2х0,2	-	-	2022	2023	АО "Россети Тюмень"	Оценка капитальных затрат	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть", АО "НК "Конданефть"	1,1
21	Реконструкция ПС 110/10 кВ Батово с приведением схемы ОРУ-110 кВ к схеме "110-13Н"	Реконструкция ПС 110/10 кВ Батово (ОРУ 110 кВ с приведением до схемы 110-13, установка ОПУ, установка 10 ячеек 110 кВ, организация шлейфового захода ВЛ 110 кВ Снежная-Ханты-Мансийская 2х10 км)	-	-	-	2021	2021	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень"	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть", АО "НК "Конданефть"	1 138,71
22	Строительство двух двухцепных ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Батово до точки врезки в ВЛ 110 кВ Снежная - Фоминская I, II цепи с отпайками с образованием шлейфовых заходов ВЛ 110 кВ Снежная - Батово I, II цепь с отпайкой на ПС Горноправдинская и ВЛ 110 кВ Батово - Фоминская I, II цепь с отпайкой на ПС 110 кВ Выкатная		4х9	-	-	2021	2021	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень"		1 138,71
23	Замена провода ВЛ 110 кВ Батово - Фоминская I, II цепь с отпайкой на ПС 110 кВ Выкатная на участке от ПС 110 кВ Фоминская до отпайки на ПС 110 кВ Выкатная на провод маркой АС-150	Реконструкция ВЛ 110 кВ Снежная - Ханты-Мансийская с заменой провода Аж-120 на АС-120/19 (1 Этап)	2х6,141	-	-	2022	2020	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень"		697,59
24	Строительство ПС 110 кВ Юганская-2 (Береговая) в районе Усть-Балыкского месторождения с ВЛ 110 кВ СП Лосинка - Юганская-2-1,2	ПС 110/35/6 кВ Юганская 2 с ВЛ 110 кВ (новое строительство ПС с трансформаторной мощностью 2х40 МВА и ВЛ протяженностью 2х26 км)	2х26	2х40	-	2022	2022	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень"	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	1 422,17
25	Строительство СП 110 кВ в районе ПС 110 кВ Лосинка с двумя линейными ячейками с присоединением к ПС 110 кВ Лосинка	СП 110 кВ Лосинка (строительство секционирующего пункта 110 кВ с установкой 2-х линейных ячеек 110 кВ)	-	-	-	2022	2022	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень"		241,12
26	Строительство. Подстанция 110/35/6 кВ Тупсилор с ВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ Средний Балык - Арго - 1,2	Подстанция 110/35/6 кВ с питающей ВЛ 110 кВ в районе УПСВ Майского месторождения (новое строительство ПС с трансформаторной мощностью 2х40 МВА и ВЛ протяженностью 2х16 км)	2х9,11	2х40	-	2021	2021	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень"	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	930,50
27	Строительство. Подстанция 110/35/6 кВ Суворовская с ВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ Пыть-Ях - Лосинка-1,2	Подстанция 110/35/6 кВ "УПСВ-1" с питающей ВЛ 110 кВ Мамонтовского месторождения (новое строительство ПС с трансформаторной мощностью 2х25 МВА и ВЛ протяженностью 2х3,7 км)	2х3,7	2х25	-	2021	2021	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень"	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	1 152,78
28	Строительство ПС 110 кВ Кузоваткинского м/р	Подстанция 110/35/6 кВ с питающей ВЛ 110 кВ Кузоваткинского месторождения (новое строительство ПС с трансформаторной мощностью 2х25 МВА)	-	2х25	-	2021	2021	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень"	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	898,07
29	ВЛ 110 кВ Чупальская - Кузоваткинская - 1,2	ВЛ 110 кВ Чупальская-Кузоваткинская (новое строительство ВЛ протяженностью 2х25 км)	2х25	-	-	2021	2021				477,51
30	СП 110 кВ в районе ПC 110 кВ Чупальская	СП 110 кВ Чупальский (строительство секционирующего пункта 110 кВ с установкой 2-х линейных ячеек 110 кВ)	-	-	-	2021	2021				116,95
31	Строительство. Подстанция 110/35/6 кВ Север с ВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ Правдинская - Меркурий-1,2	Подстанция 110/35/6 кВ "Север" с питающей ВЛ 110 кВ Приразломного месторождения (новое строительство ПС с трансформаторной мощностью 2х40 МВА и ВЛ протяженностью 2х5 км)	2х5,04	2х40	-	2021	2023	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень"	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	832,07
32	Строительство. ПС 110/35/6 кВ Соровская-2 (Александрова) с ВЛ 110 кВ Соровская - Соровская-2-1,2	ПС 110/35/6 кВ Соровская 2 с ВЛ 110 кВ (новое строительство ПС с трансформаторной мощностью 2х40 МВА и ВЛ протяжённостью 2х9,056 км)	2х9,056	2х40	-	2022	2022	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень"	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	1 321,70
33	Реконструкция ПС 110 кВ Соровская с расширением ОРУ 110 кВ на две линейные ячейки	Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Соровская (расширение ОРУ-110 кВ на 4 линейных ячейки)	-	-	-	2022	2020	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень"		217,17
34	ПС 110/35/6 кВ Чупальская-2 (Московская) с ВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ Чупальская - Кузоваткинская-1,2		2х2,77	2х40	-	2021	-	АО "Россети Тюмень"	Оценка капитальных затрат	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	554,91
35	Строительство ВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ ПП Восточный - ПП Угутский-1,2 до ПС 110 кВ Унтыгейского месторождения	ВЛ 110 кВ на ПС 110 кВ Унтыгейского мр (новое строительство 2х20 км)	2х21,974	-	-	2021	2021	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень"	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "Кан-Байкал"	384,01
36	Сооружение шлейфового захода ВЛ 110 кВ Восточный - Угутский -2 на ПС 110 кВ Тайга		1х0,5	-	-	2021	2021	АО "Россети Тюмень"	Оценка капитальных затрат		6,31
37	Реконструкция ВЛ 110 кВ Когалым - Тевлин - 1,2 с отпайкой на ПС Родник на участке от ПС 220 кВ Когалым до отпайки на ПС 110 кВ Родник с заменой провода АС-150 на АС-240	Реконструкция ВЛ-110 кВ Когалым-Тевлин 1,2 цепь с отпайкой на ПС Родник на участке от ПС 220 кВ Когалым до отпайки на ПС 110 кВ Родник (замена провода АС-150 на АС-240)	2х4,4	-	-	2021	2021	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень"	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"	71,4
38	Строительство надстройки 220 кВ на ПП 110 кВ Угутский (ПС 220 кВ Погорелова) трансформаторной мощностью 250 МВА (2х125 МВА)	Надстройка 220 кВ на ПП 110 кВ Угутский с ВЛ 220 кВ Святогор - Угутский (строительство надстройки с трансформаторной мощностью 2х125 МВА и ВЛ протяженностью 2х90 км)	-	2х125	-	2025	2025	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень"	СиПР ЕЭС 2021-2027 Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	3 519,44
39	Строительство двухцепной ВЛ 220 кВ Святогор - Погорелова I, II цепь ориентировочной протяженностью 159,874 км (2х79,937 км)		2х79,937	-	-	2025	2025	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень"		3 519,44
40	Реконструкция ПП 110 кВ Угутский с расширением ОРУ 110 кВ на две линейные ячейки	СП 110 кВ Угутский (строительство секционирующего пункта 110 кВ с установкой 2-х линейных ячеек 110 кВ)	-	-	-	2025	2019	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень"	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	95,5
41	Замена провода марки АС-95 ВЛ 110 кВ Таврическая - КНС-5 - 1,2 на участке от ПП 110 кВ Таврическая до ПС 110 кВ КНС-1 на провод марки АС-150	Реконструкция ВЛ-110 кВ Таврическая - КНС-5 1, 2 с отпайками (замена провода АС95/16 на АС150/19 от ПП 110 кВ Таврическая по опору N 85 с учетом отпаек с перестановкой, заменой опор, грозотроса, переподвесом ВОЛС, ОПН, заменой ВЧ-оборудования) 1-2 этап	2х10,4633	-	-	2022	2022	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень"	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ТПП "Повховнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"	495,79
42	Расширение ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Лосинка на две ячейки		-	-	-	2023	-	АО "Россети Тюмень"	Оценка капитальных затрат	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	94,7
43	Строительство ЛЭП 110 кВ от вновь сооружаемой ПС 220 кВ в районе ПС 110 кВ Лосинка до ПС 110 кВ Лосинка		2х1	-	-	2023	-	АО "Россети Тюмень"	Оценка капитальных затрат		17,68
Итого											22963,68
ООО "КанБайкал"
44	Строительство ПС 110/35/10 кВ Унтыгейского месторождения		-	2х25	-	2021	-	ООО "КанБайкал"	Оценка капитальных затрат	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "КанБайкал"	501,04
Итого											501,04
"Салым Петролеум Девелопмент Н.В."
45	Строительство ПС 110 кВ Лев с ВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ Снежная - Западно-Салымская - 1,2		1х6,8 1х6,25	2х63	-	2021	-	"Салым Петролеум Девелопмент Н.В."	Оценка капитальных затрат	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств "Салым Петролеум Девелопмент Н.В."	618,08
46	Замена провода на участке ВЛ 110 кВ Снежная - Западно-Салымская - 1,2 от опоры N 1 до опоры N 14		1х1,59 1х1,29	-	-	2021	-	"Салым Петролеум Девелопмент Н.В."	Оценка капитальных затрат	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств "Салым Петролеум Девелопмент Н.В."	5,87
47	Участок двухцепной ВЛ 110 кВ от опоры N 14 ВЛ 110 кВ Снежная - Западно-Салымская I, II цепь до опоры N 130 ВЛ 110 кВ Снежная - Западно-Салымская I, II с присоединением к существующей ВЛ 110 кВ Снежная - Западно-Салымская I, II цепь на опорах N 14, N 130 и демонтаж провода существующей ВЛ 110 кВ Снежная - Западно-Салымская I, II цепь в пролете опор N 129 - N 130		2х27,34	-	-	2021	-	"Салым Петролеум Девелопмент Н.В."	Оценка капитальных затрат	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств "Салым Петролеум Девелопмент Н.В."	511,7
48	Строительство ПС 110/35 кВ Чагора с отпайками от ВЛ 110 кВ Снежная - Западно-Салымская - 1,2		2х0,85	2х40	-		-	"Салым Петролеум Девелопмент Н.В."	Оценка капитальных затрат	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств "Салым Петролеум Девелопмент Н.В."	519,2
Итого											1654,85
АО "Самотлорнефтегаз"
49	Строительство ПС 110/35/6 кВ КНС-39 с питающими ВЛ 110 кВ Мираж - КНС-39 - 1,2		2х16,18	2х40	-	2023	-	АО "Самотлорнефтегаз"	Оценка капитальных затрат	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств АО "Самотлорнефтегаз"	777,39
Итого											777,39
ПАО "Россети"
50	Строительство ПС 220 кВ в районе ПС 110 кВ Лосинка трансформаторной мощностью 250 МВА (2х125 МВА)		-	2х125	-	2023	-	ПАО "Россети"	Оценка капитальных затрат	СиПР ЕЭС 2021-2027 Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	1 564,82
51	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Пыть-Ях - ЮБГПЗ на ПС 220 кВ в районе ПС 110 кВ Лосинка ориентировочной протяженностью 16 км (2х8 км)		2х8	-	-	2023	-	ПАО "Россети"	Оценка капитальных затрат		261,66
Итого											1826,48
ПАО "НК "Роснефть"
52	Строительство ПС 110/35/6 кВ Пойковская-2		-	2х40	-	2023	-	ПАО "НК "Роснефть"	Оценка капитальных затрат	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	504,67
53	Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ Правдинская - Пойковская-2 I, II цепь		2х19	-	-	2023	-	ПАО "НК "Роснефть"	Оценка капитальных затрат		321,19
54	Строительство ПС 110/35/6 кВ Водозабор-2 с питающей двухцепной ВЛ 110 кВ (отпайка от ВЛ 110 кВ Правдинская - Пойковская-2 I, II цепь)		2х45	2х40	-	2023	-	ПАО "НК "Роснефть"	Оценка капитальных затрат	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	1 387,23
55	Строительство ПС 110/35/6 кВ Восточно-Сургутская-2		-	2х40	-	2021	-	ПАО "НК "Роснефть"	Оценка капитальных затрат	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	504,67
56	Строительство ВЛ 110 кВ Вектор - Восточно-Сургутская-2 I, II цепь		2х30	-	-	2021	-	ПАО "НК "Роснефть"	Оценка капитальных затрат	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	571,99
Итого											3289,75
ООО "Газпромэнерго"
57	Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Родник с заменой трансформаторов 2х40 на 2х63 МВА		-	2х63	-	2021	-	ООО "Газпромэнерго"	Оценка капитальных затрат	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"	231,77
Итого											231,77
ООО "Лукойл - Западная Сибирь"
58	Сооружение ПС 110/35/6 кВ Полюс		-	2х40	-	2021	-	ООО "Лукойл-ЗС	Оценка капитальных затрат	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"	504,67
59	Сооружение питающей двухцепной ВЛ 110 кВ до ПС 110 кВ Полюс от ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Когалым		2х47,9	-	-	2021	-	ООО "Лукойл-ЗС	Оценка капитальных затрат		975,33
Итого											1480
В рамках расширения и реконструкции ПС 110 кВ и выше
60	Реконструкция ПС 110/35/6 кВ КНС-21 (замена существующих трансформаторов 2х25 МВА на 2х40 МВА с ПС 110 кВ Вах с увеличением трансформаторной мощности на 30 МВА до 80 МВА	Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Вах (замена существующих трансформаторов 2х40 МВА на 2х25 МВА с ПС 110 кВ КНС-21 с уменьшением трансформаторной мощности на 30 МВА до 50 МВА; замена свайного основания силовых трансформаторов 110 кВ; маслосборной системы и маслоприёмных чаш - 2 шт.; перенос заземлителей ЗОН-110 - 2 шт.)	-	2х25	-	2021	2021	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень"	Ликвидация перегруза в существующей схеме электрической сети Технологическое присоединение энергопринимающих устройств АО "Самотлорнефтегаз"	36,93
60		Реконструкция ПС 110/35/6 кВ КНС-21 (замена существующих трансформаторов 2х25 МВА на 2х40 МВА с ПС 110 кВ Вах с увеличением трансформаторной мощности на 30 МВА до 80 МВА; замена свайного основания силовых трансформаторов 110 кВ; маслосборной системы и маслоприёмных чаш - 2 шт.; перенос заземлителей ЗОН-110 - 2 шт.)	-	2х40	-	2021	2021	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень"		36,93
61	Реконструкция ПС 110 кВ Быстринская	Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Быстринская (реконструкция ОРУ-110 кВ, ОРУ-35 кВ, КРУН-6 кВ, ОПУ, кабельного хозяйства, замена оборудования АСУ ТП, СДТУ, РЗА, выполнение охранных мероприятий видеонаблюдения и периметральной сигнализации)	-	-	-	2021	2024	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень"	Замена физически и морально устаревшего оборудования	245,14
62	Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Тагринская с заменой трансформаторов Т1 и Т2 с увеличением трансформаторной мощности с 2х16 до 2х25 МВА (путем перекатки с ПС 110 кВ КНС-1 Варьеганского м/р трансформаторов 2х25 МВА)	-	-	2х25	-	2021	-	АО "Россети Тюмень"	Оценка капитальных затрат	Ликвидация перегруза в существующей схеме электрической сети Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "Варьеганнефть"	173,93
62		-	-	2х16	-	2021	-	АО "Россети Тюмень"	Оценка капитальных затрат		173,93
63	Реконструкция ВЛ 110 кВ Западно-Камынская - Пимская-2	Реконструкция ВЛ 110 кВ на ПС Сытомино с отпайкой на ПС Песчаная	46,83	-	-	2024	-	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень"	Устранение дефектов ВЛ в соответствии с Актом технического состояния от 22.09.2017 N 43	-
Итого											492,93

* Год ввода объекта, рекомендованный в соответствии с выводами, сделанными в предыдущих разделах.

**Для объектов, стоимость которых принята на основании СиПР ЕЭС России на 2021-2027 годы, ИПР ПАО "ФСК ЕЭС" (изм. утв. приказом Минэнерго России от 30.12.2020 N 34@), ИПР АО "Тюменьэнерго" (утв. приказом Минэнерго России от 28.12.2020 N 29@), указана оценка полной стоимости инвестиционного проекта в прогнозных ценах соответствующих лет (млн руб. с НДС).

*** Мероприятия по расширению РУ 220 кВ на 2 линейные ячейки 220 кВ ПС 500 кВ Демьянская для подключения ВЛ 220 кВ Демьянская - Батово - на территории Тюменской области.

Особая экономическая зона промышленного - производственного типа в городском округе Нягань

В соответствии с данными Фонда развития автономного округа (письмо от 16 ноября 2020 года N 38/01-Исх-1307) в городском округе Нягань планируется создание особой экономической зоны промышленного - производственного типа (далее - ОЭЗ).

В настоящее время ведутся переговоры с потенциальным резидентом, планирующим размещение на территории ОЭЗ завода по производству гаприна на 100 тысяч тонн в год в границах участка с кадастровым номером 86:13:0601001:652. Планируемая максимальная мощность 100 МВт.

Одним из возможных вариантов может быть присоединение по сети 110 кВ (к ПС 110 кВ Заречная (2х40 МВА) и к вновь сооружаемой ПС 110 кВ (2х40 МВА) с присоединением ответвлениями от ВЛ 110 кВ Красноленинская - Вандмтор 1, 2 с отпайками).

Возможность технологического присоединения энергопринимающих устройств, итоговые технические решения и сроки их реализации подлежат определению при осуществлении процедуры технологического присоединения в соответствии с Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям (утверждены постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 года N 861), с учетом выполнения внестадийных работ, схем развития систем электроснабжения для последующей координации развития распределительных и основных электрических сетей.

Рисунок 18. Границы территории планируемого размещения особой экономической зоны в городском округе Нягань

Рисунок 19. География расположения ОЭЗ с указанием существующих объектов электроэнергетики 110 кВ и выше

Перспективные направления развития цифрового электроэнергетического комплекса Ханты-Мансийского автономного округа - Югры

На сегодняшний день стратегическое управление отраслью осуществляется на основе Энергетической стратегии Российской Федерации на период до 2035 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 9 июня 2020 года N 1523-р, которая направлена на максимально эффективное использование природных энергетических ресурсов и потенциала энергетического сектора для устойчивого роста экономики, повышения качества жизни населения страны и содействия укреплению ее внешнеэкономических позиций.

Целевые ориентиры в электроэнергетике заданы Стратегией развития электросетевого комплекса Российской Федерации, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 3 апреля 2013 года N 511-р (далее - Стратегия).

В условиях Стратегии особое внимание уделяется деятельности ПАО "Россети" и входящих в него организаций, для которых заданы основные цели ("миссии") российского электросетевого комплекса - долгосрочное обеспечение надежного, качественного и доступного энергоснабжения потребителей Российской Федерации за счет организации максимально эффективной и соответствующей мировым стандартам сетевой инфраструктуры по тарифам на передачу, обеспечивающим приемлемый уровень затрат на электроэнергию для российской экономики и инвестиционную привлекательность отрасли через адекватный возврат на капитал.

Одновременно Стратегией определена цель функционирования распределительного комплекса - долгосрочное обеспечение надёжного, качественного и доступного энергоснабжения потребителей на всей территории соответствующего региона на этапе распределения электрической энергии за счет организации максимально эффективной инфраструктуры.

Для достижения стратегических целей и заданных Правительством Российской Федерации целевых ориентиров, а также учитывая сформировавшиеся тенденции и вызовы, ПАО "Россети" сформировало и приняло к реализации Концепцию цифровизации сетей, выполнение которой к 2030 году приведет к цифровой электроэнергетической инфраструктуре с качественно новыми характеристиками надежности, эффективности, доступности и управляемости.

Цель и задачи цифровой трансформации

Цель цифровой трансформации - изменение логики процессов и переход компаний на риск-ориентированное управление на основе внедрения цифровых технологий и анализа больших данных.

Задачи цифровой трансформации:

1. Адаптивность компаний к новым задачам и вызовам.

2. Улучшение характеристик надежности электроснабжения потребителей.

3. Повышение эффективности компании.

4. Повышение доступности электросетевой инфраструктуры.

5. Развитие кадрового потенциала и новых компетенций.

6. Диверсификация бизнеса компании за счет дополнительных сервисов.

Этапы цифровой трансформации

Нулевой этап - это доцифровое состояние процесса: поиск решения и его исполнение реализует человек. Этот этап уже пройден.

Первый этап цифровой трансформации, являющийся фундаментом всех последующих, заключается во внедрении действующих, уже опробованных, технологий, формирующих аппаратную и информационную основу для дальнейшего развития. Начало работы с массивами данных. Частичная цифровизация производственных процессов. Пилотирование перспективных технологий. Срок реализации 2020 - 2025 годы.

Второй этап цифровой трансформации заключается в формировании массива данных как единого источника больших данных путем интеграции существующих систем с применением корпоративной интеграционной шины. Внедрение технологий, показавших эффективность в условиях пилотирования, а также завершение внедрения технологий первого уровня. Срок реализации 2023 - 2026 годы.

Третий этап цифровой трансформации будет состоять из внедрения технологий работы с большими данными и машинного обучения, реализации алгоритмизируемых действий сотрудников с информацией посредством программного обеспечения. Завершение внедрения технологий, показавших эффективность в условиях пилотирования, и продолжение внедрения технологий второго уровня. Срок реализации 2026 - 2030 годы.

Технологии программы цифровой трансформации

При реализации проекта "Цифровая подстанция" планируется пилотирование следующих перспективных технологий, входящих в технологический реестр по основным направлениям инновационного развития ПАО "Россети":

интеллектуальные коммутационные аппараты (реклоузеры) (далее - ИКА(Р)) с интегрированными контроллерами присоединений и возможностью интеграции в единую информационную систему управления, максимально в идеологии Plug-n-Play, поддерживающие цифровой обмен данными;

интеллектуальные приборы учёта с возможностью интеграции в единую систему управления, обеспечивающие функции дистанционного управления, выдачи информации о параметрах работы сети;

цифровые устройства релейной защиты и автоматики, поддерживающие цифровой обмен данными;

системы мониторинга и диагностирования технического состояния электрооборудования;

технологическое телевидение (с возможностью тепловизионного наблюдения) для осуществления контроля дежурными операторами ОДС (ОДГ) за технологическими процессами и персоналом;

цифровые (электронные) измерители тока и напряжения (включая трансформаторы, а также различные виды датчиков, включая волоконно-оптические), поддерживающие цифровой обмен данными.

Прогнозирование изменения надежности электроснабжения потребителей в зависимости от располагаемых финансовых ресурсов на проведение технического обслуживания и ремонта (далее - ТОиР) и технического перевооружения и реконструкции (далее - ТПиР), в том числе алгоритма оценки рисков, обусловленных отказами производственных активов, является частью единой методологии, реализуемой в системе управления производственными активами.

Одним из факторов, влияющих на принятие решений о технических воздействиях, является риск отказа производственного актива, рассчитываемый на основе данных о потенциальном ущербе и вероятности возникновения данного ущерба, выражаемый в денежной форме.

Оценка и прогнозирование показателей надежности сводится к решению оптимизационной задачи и реализуется через построение математической модели, учитывающей совокупность технических, технологических и экономических факторов.

Для построения качественной математической модели, учитывающей всевозможные факторы и повышение точности прогнозирования, необходимо использовать огромный набор как структурированных, так и неструктурированных данных (Big Data) из различных источников:

телеметрические данные с объектов электросетевого хозяйства;

информация от систем диагностики оборудования;

статистика отказов оборудования;

исторические сведения о результатах измерений и испытаний электротехнических активов;

статистика по экономическому, экологическому и репутационному ущербу Общества.

Применение методов машинного обучения вкупе с большими данными позволит более качественно в динамике выполнять предиктивный анализ и проводить оценку состояния оборудования, что, в свою очередь, позволит реализовать риск-ориентированный подход - выявлять, анализировать и прогнозировать аварии, оценивать риски и возможные последствия аварий в целях оптимизации необходимых организационно-технических мер их предупреждения, недопущения возникновения угроз аварий и повышения эффективности обеспечения промышленной безопасности в целом.

Использование современных технологий и методов по анализу данных позволяет формировать сбалансированную программу технических воздействий ТОиР и ТПиР, отвечающую заданным требованиям надежности и экономической целесообразности.

Сводные данные о перспективах развития электроэнергетики населенных пунктов, работающих изолированно от ЕЭС России

Перечень населенных пунктов автономного округа, работающих изолированно от ЕЭС России:

д. Анеева,

п. Сосьва,

с. Ломбовож,

д. Кимкьясуй,

с. Саранпауль,

д. Сартынья,

д. Хурумпауль,

д. Щекурья,

д. Ясунт,

д. Верхненильдина,

п. Приполярный,

д. Хулимсунт,

с. Няксимволь,

д. Нерохи,

д. Усть-Манья,

д. Шугур,

с. Карым,

д. Никулкино,

д. Верхние Нарыкары,

с. Ванзеват,

с. Тугияны,

д. Пашторы,

д. Нумто,

п. Урманный,

п. Красноленинский,

с. Елизарово,

п. Кедровый,

п. Кирпичный,

д. Согом,

с. Корлики,

д. Сосновый Бор,

д. Таурова.

Общая характеристика населенных пунктов автономного округа, работающих изолированно от ЕЭС России

Все рассматриваемые населенные пункты входят в перечень труднодоступных и отдаленных местностей в автономном округе (Закон автономного округа от 31 декабря 2004 года N 101-оз "О перечнях труднодоступных и отдаленных местностей и территорий компактного проживания коренных малочисленных народов Севера в Ханты-Мансийском автономном округе - Югре, применяемых при проведении выборов").

Информация о численности жителей в населенных пунктах автономного округа, работающих изолированно от ЕЭС России, по итогам Всероссийской переписи населения-2010 приведена в таблице 35.

Таблица 35.

Муниципальные районы	Сельское поселение	Населенный пункт	Численность населения, чел
1	2	3	4
Белоярский	Казым	д. Нумто	199
Белоярский	Полноват	п. Ванзеват	310
Белоярский	Полноват	д. Пашторы	71
Белоярский	Полноват	с. Тугияны	65
Березовский	Игрим	д. Анеева	127
Березовский	Саранпауль	д. Кимкьясуй	83
Березовский	Саранпауль	с. Ломбовож	198
Березовский	Саранпауль	с. Саранпауль	2575
Березовский	Саранпауль	д. Сартынья	38
Березовский	Саранпауль	п. Сосьва	824
Березовский	Хулимсунт	с. Няксимволь	506
Кондинский	Кондинское	д. Никулкина	22
Кондинский	Шугур	с. Карым	10
Кондинский	Шугур	д. Шугур	637
Нижневартовский	Ларьяк	с. Корлики	654
Нижневартовский	Ларьяк	д. Сосновый бор	72
Сургутский	Угут	д. Таурова	43
Ханты-Мансийский	Кедровый	с. Елизарово	427
Ханты-Мансийский	Кедровый	п. Кедровый	986
Ханты-Мансийский	Красноленинский	п. Урманный	227
Ханты-Мансийский	Луговской	п. Кирпичный	669
Ханты-Мансийский	Согом	д. Согом	282

Белоярский муниципальный район

Карта района с указанием городских и сельских поселений ¹

Населенные пункты Белоярского муниципального района, работающие изолированно от ЕЭС России: с. Ванзеват, д. Нумто, д. Пашторы, с. Тугияны.

Березовский муниципальный район