Приложение. Схема и программа развития электроэнергетики Ханты-Мансийского автономного округа - Югры до 2027 года

Приложение
к распоряжению Правительства
Ханты-Мансийского
автономного округа - Югры
от 29 апреля 2022 года N 203-рп

Схема и программа
развития электроэнергетики Ханты-Мансийского автономного округа - Югры
до 2027 года

Схема и программа развития электроэнергетики Ханты-Мансийского автономного округа - Югры до 2027 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 2022 - 2028 годов (далее - СиПР ЕЭС России 2022-2028);

прогноза потребления электроэнергии и мощности на пятилетний период по территории автономного округа, разрабатываемого АО "Системный оператор Единой энергетической системы" и соответствующего СиПР ЕЭС России 2022-2028;

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 2021 и 2019 годов соответственно.

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

АИС УТМБ - автоматизированная система управления транспортом и мобильными бригадами;

АО - акционерное общество;

АОПО - автоматика ограничения перегрузки оборудования;

АТ - автотрансформатор;

АТГ - автотрансформаторная группа;

АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическими процессами;

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 группа;

ОДС - оперативно дежурная служба;

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 атвоматика;

РП - распределительный пункт;

РУ - распределительное устройство;

РЭК - Региональная энергетическая комиссия;

с. - село;

с.п. - сельское поселение;

СДТУ - система диспетчерского и технологического управления;

СиПР ЕЭС России 2022-2028 - Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2022 - 2028 годы;

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;

I _ном - номинальный ток;

U _ном - номинальное напряжение;

S _ном - 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), имеется связь с энергосистемами Свердловской и Томской областей. На территории автономного округа есть 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. 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" (далее - АО "ЮТЭК-РС"), 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 "ННК-Варьеганнефтегаз", АО "Черногорэнерго", АО "Самотлорнефтегаз", АО "ННК-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 городских округов, перечень которых приведен в таблице Таблица 1.

Таблица 1.

N п/п	Муниципальные районы и городские округа Ханты-Мансийского автономного округа - Югры
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 2021 году составило 8481 МВт. Потребление электроэнергии ЭЭС автономного округа в 2021 году составило 63608,4 млн кВт·ч.

Энергорайоны автономного округа, работающие изолированно от ЕЭС России

К таковым энергорайонам относятся:

отдельные населенные пункты Березовского, Кондинского, Октябрьского, Белоярского, Нижневартовского, Сургутского, Ханты-Мансийского муниципальных районов. Максимум нагрузки в них в среднем составляет около 0,4 МВт;

поселки Хулимсунт, Приполярный при компрессорных станциях (далее - КС) магистральных газопроводов в Березовском муниципальном районе. Среднегодовая нагрузка с учетом потребителей компрессорных станций составляет 6,6 МВт.

Таблица 2.

Муниципальные образования автономного округа, электроснабжение которых осуществляется от источников электроэнергии, работающих изолировано от ЕЭС России

N	Муниципальные образования автономного округа
	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

Таблица 3.

Динамика электропотребления ЭЭС автономного округа в период с 2017 по 2021 год

Наименование показателя	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.
1	2	3	4	5	6
Электропотребление, млн кВт-ч	70472,0	69182,6	69158,1	61818,7	63608,4
Среднегодовые темпы прироста электропотребления, %	-1,3	-1,8	-0,04	-10,6	2,9

Рисунок 1

Структура электропотребления автономного округа

Перечень основных крупных потребителей электрической энергии с указанием потребления электрической энергии и мощности за 2017-2021 годы

Таблица 4.

Максимальное потребление электрической энергии крупными потребителями, находящимися на территории ЭЭС автономного округа

                                               млн кВт·ч

N	Наименование потребителя	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.
1	2	3	4	5	6	7
1	ООО "РН-Юганскнефтегаз"	12430,3	12284	11924,3	11140,9	10936,2
2	АО "РН-Няганьнефтегаз" (с учетом собственной генерации)	1302,7	1161,2	1580,2	1228,0	952,7
3	ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" (с учетом собственной генерации)	10385,7	9911	9767,9	7857,9	8340,6
4	ПАО "Сургутнефтегаз" (с учетом собственной генерации)	11366	11153	11253	10414	10470
5	ООО "ЮрскНефть"	213,3	212,7	181,7	171,3	222,5
6	"Белозерный ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	1466,1	1489,8	1481,3	1463,5	1410,8
7	"Нижневартовский ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	1567,0	1507,6	1396,3	1428,5	1379,6
8	"Южно-Балыкский газоперерабатывающий завод" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	521,4	521,9	545,9	526,7	526,1
9	"Няганьгазпереработка" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	569,1	599,5	686,2	587,3	552,0
10	Сургутский ЗСК филиал ООО "Газпром переработка"	276,01	275,7	272,8	273,5	266,3
11	ООО "Газпром трансгаз Сургут"	932,7	1050,5	746,6	707,7	847,4
12	ООО "Газпромнефть-Хантос" (с учетом собственной генерации)	1174,7	1137,9	1129,8	953,5	880,5
13	ООО "Газпром трансгаз Югорск" (с учетом собственной генерации)	303,5	346,7	334,1	294,9	375,8
14	АО "Самотлорнефтегаз"	7820,9	7701,2	7597,5	7460,4	7363,6
15	АО "Корпорация "Югранефть"	68,9	67,1	63,9	62,7	52,7
16	ООО "ЛУКОЙЛ-АИК" (с учетом собственной генерации)	254,2	242,9	248,2	237,2	248,0
17	ПАО "Славнефть - Мегионнефтегаз" (с учетом собственной генерации)	3493,4	3232,3	3356,6	3232,3	3232,3
18	ПАО "ННК-Варьеганнефтегаз"	417,1	384,7	425,9	409,3	398,5
19	АО "ННК-Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие"	765,8	713,7	753,4	757,2	774,8
20	АО "Транснефть-Сибирь"	1267	1156	1117	998,6	971,4
21	ОАО МПК "Аганнефтегазгеология"	296,9	245,7	230,9	97,6	-
22	ПАО "Варьеганнефть"	500	476	454,7	409,7	-
23	Нижневартовский филиал ПАО НК "РуссНефть"	-	-	-	-	320,8
24	Ханты-Мансийский филиал ПАО НК "РуссНефть"	208,9	223,2	258,9	245,4	274,8
25	ООО "Башнефть-Добыча"	76,74	65,73	63,97	47,9	41,06
26	ООО "Соровскнефть"	135,55	149,64	165,55	120,55	86,86

Таблица 5.

Максимальное потребление электрической мощности крупными потребителями, находящимися на территории ЭЭС автономного округа

                                                   МВт

N	Наименование потребителя	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.
1	2	3	4	5	6	7
1	ООО "РН-Юганскнефтегаз"	1509	1491	1606	1214,8	1362
2	АО "РН-Няганьнефтегаз" (с учетом собственной генерации)	197,3	165,5	223,2	236,7	111,0
3	ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" (с учетом собственной генерации)	1290	1211,2	1219,2	966,5	1121
4	ПАО "Сургутнефтегаз" (с учетом собственной генерации)	1314	1311	1320	1220	1312
5	ООО "ЮрскНефть"	28,5	24,3	22,9	22,8	25,95
6	"Белозерный ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	173,3	178,6	188	130,5	132,2
7	"Нижневартовский ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	186	203	200	200,3	184,2
8	Южно-Балыкский ГПЗ - филиал АО "СибурТюменьГаз"	61,3	69,0	72	73,4	68,3
9	"Няганьгазпереработка" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	74	81	98	100,5	79,0
10	"Сургутский ЗСК" филиал ООО "Газпром переработка" ПАО "Газпром"	31,5	31,5	31,1	33,2	34,4
11	ООО "Газпром трансгаз Сургут"	108,1	207	85,3	80,8	98,1
12	ООО "Газпром трансгаз Югорск" (с учетом собственной генерации)	40,6	46,43	44,7	39,4	50,3
13	ООО "Газпромнефть-Хантос"	133	142,2	140,4	98,3	108,5
14	АО "Самотлорнефтегаз"	937,1	925,7	920	903,4	842,6
15	АО "Корпорация "Югранефть"	8,6	8,2	7,6	7,5	6,1
16	ООО "ЛУКОЙЛ-АИК" (с учетом собственной генерации)	32,7	32,7	30	27,7	22,8
17	ПАО "Славнефть - Мегионнефтегаз" (с учетом собственной генерации)	452,5	423,5	420,5	385,1	367,7*
18	ПАО "ННК-Варьеганнефтегаз"	48,7	49,5	49,3	47,8	50,7
19	АО "ННК-Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие"	92,3	96,1	99,8	93,8	98,7
20	ОАО МПК "Аганнефтегазгеология"	33,9	28,01	26,4	11,11	-
21	ПАО "Варьеганнефть"	63,3	60,3	61	55,2	-
22	Нижневартовский филиал ПАО НК "РуссНефть"	-	-	-	-	43,7
23	Ханты-Мансийский филиал ПАО НК "РуссНефть"	21,4	20,7	19,1	17,5	19,65
24	АО "Транснефть-Сибирь"	148	155	155	164	149
25	ООО "Башнефть-Добыча"	10,36	9,2	8,0	6,17	6,48
26	ООО "Соровскнефть"	14,24	21,72	20,93	12,09	11,21
* В связи с отсутствием информации фактическая максимальная нагрузка за 2021 год определена пропорционально изменению в 2021 году максимальной нагрузки в автономном округе относительно 2020 года.

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

Нижневартовский энергорайон:

АО "Самотлорнефтегаз";

ПАО "Славнефть - Мегионнефтегаз";

АО "ННК-Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие";

"Белозерный ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз";

"Нижневартовский ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз";

ПАО "ННК-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 2017-2021 годы

Таблица 6.

Потребление электрической мощности ЭЭС автономного округа в час максимума энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов за период 2017-2021 годов

                                                  МВт

Наименование энергорайона	2017 г	2018 г	2019 г	2020 г	2021 г
1	2	3	4	5	6
Максимум потребления, в т.ч.:	9101	8900	8927	8884	8481
Нижневартовский	2331	2343	2337	2341	2147
Сургутский	1949	1937	1981	1995	1928
Нефтеюганский	2441	2505	2406	2452	2336
Когалымский	1425	1214	1239	1191	1163
Урайский	442	359	415	342	351
Няганский	513	542	549	563	556

Рисунок 2

Динамика изменения потребления мощности ЭЭС автономного округа за период 2017-2021 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 марта 2022 года составляет 14212,171 МВт. Кроме того, на территории автономного округа размещено большое количество автономных источников электроснабжения, обеспечивающих электроэнергией промышленные предприятия и территориально-изолированные энергосистемы муниципальных образований.

Таблица 7.

Установленная мощность объектов генерации ЭЭС автономного округа по состоянию на 1 марта 2022 года

                                                  МВт

Наименование электростанции (Наименование собственника)	Установленная мощность
1	2
Сургутская ГРЭС-1 (ПАО "ОГК-2")	3333
Сургутская ГРЭС-2 (ПАО "Юнипро")	5687,143
Нижневартовская ГРЭС (АО "Нижневартовская ГРЭС")	2031
Няганская ГРЭС (ПАО "Фортум" филиал Энергосистема "Западная Сибирь")	1361
Электростанции ПАО "Сургутнефтегаз"	611,942
Южно-Приобская ГТЭС, ГПЭС КНС-2 (ООО "Газпромнефть - Хантос")	106,5
ГТЭС Приобская, Приразломная ГТЭС (ООО "РН-Юганскнефтегаз")	339
ГТЭС Покамасовская, ГТЭС Ново-Покурская, ГПЭС ДНС-2 Западно-Асомкинского м.р. (ПАО "Славнефть - Мегионнефтегаз")	34,53
Электростанции ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"	306,582
ГТЭС ДНС-3, ГТЭС ДНС-2 (ООО "ЛУКОЙЛ - АИК")	21,2
Западно-Салымская ГТЭС ("Салым Петролеум Девелопмент Н.В.")	60,0
ГТЭС Западно-Малобалыкского м.р. (ООО "ЮрскНефть")	14,4
Казымская ГТЭС (ПАО "Передвижная энергетика")	72,0
ГТЭС Каменная (АО "РН-Няганьнефтегаз")	72,0
ГПЭС Кирско-Коттынского м.р. (ООО "Башнефть Добыча")	12
ГПЭС Соровского м.р. (ООО "Соровскнефть")	15,4
ГПЭС Нижне-Шапшинского м.р, ГПЭС Верхне-Шапшинского м.р., ГПЭС Хантэк Южная (ООО "РусГазСервис")	54,672
ГПЭС Омбинского м.р. (ООО "Альянс-Энерджи")	12,36
ГПЭС Энергокомплекса Аггреко Евразия (ООО "Аггреко Евразия")	7,7
ГПЭС Аггреко-1 (ООО "Аггреко Евразия")	17,92
ГПЭС Аггреко-2 (ООО "Аггреко Евразия")	17,92
ГПЭС на Приразломном м.р. (АО "БерёзкаГаз Обь")	23,902
Всего	14212,171

Рисунок 3

Структура установленной мощности электростанций ЭЭС автономного округа по собственникам, МВт

Состав существующих электростанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт

Таблица 8.

Перечень существующих электростанций, расположенных в ЭЭС автономного округа, по состоянию на 1 марта 2022 года

N	Станционный номер энергоблока	Установленная электрическая мощность, МВт	Состав оборудования		Год ввода в эксплуатацию
N	Станционный номер энергоблока	Установленная электрическая мощность, МВт	Тип генератора	Тип турбины (электродвигателя)	Год ввода в эксплуатацию
1	2	3	4	5	6
Сургутская ГРЭС-2 (Филиал "Сургутская ГРЭС-2" ПАО "Юнипро")
1	N 1	830	ТВВ-800-2ЕУ3	К-830-240-5М	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 PG935FA, 109D-10)	2011
8	N 8	410,243	290 Т784,390Н	ПГУ-400 (MS 9001FA PG935FA, 109D-10)	2011
Всего		5687,143
Сургутская ГРЭС-1 (ПАО "ОГК-2")
1	N 1	215	ТВВ-220-2ЕУ3	К-200-130-3	1972
2	N 2	215	ТВВ-200-2АУЗ	К-200-130-3	1973
3	N 3	215	ТВВ-200-2А	К-200-130-3	1973
4	N 4	215	ТВВ-200-2А	К-200-130-3	1974
5	N 5	215	ТВВ-200-2А	К-200-130-3	1975
6	N 6	215	ТВВ-200-2А	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-200-2А	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	MS-9001 FA PG9351FA (ГТ) D12-50-165 (К-143,382-10,7) (ПТ)	2014
Всего		2031
Няганская ГРЭС (ПАО "Фортум" филиал Энергосистема "Западная Сибирь")
1	N 1	453,2	SGen5-2000H	ПГУ-418: SGT5-4000F (ГТ); SST5-3000 (ПТ)	2013
2	N 2	453,1	SGen5-2000H	ПГУ-418: SGT5-4000F (ГТ); SST5-3000 (ПТ)	2013
3	N 3	454,7	SGen5-2000H	ПГУ-418: SGT5-4000F (ГТ); SST5-3000 (ПТ)	2014
Всего		1361
Электростанции ПАО "Сургутнефтегаз"
ГТЭС "Конитлорская-1"
1	N 1	4	ГТГ-4-2Р УХЛЗ	Д-30ЭУ-2	2002
2	N 2	4	ГТГ-4-2Р УЗЛ3	Д-30ЭУ-2	2002
3	N 3	4	ГТГ-4-2Р УЗЛ3	Д-30ЭУ-2	2002
4	N 4	4	ГТГ-4-2Р УЗЛ3	Д-30ЭУ-2	2002
5	N 5	4	ГТГ-4-2Р УЗЛ3	Д-30ЭУ-2	2002
6	N 6	4	ГТГ-4-2Р УЗЛ3	Д-30ЭУ-2	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-90ГП-1	2004
2	N 2	12	ТС-12-2Р УХЛ3	ПС-90ГП-1	2004
Всего		24
ГТЭС "Лукъявинская"
1	N 1	12	ТС-12-2Р УХЛ3	ПС-90ГП-1	2004
2	N 2	12	ТС-12-2Р УХЛ3	ПС-90ГП-1	2004
3	N 3	12	ТС-12-2Р УХЛ3	ПС-90ГП-1	2004
Всего		36
ГТЭС "Биттемская"
1	N 1	12	ТС-12-2Р УХЛ3	ПС-90ГП-1	2004
2	N 2	12	ТС-12-2Р УХЛ3	ПС-90ГП-1	2004
3	N 3	12	ТС-12-2Р УХЛ3	ПС-90ГП-1	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-90ГП-1	2004
2	N 2	12	ТС-12-2Р УХЛ3	ПС-90ГП-1	2004
Всего		24
ГТЭС "Лянторская-2"
1	N 1	12	ТС-12-2Р УХЛ3	ПС-90ГП-1	2004
2	N 2	12	ТС-12-2Р УХЛ3	ПС-90ГП-1	2004
3	N 3	12	ТС-12-2Р УХЛ3	ПС-90ГП-1	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	2012
2	N 2	12	ТС-12-2Р УХЛ3	НК-16СТ	2012
3	N 3	12	ТС-12-2Р УХЛ3	НК-16СТ	2012
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-2	2010
2	N 2	12	ТС-12-2РУХЛЗ	ГТУ-12-ПГ-2	2010
3	N 3	12	ТС-12-2РУХЛЗ	ГТУ-12-ПГ-2	2010
4	N 4	12	ТС-12-2РУХЛЗ	ГТУ-12-ПГ-2	2010
5	N 5	12	ТС-12-2РУХЛЗ	ГТУ-12-ПГ-2	2010
6	N 6	12	ТС-12-2РУХЛЗ	ГТУ-12-ПГ-2	2010
7	N 7	12	ТС-12-2РУХЛЗ	ГТУ-12-ПГ-2	2010
8	N 8	12	ТС-12-2РУХЛЗ	ГТУ-12-ПГ-2	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	Stamford HVSI804R2	QSV91G	2016
2	N 3	1,54	Stamford HVSI804R2	QSV91G	2016
3	N 4	1,54	Stamford HVSI804R2	QSV91G	2016
4	N 5	1,54	Stamford HVSI804R2	QSV91G	2016
5	N 6	1,54	Stamford HVSI804R2	QSV91G	2016
6	N 7	1,54	Stamford HVSI804R2	QSV91G	2016
7	N 8	1,54	Stamford HVSI804R2	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	2008
3	N 3	12	ТС-12-2РУХЛ3	ГТУ-12ПГ-2	2012
4	N 4	12	ТС-12-2РУХЛ3	ГТУ-12ПГ-2	2008
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	2012
Всего		15,9
ГТЭС "ДНС-2"
1	N 1	5,3	Brushless AC Generetor (SAB), Ideal Electric	Taurus 60	2009
Всего		5,3
ГТЭС "Каменная" (АО "РН-Няганьнефтегаз")
1	N 1	8	ГТГ-8-2РУХЛ3	ГТД-8РМ	2012
2	N 2	8	ГТГ-8-2РУХЛ3	ГТД-8РМ	2012
3	N 3	8	ГТГ-8-2РУХЛ3	ГТД-8РМ	2012
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	2008
2	N 2	15	AMS 900LH	Т 130S GS Titan 130	2008
3	N 3	15	AMS 900LH	Т 130S GS Titan 130	2008
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 3	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	1,5	HV 804 R	QSV91G	2007
2	N 2	1,5	HV 804 R	QSV91G	2007
3	N 3	1,5	HV 804 R	QSV91G	2007
4	N 4	1,5	HV 804 R	QSV91G	2007
5	N 5	1,5	HV 804 R	QSV91G	2007
6	N 6	1,5	HV 804 R	QSV91G	2007
7	N 7	1,5	HV 804 R	QSV91G	2007
8	N 8	1,5	HV 804 R	QSV91G	2007
Всего		12
ГПЭС Верхне-Шапшинского месторождения (ООО "РусГазСервис")
1	N 1	1,4	DIG 120 i/4	JGC 420 GS	2012
2	N 2	1,4	DIG 120 i/4	JGC 420 GS	2012
3	N 3	1,4	DIG 120 i/4	JGC 420 GS	2012
4	N 4	1,4	DIG 120 i/4	JGC 420 GS	2012
5	N 5	1,4	DIG 120 i/4	JGC 420 GS	2012
6	N 6	1,4	DIG 120 i/4	JGC 420 GS	2012
7	N 7	1,4	DIG 120 i/4	JGC 420 GS	2012
8	N 8	1,4	DIG 120 i/4	JGC 420 GS	2017
9	N 9	1,4	DIG 120 i/4	JGC 420 GS	2018
10	N 10	1,4	DIG 120 i/4	JGC 420 GS	2018
Всего		14
ГПЭС Нижне-Шапшинского месторождения (ООО "РусГазСервис")
1	N 1	1,4	DIG 120 i/4	J 420 GS-B01	2010
2	N 2	1,4	DIG 120 i/4	J 420 GS-B01	2010
3	N 3	1,4	DIG 120 i/4	J 420 GS-B01	2010
4	N 4	1,4	DIG 120 i/4	J 420 GS-B01	2010
5	N 5	1,4	DIG 120 i/4	J 420 GS-B01	2010
6	N 6	1,4	DIG 120 i/4	J 420 GS-B01	2010
7	N 7	1,4	DIG 120 i/4	J 420 GS-B01	2010
8	N 8	1,4	DIG 120 i/4	J 420 GS-B01	2010
9	N 9	1,4	DIG 120 i/4	J 420 GS-B01	2010
10	N 10	1,4	DIG 120 i/4	J 420 GS-B01	2010
11	N 11	1,4	DIG 120 i/4	J 420 GS-B01	2010
12	N 12	1,4	DIG 120 i/4	J 420 GS-B01	2010
13	N 13	1,4	DIG 120 i/4	J 420 GS-B01	2011
14	N 14	1,4	DIG 120 i/4	J 420 GS-B01	2011
15	N 15	1,4	DIG 120 i/4	J 420 GS-B01	2013
16	N 16	1,4	DIG 120 i/4	J 420 GS-B01	2014
17	N 17	1,4	DIG 120 i/4	J 420 GS-B01	2014
Всего		23,8
ГПЭС Энергокомплекса Аггреко Евразия (ООО "Аггреко Евразия")
1	N 1	1,1	LSA 50.2VL10 J 6S/4	QSK60 GAS	2015
2	N 2	1,1	LSA 50.2VL10 J 6S/4	QSK60 GAS	2015
3	N 3	1,1	LSA 50.2VL10 J 6S/4	QSK60 GAS	2015
4	N 4	1,1	LSA 50.2VL10 J 6S/4	QSK60 GAS	2015
5	N 5	1,1	LSA 50.2VL10 J 6S/4	QSK60 GAS	2015
6	N 7	1,1	LSA 50.2VL10 J 6S/4	QSK60 GAS	2016
7	N 8	1,1	LSA 50.2VL10 J 6S/4	QSK60 GAS	2016
Всего		7,7
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	DIG 130 g/4	JGC 420 GS-S.L	2019
2	N 2	1,406	DIG 130 g/4	JGC 420 GS-S.L	2019
3	N 3	1,406	DIG 130 g/4	JGC 420 GS-S.L	2019
4	N 4	1,406	DIG 130 g/4	JGC 420 GS-S.L	2019
5	N 5	1,406	DIG 130 g/4	JGC 420 GS-S.L	2019
6	N 6	1,406	DIG 130 g/4	JGC 420 GS-S.L	2019
7	N 7	1,406	DIG 130 g/4	JGC 420 GS-S.L	2020
8	N 8	1,406	DIG 130 g/4	JGC 420 GS-S.L	2020
9	N 9	1,406	DIG 130 g/4	JGC 420 GS-S.L	2020
10	N 10	1,406	DIG 130 g/4	JGC 420 GS-S.L	2020
11	N 11	1,406	DIG 130 g/4	JGC 420 GS-S.L	2020
12	N 12	1,406	DIG 130 g/4	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 15 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 24,238 МВт.

Таблица 9.

Перечень электростанций, расположенных в энергорайонах ЭЭС автономного округа, работающих изолированно от ЕЭС России

N	Муниципальный район	Наименование населенного пункта	Тип, марка оборудования	Установленная мощность МВт	Располагаемая мощность МВт	Год выпуска
1	2	3	4	5	6	7
1	Березовский	с. Няксимволь	Volvo Penta TAD1343GE	0,320	0,272	2018
			Volvo Penta TAD1343GE	0,320	0,272	2018
			СТГ-АД-200	0,2	0,16	2020
			Cummins С500D5	0,360	0,306	2017
			Солнечная электростанция	0,06	0,06	2020
		с. Саранпауль	Cummins C1400D5	1,000	0,900	2010
			Cummins C1400D5	1,000	0,900	2010
			Cummins C1400D5	1,000	0,900	2011
			Cummins C1400D5	1,000	0,900	2020
			Cummins C1100D5	0,823	0,740	2013
		п. Сосьва	Cummins С1100D5	0,823	0,740	2011
			Cummins C1400D5	1,000	0,900	2014
			Cummins C500D5	0,360	0,306	2020
			Mitsubishi Энерго-Д1000/0,4	1,008	0,856	2014
		с. Ломбовож	АД-200С, 7514.10	0,200	0,170	2007
			Cummins С60	0,048	0,041	2019
			Volvo ADV-100	0,1	0,075	2020
		д. Кимкьясуй	АД-110-Weifing	0,110	0,094	2019
			АД-100	0,100	0,085	2017
			Cummins С38D5	0,028	0,024	2012
			Weifang 50GFX-992	0,050	0,043	2019
		д. Сартынья	АД-40	0,040	0,040	2020
			АД-75	0,075	0,075	2017
			Cummins C38D5	0,028	0,024	2019
		д. Анеева	АД-60С, ЯМЗ-236	0,060	0,051	2018
			АД-100	0,100	0,085	2014
			СТГ-АД-100	0,100	0,085	2020
			Cummins C38D5	0,028	0,023	2012
		с.п. Хулимсунт	Д-30ЭУ-1А	2,500	2,500	-
			Д-30ЭУ-1А	2,500	2,500	-
			Д-30ЭУ-1А	2,500	2,500	-
			Д-30ЭУ-1А	2,500	2,500	-
			Д-30ЭУ-1А	2,500	2,500	-
			Д-30ЭУ-1А	2,500	2,500	-
		с.п. Приполярный	Д-30ЭУ-1	2,500	2,500	-
			Д-30ЭУ-1	2,500	2,500	-
			Д-30ЭУ-1	2,500	2,500	-
			Д-30ЭУ-1	2,500	2,500	-
			Д-30ЭУ-1	2,500	2,500	-
			Д-30ЭУ-1	2,500	2,500	-
2	Ханты-Мансийский	с. Елизарово	Vovlo Penta TAD1344GE	0,320	0,272	2020
			Vovlo Penta TAD1344GE	0,320	0,272	2018
			Vovlo Penta TAD1344GE	0,320	0,272	2018
			Volvo ADV-120С	0,120	0,102	2012
		п. Кедровый	Cummins C1400D5	1,000	0,900	2010
			Cummins C1400D5	1,000	0,900	2011
			Cummins C1100D5	0,823	0,740	2019
			Cummins С500D5	0,360	0,306	2020
		д. Согом	ТЭС Tedom	0,150	0,128	2020
			ТЭС Tedom	0,150	0,128	2014
			ТЭС Tedom	0,150	0,128	2018
			ДГА-250	0,250	0,212	2017
			АД-100, Volvo	0,100	0,085	2012
			АД-100, Volvo	0,100	0,085	2012
		п. Урманный	ADDo600C-T400-1РГТМ	0,6	0,45	2015
			ADDo600C-T400-1РГТМ	0,6	0,45	2015
			ADDo600C-T400-1РГТМ	0,6	0,45	2015
			ADDo320C-T400-1РГТ	0,32	0,24	2017
			ДЭС Cummins С500D5	0,36	0,306	-
			АД-250	0,25	0,212	-
		п. Кирпичный	Cummins C500D5eo	0,360	0,306	2018
			Cummins C500D5eo	0,360	0,306	2011
			Cummins C500D5eo	0,360	0,306	2018
3	Нижневартовский	с. Корлики	Volvo ADV320	0,320	0,272	2018
			Volvo ADV320	0,320	0,272	2018
			Volvo ADV500	0,500	0,425	2014
			Volvo ADV500	0,500	0,425	2021
			FOGO FDF 325 S	0,260	0,425	2014
		д. Сосновый бор	АД-30	0,03	0,017	2017
			АД-30	0,03	0,017	2017
			АД-30	0,03	0,017	2017
			Cummins C38D5	0,028	0,023	2010
4	Белоярский	с. Ванзеват	Volvo ADV-200	0,200	0,085	2012
			Volvo ADV-160	0,160	0,136	2020
			Volvo ADV-100	0,100	0,170	2020
			АД-250	0,250	0,212	2017
			АД-250	0,250	0,17	2020
		с. Тугияны	АД-60, Д-246.4	0,060	0,051	2018
			Cummins C38D5	0,028	0,024	2012
			АД-60	0,06	0,051	2020
		п. Пашторы	Cummins C38D5	0,028	0,024	2018
			Cummins C38D5	0,028	0,024	2012
			GMGen Power Systems GMC66	0,048	0,041	2021
		д. Нумто	Cummins C38D5	0,028	0,024	2012
			АД-100	0,100	0,085	2016
			АД-40	0,040	0,034	2018
			АД-75	0,075	0,063	2018
5	Кондинский	д. Шугур	Perkins P500P3	0,4	0,34	2008
			Perkins Р400P2	0,32	0,272	2008
			Perkins Р400P2	0,32	0,272	2008
			Cummins С300D5	0,24	0,204	2008
			Солнечная электростанция	0,032	0,032	-
		с. Карым	АД-60	0,060	0,051	2007
			Cummins C38D5	0,028	0,024	2018
			Cummins C38D5	0,028	0,024	2020
		д. Никулкино	Perkins Р30P1	0,024	0,02	2017
			Cummins C33D5	0,024	0,021	2012
			Солнечная электростанция	0,015	0,015	-
6	Сургутский	д. Таурова	Cummins C38D5	0,028	0,024	2017
			АД-30	0,03	0,026	2014
			CTG AD-13YA	0,0088	0,007	2016

Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности

Выработка электроэнергии электростанциями ЭЭС автономного округа в 2021 году относительно 2020 года увеличилась на 6,6% и составила 80485,5 млн кВт ч.

Таблица 10.

Выработка электрической энергии электростанциями ЭЭС
автономного округа за 2017 - 2021 годы

                                                млн кВт ч

Наименование	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.
1	2	3	4	5	6
Выработка электростанций, всего	86139,3	84687,3	84478,2	75501,1	80485,5
Сургутская ГРЭС-1 (ПАО "ОГК-2")	20263,0	18642,10	18652,1	15994,2	16483,8
Сургутская ГРЭС-2 (ПАО "Юнипро")	31962,66	30436,67	30189,7	27096,7	28413,7
Нижневартовская ГРЭС (АО "Нижневартовская ГРЭС")	12590,34	12957,31	12522,6	10050,6	12481,0
Няганская ГРЭС (ПАО "Фортум" филиал Энергосистема "Западная Сибирь")	9159,9	10248,7	10433,1	9434,3	9880,4
ПЭС Казым (ПАО "Передвижная энергетика")	28,9	16,7	25,8	20,7	24,2
ПАО "Сургутнефтегаз"	5330,2	5320,3	5350,8	5370,9	5348,1
Приобская ГТЭС (ООО "РН-Юганскнефтегаз")	2360,1	2494,0	2449,9	2522,3	2656,9
Приразломная ГТЭС (ООО "РН-Юганскнефтегаз")	119,6	162,20	180,0	183,8	183,0
Южно-Приобская ГТЭС (ООО "Газпромнефть-Хантос")	750,6	747,30	645,6	743	727,2
ГПЭС КНС-2 (ООО "Газпромнефть-Хантос")	70,5	70,0	69,4	72,5	70,1
Электростанции ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь"	2155,5	2132,1	2102,7	2061,2	1933,3
Электростанции ООО "ЛУКОЙЛ-АИК"	165,9	143,6	159,6	176,6	177,7
Электростанции ПАО "Славнефть - Мегионнефтегаз"	145,7	170,8	172,5	140	114,6
ГТЭС Западно-Малобалыкского м.р. (ООО "ЮрскНефть")	53,6	50,9	33,8	31,5	23,5
ГТЭС Западно-Салымская (НФК "Салым Петролеум Девелопмент Н.В.")	502,9	507,80	511,3	516,7	514,2
ГТЭС Каменная (АО "РН-Няганьнефтегаз")	411,5	279,6	443,7	492,3	532,1
ГПЭС Кирско-Коттынского м.р. (ООО "Башнефть Добыча")	24,1	21,4	17,6	9,3	0,0
ГТЭС Соровского м.р. (ООО "Соровскнефть")	44,2	76,9	78,6	57,3	43,3
ГПЭС Энергокомплекса Аггреко Евразия (ООО "Аггреко Евразия")	-	14,1	54,2	44,7	33,7*
ГПЭС Аггреко-1 (ООО "Аггреко Евразия")	-	-	-	3,1	115,0*
ГПЭС Аггреко-2 (ООО "Аггреко Евразия")	-	-	-	3	113,6*
ГПЭС Нижне-Шапшинского м.р. (ООО "РусГазСервис")	-	107,1	204,7	132,1	190,8*
ГПЭС Омбинского м.р. (ООО "Альянс-Энерджи")	-	39,0	65,3	85,6	79,9*
ГПЭС Верхне-Шапшинского м.р. (ООО "РусГазСервис")	-	48,5	109,0	92,7	100,3*
ГПЭС Хантэк Южная (ООО "РусГазСервис")	-	-	6,3	124	142,2*
ГПЭС-24 Приразломного м.р. (АО "БерёзкаГазОбь")	-	-	-	41,7	103,4*

Примечание. * В период 2017 - 2021 годов в суммарной выработке учитывались не все электростанции промышленных предприятий автономного округа, работающие параллельно с ЕЭС России.

Доля фактической выработки электроэнергии крупными ТЭС автономного округа на 1 марта 2022 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 2017 - 2021 годы

ЭЭС автономного округа является избыточной как по мощности, так и по электроэнергии.

Таблица 11.

Баланс электрической энергии по территории ЭЭС автономного округа энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов за период 2017 - 2021 годов

                                            млн кВт·ч

Наименование показателя	2017 г.	2018 г.	2019 г.	2020 г.	2021 г.
1	2	3	4	5	6
Электропотребление, млн кВт-ч	70472,0	69182,6	69158,1	61818,7	63608,4
Собственная выработка, млн кВт-ч	86139,3	84687,3	84478,2	75501,1	80485,5
Среднегодовые темпы прироста электропотребления, %	-1,3	-1,8	-0,04	-10,6	2,09
Сальдо перетоков ("+" дефицит - получение; "-" избыток - выдача)	-15 667,2	-15 504,7	-15 320,1	-13 682,4	-16877,1

Таблица 12.

Баланс электрической мощности по территории ЭЭС автономного округа на час максимума энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов за период 2017 - 2021 годов

                                            МВт

Наименование	2017 г.	2018 г.	2019 г.		2020 г.		2021 г.
1	2	3	4		5		6
Нагрузка электростанций, всего	11861,0*	11170,5*	10883,9*	11248,4*		10356,5*
Сургутская ГРЭС-1 (ПАО "ОГК-2")	2397	1963,5	2200,5		2430,6		1610,5
Сургутская ГРЭС-2 (ПАО "Юнипро)	4695	4343,2	4711,6		3940,5		3837,5
Нижневартовская ГРЭС (АО "Нижневартовская ГРЭС")	1974	1987,9	1189,1		1957,0		2026,9
Няганская ГРЭС (ПАО "Фортум" филиал Энергосистема "Западная Сибирь")	1335	1353,3	1351,6		1364,5		1294,3
ПЭС Казым (ПАО "Передвижная энергетика")	11	5	3,0		5,1		11,4
ПАО "Сургутнефтегаз" (без ГТЭС Южно-Нюрымского м.р.)	629	637,8	625,9		630,2		617,0
Приобская ГТЭС (ООО "РН-Юганскнефтегаз")	317	316	273,6		322,8		336,5
ГТЭС Приразломная (ООО "РН-Юганскнефтегаз")	20	23,9	22,0		23,0		20,0
Южно-Приобская ГТЭС (ООО "Газпромнефть-Хантос")	83	83,5	48,2		71,7		96,6
ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь"	236	255,8	259,9		247,0		232,6
ООО "ЛУКОЙЛ-АИК"	21	14	14,2		22,0		22,0
ПАО "Славнефть - Мегионнефтегаз"	16	21,3	21,3		22,9		10,6
ГТЭС Западно-Малобалыкского м.р. (ООО "ЮрскНефть")	6	4,6	3,2		4,6		0,0
ГПЭС КНС-2 (ООО "Газпромнефть-Хантос")	7	7,2	7,2		7,2		7,2
ГТЭС Западно-Салымская (НФК "Салым Петролеум Девелопмент Н.В.")	62	64,9	64,9		64,1		64,0
ГТЭС Каменная (АО "РН-Няганьнефтегаз")	50	27,6	35,3		60,4		64,4
ГПЭС Кирско-Коттынского м.р. (ООО "Башнефть добыча")	2	1	1		0,5		0,0
ГТЭС Соровского м.р. (ООО "Соровскнефть")	-	8,4	8,0		8,6		5,7
ГПЭС Энергокомплекса Аггреко Евразия (ООО "Аггреко Евразия")	-	6,7	6,7		6,7		3,4
ГПЭС Омбинского м.р. (ООО "Альянс-Энерджи")	-	8,4	0,0		10,5		8,0
ГПЭС Нижне-Шапшинского м.р. (ООО "РусГазСервис")	-	23,7	23,6		23,7		11,7
ГПЭС Верхне-Шапшинского м.р. (ООО "РусГазСервис")	-	12,8	13,2		11,9		23,2
ГПЭС Хантэк Южная (ООО "РусГазСервис")	-	-	0,0		12,9		16,0
ГПЭС Приразломного м.р. (АО "БерёзкаГазОбь")	-	-	-		-		14,2
ГПЭС Аггреко-1 (ООО "Аггреко Евразия")	-	-	-		-		11,3
ГПЭС Аггреко-2 (ООО "Аггреко Евразия")	-	-	-		-		11,5
Потребление, всего	9101,0	8900	8927		8884		8481
Сальдо перетоков ("+" дефицит - получение; "-" избыток - выдача)	-2760	-2270,5	-1956,9		-2364,4		-1875,5

* В период 2017 - 2021 годов в суммарной выработке учитывались не все электростанции промышленных предприятий автономного округа, работающие параллельно с ЕЭС России.

Оценка плановых значений показателя надежности оказываемых услуг в отношении территориальных сетевых организаций на территории автономного округа

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";

МП "ХМГЭС";

Филиал ОАО "РЖД" Трансэнерго Свердловская дирекция по энергообеспечению;

ООО "МегионЭнергоНефть";

ОАО "Варьеганэнергонефть".

Таблица 13.

Плановые значения показателя надежности территориальных сетевых организаций

Наименование территориальной сетевой организации	Плановые значения показателя надежности
Наименование территориальной сетевой организации	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	2027 г.
1	2	3	4	5	6	7
АО "Россети Тюмень"	0,4292	-	-	-	-	-
АО "Горэлектросеть"	0,137	-	-	-	-	-
ООО "РН-Юганскнефтегаз"	0,2445	0,2408	0,2372	-	-	-
ООО "Газпром энерго"	0,0166	0,0163	0,0161	-	-	-
ПАО "Сургутнефтегаз"	0,1473	0,1451	0,1429	-	-	-
АО "ЮРЭСК"	0,00392	-	-	-	-	-
МУП "СРЭС"	0,0011	0,0011	0,0011	-	-	-
МП "ХМГЭС"	0,1736	0,171	0,1684	-	-	-
Филиал ОАО "РЖД" Трансэнерго Свердловская дирекция по энергообеспечению	0,1604	0,158	0,1556	-	-	-
ОАО "Варьеганэнергонефть"	0,278	0,2739	0,2697	-	-	-
ООО "МегионЭнергоНефть"	0,0221	0,0217	0,0214	-	-	-

В результате анализа этих данных, 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;

395 электрических подстанций с высшим напряжением 110 кВ.

Суммарная трансформаторная мощность подстанций:

500 кВ - 16 008 МВА;

220 кВ - 15 216 МВА;

110 кВ - 21 806 МВА.

Суммарная протяженность линий электропередачи по напряжениям:

500 кВ - 3 132 км;

220 кВ - 3 216 км;

110 кВ - 16 895,6 км.

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

Таблица 14.

Сводные данные по существующим подстанциям ЭЭС автономного округа

Наименование показателя	Количество ПС, шт.	Количество Т/АТ, шт.	Мощность ПС, МВА
1	2	3	4
ВСЕГО	29 069	35 229	85 202
По номинальному напряжению
500 кВ	12	100	16 008
220 кВ	57	140	15 216
110 кВ	395	786	21 806
35 кВ	1 290	2 544	14 404
6(10) кВ	27 315	31 659	17 768

Таблица 15.

Сводные данные по существующим ЛЭП ЭЭС автономного округа

Наименование показателя	Количество ЛЭП, шт.	Длина, км
ВСЕГО	24 339	206 575,6
По номинальному напряжению
500 кВ	35	3 132
220 кВ	127	3 216
110 кВ	537	16 895,6
35 кВ	727	7 734
6(10) кВ	22913	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 Магистральная - Нелым;

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 Луговая - Тюмень.

Свердловская энергосистема:

ВЛ 110 кВ Картопья - Атымья - 1, 2;

ВЛ 110 кВ Сотник - Тавда - 2;

ВЛ 110 кВ МДФ - Тавда с отпайками.

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 2021 года, зафиксированный в 15:00 мск 30 декабря 2021 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 2021 года (15:00 мск 30.12.2021)

Нефтеюганский энергорайон

Нефтеюганский энергорайон территориально соответствует зоне деятельности одноименного филиала электрических сетей АО "Россети Тюмень", а также находится в зоне ответственности Филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Центральное ПМЭС (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 2021 году максимум потребления мощности Нефтеюганского энергорайона в собственный максимум потребления мощности потребителей энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов составил 2336 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, 93 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 период с 01.05.2021 по март 2022 года введены следующие объекты 110 кВ:

ПС 110 кВ Чапровская (2х25 МВА);

ПС 110 кВ Кузоваткинская (2х25 МВА);

ПС 110 кВ Суворовская (УПСВ-1 Мамонтовского м/р);

СП 110 кВ в районе ПС 110 кВ Батово с двумя линейными ячейками;

Реконструкция ПС 110 кВ Батово с приведением схемы ОРУ 110 кВ к схеме "110-13Н".

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 Магистральная - Нелым;

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 период с 01.05.2021 по март 2022 года введены следующие ЛЭП:

ВЛ 110 кВ Чупальская - Кузоваткинская - 1, 2 протяженностью 2х24 км;

ВЛ 110 кВ Батово - Чапровская - 1, 2 протяженностью 2х19,587 км;

отпайка 110 кВ на ПС Суворовская от ВЛ 110 кВ Пыть-Ях - Лосинка - 1, 2 протяженностью 2х3,7 км;

отпайка на ПС Унтыгейская от ВЛ 110 кВ Восточный - Угутский - 1, 2 протяженностью 2х21,974 км;

шлейфовый заход ВЛ 110 кВ ПП Восточный - ПП Угутский-2 на ПС 110 кВ Тайга протяженностью 2х0,763 км.

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 Филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Восточное ПМЭС (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": "Нижневартовский ГПЗ", "Белозерный ГПЗ";

коммунально-бытовая нагрузка городов.

Рисунок 7

Карта-схема Нижневартовских электрических сетей ЭЭС автономного округа

В 2021 году максимум потребления мощности Нижневартовского энергорайона в собственный максимум потребления мощности потребителей энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов составил 2147 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 период с 01.05.2021 по март 2022 года введены следующие объекты 110 кВ:

реконструкция ПС 220 кВ Мираж с расширением ОРУ 110 кВ на две линейные ячейки 110 кВ;

реконструкция ПС 110 кВ КНС-21 и ПС 110 кВ Вах (замена существующих трансформаторов 2х25 МВА на 2х40 МВА с ПС 110 кВ Вах). Акты осмотра объектов электросетевого хозяйства от 22.12.2021 N 3125/5811 и N 3126/5811 соответственно и разрешения на допуск в эксплуатацию энергопринимающей установки приведены в приложении Л;

реконструкция ПС 110 кВ Тагринская и ПС 110 кВ КНС-1 Варьеганского м/р (замена существующего трансформатора Т-1 16 МВА на Т-1 25 МВА ПС 110 кВ Тагринская с ПС 110 кВ КНС-1 Варьеганского м/р). Акты осмотра объектов электросетевого хозяйства от 23.12.2021 N 3157/5811 и N 3155/5811 соответственно и разрешения на допуск в эксплуатацию энергопринимающей установки приведены в приложении Л.

Распределительная сеть 110 кВ Нижневартовского энергорайона функционирует преимущественно с двухсторонним питанием, опираясь на шины 110 кВ ПС 220 кВ и ПС 500 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 Филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Центральное ПМЭС и Филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Восточное ПМЭС (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 2021 году максимум потребления мощности Когалымского энергорайона в собственный максимум потребления мощности потребителей энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов составил 1163 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 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 Филиала ПАО "ФСК ЕЭС" Центральное ПМЭС (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 2021 году максимум потребления мощности Сургутского энергорайона в собственный максимум потребления мощности энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов составил 1928 МВт.

Основными источниками электроснабжения потребителей Сургутского энергорайона являются Сургутская ГРЭС-1 и Сургутская ГРЭС-2 установленной мощностью 3333 МВт и 5687,143 МВт соответственно и собственные электростанции ПАО "Сургутнефтегаз".

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

В период с 01.05.2021 по март 2022 года введены следующие объекты 110 кВ:

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

ПС 110 кВ Северо-Ай-Пимская - замена 2х25 МВА на 2х40 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 Филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Центральное ПМЭС и Филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - Южное ПМЭС (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 2021 году максимум потребления мощности Урайского энергорайона в собственный максимум потребления мощности энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов составил 351 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, 6 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 Луговая - Тюмень.

Свердловская энергосистема:

ВЛ 110 кВ Картопья - Атымья-1, 2;

ВЛ 110 кВ Сотник - Тавда - 2;

ВЛ 110 кВ МДФ - Тавда с отпайками.

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 ПС 220 кВ Ильичевка, Катыш и ПС 220 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 Филиала ПАО "ФСК ЕЭС"- Южное ПМЭС (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 2021 году максимум потребления мощности Няганского энергорайона в собственный максимум потребления мощности энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов составил 556 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, с учетом корректировки Стратегии социально-экономического развития Ханты-Мансийского автономного округа - Югры до 2020 года и на период до 2030 года от 25 декабря 2015 года N 763-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 31 октября 2021 года N 477-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 (спроса) электроэнергии и мощности

Прогноз электропотребления и мощности по территории автономного округа на период до 2027 года сформирован на основании данных базового варианта долгосрочного прогноза согласно СиПР ЕЭС России 2022-2028 и представлен в таблице Таблица 16.

Таблица 16.

Прогноз электропотребления и мощности по территории автономного округа на период до 2027 года

Показатель	2022 г	2023 г	2024 г	2025 г	2026 г	2027 г
1	2	3	4	5	6	7
Электропотребление ЭЭС автономного округа, ТО и ЯНАО, млн кВт ч	93044	96869	98485	99448	99865	99934
Годовой прирост, %	3,5	4,1	1,7	1,0	0,4	0,1
Максимальная нагрузка ЭЭС автономного округа, ТО и ЯНАО, МВт	12443	12939	13084	13243	13296	13305
Годовой прирост, %	1,5	4,0	1,1	1,2	0,4	0,1
В т.ч. по ЭЭС автономного округа
Электропотребление автономного округа, млн кВт·ч	65554	68269	68885	69768	70080	70104
Среднегодовые темпы прироста	3,1	4,1	0,9	1,3	0,4	0,03
Максимальная нагрузка, МВт	8525	8859	8874	9003	9046	9050
Среднегодовые темпы прироста	0,5	3,9	0,2	1,5	0,5	0,04

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 2017-2021 годы (факт) и 2022-2027 годы представлена на рисунках 12 и 13 соответственно.

Рисунок 12

График отчетных и прогнозных данных максимума потребления мощности ЭЭС автономного округа на 2017-2021 годы (факт) и на период до 2027 года (план), МВт

Рисунок 13

Динамика изменения потребления электроэнергии ЭЭС автономного округа на 2017-2021 годы (факт) и на период до 2027 года (план), млн кВт·ч

Прирост нагрузки в ЭЭС автономного округа по прогнозу, соответствующему СиПР ЕЭС России 2022-2028, на период до 2027 года составляет 569 МВт. Среднегодовой прирост нагрузки по Ханты-Мансийскому автономному округу - Югре ожидается величиной 1,1 %.

Основной рост потребления электрической мощности ЭЭС автономного округа на рассматриваемый перспективный период до 2027 года намечается в Нефтеюганском энергорайоне.

Таблица 17.

Прогноз потребления мощности крупными потребителями на территории автономного округа на период до 2027 года*

                                                           МВт

Наименование	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	2027 г.
1	2	3	4	5	6	7
"Сургутский ЗСК" филиал ООО "Газпром переработка"	32,56	32,56	34,32	34,32	34,32	34,32
от Сургутского филиала ООО "Газпром энерго"	32,48	32,48	34,24	34,24	34,24	34,24
от ООО "Югранд"	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01	0,01
от ООО "Газпром трансгаз Сургут"	0,06	0,06	0,06	0,06	0,06	0,06
от ООО "ЮграТрансАвто"	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02	0,02
ООО "Газпром трансгаз Югорск"	49,4	48,9	48,4	47,9	47,9	47,9
от АО "Россети Тюмень"	34,5	34,0	33,5	33,0	33,0	33,0
от собственной генерации	14,9	14,9	14,9	14,9	14,9	14,9
ООО "Газпром трансгаз Сургут"	98,1	98,1	98,1	98,1	98,1	98,1
от АО "Россети Тюмень"	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0	1,0
от ООО "Газпром энерго"	97,1	97,1	97,1	97,1	97,1	97,1
ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"	1296	1304	1301	1301	1301	1301
от АО "Россети Тюмень"	1023	1029	1012	1012	1012	1012
от ПАО "ФСК ЕЭС"	45	45	45	45	45	45
от собственной генерации	228,5	229,5	244,7	244	244	244
АО "РН-Няганьнефтегаз"	96,68	91,91	102,2	106,0	109,2	109,2
от АО "Россети Тюмень"	15,26	11,11	20,22	23,93	27,11	27,11
от ПАО "ФСК ЕЭС"	19,49	19,49	19,49	19,49	19,49	19,49
от собственной генерации	61,92	61,31	62,46	62,58	62,58	62,58
ООО "РН-Юганскнефтегаз" (с учётом собственной генерации)	1654,0	1719,6	1762,2	1794,4	1801,7	1801,7
от собственной генерации	306,0	304,0	305,6	315,7	301,4	301,4
от ТСО	1348	1416	1457	1479	1500	1500
АО "Самотлорнефтегаз"	856,7	860,26	862,11	869,51	874,7	874,7
от АО "Россети Тюмень"	838,23	841,71	843,53	850,77	855,84	855,84
от ПАО "ФСК ЕЭС"	18,47	18,55	18,59	18,75	18,86	18,86
АО "Корпорация Югранефть"	6,33	6,25	6,35	6,44	6,46	6,46
от АО "Россети Тюмень"	6,33	6,25	6,35	6,44	6,46	6,46
"Белозерный ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	153,9	153,9	153,9	153,9	153,9	153,9
от ТСО	153,9	153,9	153,9	153,9	153,9	153,9
"Нижневартовский ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	171,4	171,4	171,4	171,4	171,4	171,4
от ТСО	171,4	171,4	171,4	171,4	171,4	171,4
Южно-Балыкский ГПЗ - филиал АО "СибурТюменьГаз"	67,2	67,2	67,2	67,2	67,2	67,2
от ТСО	67,2	67,2	67,2	67,2	67,2	67,2
"Няганьгазпереработка" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	82,4	82,4	82,4	82,4	82,4	82,4
от ТСО	82,4	82,4	82,4	82,4	82,4	82,4
ПАО "Сургутнефтегаз"	1372,37	1372,37	1372,37	1372,37	1372,37	1372,37
от АО "Россети Тюмень"	613,13	613,13	613,13	613,13	613,13	613,13
от ПАО "ФСК ЕЭС"	100,249	100,249	100,249	100,249	100,249	100,249
от ООО "СГЭС"	12,41	12,41	12,41	12,41	12,41	12,41
от собственной генерации	643,59	643,59	643,59	643,59	643,59	643,59
иные источники электроснабжения	2,99	2,99	2,99	2,99	2,99	2,99
Нижневартовский филиал ПАО НК "РуссНефть"	57,99	57,49	57,14	57,14	57,14	57,14
от ООО "Инжэнерсбыт"	7,27	6,88	6,4	6,4	6,4	6,4
от ООО "Энергосбытовая компания "АГАН"	49,33	49,33	49,42	49,42	49,42	49,42
от АО "ЕЭСнК"	0,047	0,047	0,047	0,047	0,047	0,047
от АО "Газпром энергосбыт Тюмень"	0,29	0,29	0,29	0,29	0,29	0,29
от ООО "Север Проект"	1,05	0,94	0,98	0,98	0,98	0,98
от собственной генерации	0	0	0	0	0	0
иные источники электроснабжения	0	0	0	0	0	0
Ханты-Мансийский филиал ПАО НК "РуссНефть"	36,93	40,54	43,3	44,98	42,05	40,6
от АО "Россети Тюмень"	2,22	2,17	2,18	2,18	2,18	2,15
иные источники электроснабжения	35,46	39,2	42	43,72	40,73	39,27
ООО "ЮрскНефть" (с учётом собственной генерации)	27,364	20,297	20,297	20,297	20,297	20,297
от АО "Россети Тюмень"	24,716	16,694	16,684	16,694	17,126	17,847
от собственной генерации	2,648	3,603	3,613	3,603	3,171	2,45
ПАО "Славнефть-Мегионнефтегаз"	13,66	15,22	15,33	15,13	15,13	15,13
от АО "Россети Тюмень"	-	-	-	-	-	-
от ПАО "ФСК ЕЭС"	-	-	-	-	-	-
от собственной генерации	13,66	15,22	15,33	15,13	15,13	15,13
ООО "Башнефть-Добыча"	6,62	6,43	6,49	6,31	6,22	6,22
от АО "Россети Тюмень"	-	-	-	-	-	-

Таблица 18.

Прогноз потребления электроэнергии крупными потребителями на территории автономного округа на период до 2027 года*,

                                                                млн кВт ч

Наименование	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	2027 г.
1	2	3	4	5	6	7
"Сургутский ЗСК" филиал ООО "Газпром переработка"	285,24	285,24	300,67	300,67	300,67	300,67
от Сургутского филиала ООО "Газпром энерго"	284,53	284,53	299,96	299,96	299,96	299,96
от ООО "Югранд"	0,08	0,08	0,08	0,08	0,08	0,08
от ООО "Газпром трансгаз Сургут"	0,48	0,48	0,48	0,48	0,48	0,48
от ООО "ЮграТрансАвто"	0,14	0,14	0,14	0,14	0,14	0,14
ООО "Газпром трансгаз Югорск"	368,95	365,3	361,6	358,0	358,0	358,0
от АО "Россети Тюмень"	257,7	254,05	250,35	246,75	246,75	246,75
от собственной генерации	111,25	111,25	111,25	111,25	111,25	111,25
ООО "Газпром трансгаз Сургут"	847,38	847,38	847,38	847,38	847,38	847,38
от АО "Россети Тюмень"	8,82	8,82	8,82	8,82	8,82	8,82
от ООО "Газпром энерго"	838,56	838,56	838,56	838,56	838,56	838,56
ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"	9573,1	9630,4	9648,5	9622,2	9622,2	9622,2
от АО "Россети Тюмень"	7342,0	7389,1	7285,2	7265,3	7265,3	7265,3
от ПАО "ФСК ЕЭС"	325,9	328,0	323,4	322,5	322,5	322,5
от собственной генерации	1905,1	1913,2	2039,9	2034,3	2034,3	2034,3
ООО "ЛУКОЙЛ-АИК"	253,99	262,14	267,85	264,64	264,01	260,83
от ТСО	88,99	97,14	102,85	99,64	99,0	95,82
от собственной генерации	165,005	165,004	165,004	165,004	165,004	165,004
АО "РН-Няганьнефтегаз"	846,17	804,48	896,83	927,86	955,67	955,67
от АО "Россети Тюмень"	132,96	96,64	177,39	208,88	236,69	236,39
от ПАО "ФСК ЕЭС"	170,76	170,76	170,76	170,76	170,76	170,76
от собственной генерации	542,45	537,08	548,68	548,21	548,21	548,21
ООО "РН-Юганскнефтегаз" (с учётом собственной генерации)	13885,46	14448,23	14842,68	15092,08	15152,19	15152,19
от собственной генерации	2680,78	2662,87	2677,27	2765,64	2640,52	2640,52
от ТСО	11204,69	11785,36	12165,41	12326,45	12511,67	12511,67
АО "Самотлорнефтегаз"	7508,75	7540,5	7577,51	7621,67	7667,11	7667,11
от АО "Россети Тюмень"	7346,75	7377,82	7414,02	7457,23	7501,7	7501,7
от ПАО "ФСК ЕЭС"	162,0	162,68	163,48	164,44	165,42	165,42
АО "Корпорация Югранефть"	55,47	54,74	55,73	56,39	56,55	56,55
от АО "Россети Тюмень"	55,47	54,74	55,73	56,39	56,55	56,55
"Белозерный ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	1433,74	1433,74	1433,74	1433,74	1433,74	1433,74
от ТСО	1433,74	1433,74	1433,74	1433,74	1433,74	1433,74
"Нижневартовский ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	1284,26	1284,26	1284,26	1284,26	1284,26	1284,26
от ТСО	1284,26	1284,26	1284,26	1284,26	1284,26	1284,26
"Южно-Балыкский ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	517,72	517,72	517,72	517,72	517,72	517,72
от ТСО	517,72	517,72	517,72	517,72	517,72	517,72
"Няганьгазпереработка" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	575,36	575,36	575,36	575,36	575,36	575,36
от ТСО	575,36	575,36	575,36	575,36	575,36	575,36
ПАО "Сургутнефтегаз"	11645,98	11645,98	11645,98	11645,98	11645,98	11645,98
от АО "Россети Тюмень"	5353,23	5353,23	5353,23	5353,23	5353,23	5353,23
от ПАО "ФСК ЕЭС"	875,27	875,27	875,27	875,27	875,27	875,27
от ООО "СГЭС"	108,36	108,36	108,36	108,36	108,36	108,36
от собственной генерации	5282,97	5282,97	5282,97	5282,97	5282,97	5282,97
иные источники электроснабжения	26,14	26,14	26,14	26,14	26,14	26,14
ООО "Газпромнефть-Хантос" (с учётом собственной генерации)	849,77	855,57	854,91	854,91	854,91	854,91
от собственной генерации	840	846	845	845	845	845
иные источники электроснабжения	9,77	9,57	9,91	9,91	9,91	9,91
Нижневартовский филиал ПАО НК "РуссНефть"	508,027	504,433	502,509	502,509	502,509	502,509
от ООО "Инжэнерсбыт"	63,7	60,299	56,093	56,093	56,093	56,093
от ООО "Энергосбытовая компания "АГАН"	432,131	432,95	434,826	434,826	434,826	434,826
от АО "ЕЭСнК"	0,412	0,412	0,413	0,413	0,413	0,413
от АО "Газпром энергосбыт Тюмень"	2,564	2,564	2,564	2,564	2,564	2,564
от ООО "Север Проект"	9,22	8,207	8,614	8,614	8,614	8,614
от собственной генерации	0	0	0	0	0	0
иные источники электроснабжения	0	0	0	0	0	0
Ханты-Мансийский филиал ПАО НК "РуссНефть"	300,13	329,46	352,8	365,52	341,7	329,89
от АО "Россети Тюмень"	17,71	17,29	17,4	17,37	17,33	17,16
иные источники электроснабжения	282,42	312,17	335,4	348,15	324,37	312,73
ООО "ЮрскНефть" (с учётом собственной генерации)	239,519	177,657	177,657	177,657	177,657	177,657
от АО "Россети Тюмень"	216,34	146,121	146,035	146,121	149,905	156,212
от собственной генерации	23,179	31,536	31,622	31,536	27,752	21,445
ПАО "Славнефть-Мегионнефтегаз"	3151,85	1667,52	1684,22	1886,89	2085,27	2066,14
от АО "Газпром энергосбыт Тюмень"	2003,57	1814,42	1756,12	1703,48	1717,42	1717,42
от АО "ЕЭСиК"	501,0	549,81	583,1	635,71	714,11	714,11
от собственной генерации	75,63	140,64	143,86	141,0	140,65	140,65
АО "ННК-Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие"	800,7	836,78	809,12	785,47	762,24	762,24
от АО "Россети Тюмень"	800,7	836,78	809,12	785,47	762,24	762,24
АО "ННК-Варьеганнефтегаз"	333,59	351,51	354,98	354,98	354,98	354,98
от АО "Россети Тюмень"	333,59	2351,51	354,98	338,8	326,02	326,02
иные источники электроснабжения	0,0	0,0	0,0	16,18	28,96	28,96
ООО "Соровскнефть"	143,57	167,08	160,85	151,92	146,35	146,35
от АО "Россети Тюмень"	15,53	19,67	25,28	60,5	56,01	56,01
от ПАО "ФСК ЕЭС"	9,99	9,84	9,04	7,29	6,21	6,21
от собственной генерации	72,28	84,14	84,37	84,14	84,14	84,14
иные источники электроснабжения	45,78	53,44	42,16	-	-	-
ООО "Башнефть-Добыча"	66,29	62,67	59,93	56,68	54,77	54,77
от АО "Россети Тюмень"	57,91	56,19	56,83	55,25	54,46	54,46
от ООО "Энергонефть Томск"	0,31	0,31	0,31	0,31	0,31	0,31
от собственной генерации	8,07	6,18	2,8	1,12	0,0	0,0
АО "НК "Конданефть"	0,0	6,22	8,1	7,38	7,36	7,36
от АО "Россети Тюмень"	0,0	6,22	8,1	7,38	7,36	7,36

* информация приведена в соответствии с предоставленными данными от крупных потребителей.

Рисунок 14

Структура потребления электрической мощности крупными потребителями на территории автономного округа на период до 2027 года

Рисунок 15

Структура потребления электрической энергии крупными потребителями на территории автономного округа на период до 2027 года

Перечень основных перспективных потребителей

В ЭЭС автономного округа в рассматриваемый период до 2027 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 Таблица 19 приведены данные о планируемых к вводу электрических нагрузках, заявленная мощность которых согласно заключенным договорам на технологическое присоединение превышает 5 МВт.

Таблица 19.

Данные о планируемых к вводу электрических нагрузках, заявленная мощность которых, согласно заключенным договорам на технологическое присоединение, превышает 5 МВт

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	9,43 (14, 17 реализовано в 2021 году)
		Нефтеюганский (Северо-Салымское месторождение)	ПС 110/35/6 кВ Водозабор	0 (13 реализовано в 2021 году)
		Нефтеюганский (Петелинское месторождение нефти)	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)	22,7 (15,1 МВт реализовано в 2021 году)
		Нефтеюганский (Кузоваткинское месторождение нефти)	ПС 110 кВ Кузоваткинская (введена в работу в 2021 г)	5,6 (17,4 МВт реализовано в 2021 году)
		Нефтеюганский (Приразломное месторождение нефти)	ПС 110 кВ Север (строительство)	26
		Нефтеюганский (Соровское месторождение нефти)	ПС 110 кВ Александрова (строительство)	27
		Нефтеюганский (Майское и Среднебалыкское месторождение нефти)	ПС 110 кВ Тупсилор (строительство)	39
		Нефтеюганский (Мамонтовское месторождение нефти)	ПС 110 кВ УПСВ-1 (Суворовская) (введена в работу в 2021 г.)	21
		Нефтеюганский (Чупальское месторождение нефти)	ПС 110 кВ Московская (строительство)	27
		Нефтеюганский (Правдинское месторождение нефти)	ПС 110 кВ Водозабор-2 (строительство)	28,5
		Нефтеюганский (Правдинское месторождение нефти)	ПС 110 кВ Пойковская-2 (строительство)	28,5
		Нефтеюганский (Усть-Балыкское месторождение нефти)	ПС 110 кВ Юганская-2 (строительство)	28,9
		Нефтеюганский (Эргинское месторождение нефти)	ПС 110 кВ Эргинская (введена в работу в 2021 г)	38,2
		Нефтеюганский (Восточно-Сургутское месторождение нефти)	ПС 110 кВ Восточно-Сургутская-2 (строительство)	30
3	ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"	Когалымский (Имилорско-Источное месторождение)	ПС 110 кВ Полюс (строительство)	36
4	АО "Самотлорнефтегаз"	Нижневартовский (Самотлорское месторождение нефти)	ПС 110 кВ КНС-39 (строительство)	28,9
4	АО "Самотлорнефтегаз"	Нижневартовский	ПС 110 кВ КНС-5	0 (5,8 реализовано в 2021 году)
5	ТПП "Повхнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"	Когалымский (Повховское месторождение нефти)	ПС 110 кВ КНС-1	7,71**
6	ООО "КАНБАЙКАЛ"	Нефтеюганский (Унтыгейское месторождение нефти)	ПС 110 кВ Унтыгейская (строительство)	25
7	"Салым Петролеум Девелопмент Н.В."	Нефтеюганский (Верхнесалымское месторождение)	ПС 110 кВ Лев, ПС 110 кВ Чагора (строительство)	30
8	АО "НК "Конданефть"	Нефтеюганский (Чапровское месторождение нефти)	ПС 110 кВ Чапровская (введена в работу в 2021 г.)	10,5 (реализовано 0,5 МВт в 2021 году)
8	АО "НК "Конданефть"	Нефтеюганский (Кондинское месторождение нефти, Новоендырское месторождение нефти)	ПС 110 кВ Невская (строительство)	17,8
9	АО "Газпромэнерго"	Когалымский (Тевлино-Русскинское месторождение)	ПС 110 кВ Родник	31,5
10	ПАО "Славнефть-Мегионнефтегаз"	Нижневартовский (Северо-Покурское месторождение нефти)	ПС 110 кВ Мартовская	9,1
11	АО "Варьеганэнергонефть"	Нижневартовский (Тагринское месторождение нефти)	ПС 110 кВ Тагринская	8,1
12	АО "РН-Няганьнефтегаз"	Няганский энергорайон	ПС 110 кВ Ендырская	18

* 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.

Перспективные балансы производства и потребления электрической энергии и мощности в границах автономного округа на пятилетний период

В разделе представлены перспективные балансы электроэнергии и мощности ЭЭС автономного округа на период 2027 года, учитывающие перспективный прогноз электроэнергии (мощности) ЭЭС автономного округа, соответствующие СиПР ЕЭС России 2022-2028.

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 2022-2028.

Таблица 20.

Перспективный баланс электроэнергии ЭЭС автономного округа на период 2027 года

                                                млн кВт·ч

Наименование показателя	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	2027 г.
1	2	3	4	5	6	7
Электропотребление ЭЭС автономного округа, ТО и ЯНАО, млн кВт ч	93044	96869	98485	99448	99865	99934
Производство электрической энергии ЭЭС автономного округа, ТО и ЯНАО, млн кВт ч	99961	101286	101902	102205	102739	102485
Среднегодовые темпы прироста электропотребления, %	3,5	4,1	1,7	1,0	0,4	0,1
Сальдо перетоков электрической энергии, млн кВт ч	-6917	-4417	-3417	-2757	-2874	-2551
В т.ч. по ЭЭС автономного округа
Электропотребление, млн кВт-ч	65554	68269	68885	69768	70080	70104
Собственная выработка, млн кВт-ч	80693	82466	81382	79468	83506	85870
Среднегодовые темпы прироста электропотребления, %	3,1	4,1	0,9	1,3	0,4	0,03
Сальдо перетока ("+" дефицит - получение; "-" избыток - выдача)	-15139	-14197	-12497	-9700	-13426	-15766

Таблица 21.

Перспективный баланс мощности ЭЭС автономного округа на период 2027 года

                                                        МВт

Показатель	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	2027 г.
1	2	3	4	5	6	7
Потребление мощности ЭЭС автономного округа, ТО и ЯНАО	12443	12939	13084	13243	13296	13305
Установленная мощность ЭЭС автономного округа, ТО и ЯНАО	17545,3	17545,3	17565,3	17573,4	17613,4	17645,4
В т.ч. по ЭЭС автономного округа
Потребление мощности, всего	8525	8859	8874	9003	9046	9050
Установленная мощность, всего	14212,271	14212,271	14232,171	14240,271	14260,271	14292,271
Сургутская ГРЭС-1 (ПАО "ОГК-2")	3333	3333	3333	3308	3308	3320
Сургутская ГРЭС-2 (ПАО "Юнипро")	5687,143	5687,143	5707,143	5740,243	5760,243	5780,243
Нижневартовская ГРЭС (АО "Нижневартовская ГРЭС")	2031	2031	2031	2031	2031	2031
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")	7,7	7,7	7,7	7,7	7,7	7,7
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),	2488	2488	2488	2488	2488	2488
в т.ч. на электростанциях крупных потребителей	332	332	332	332	332	332
Нагрузка станций, всего	11724,171	11724,171	11744,171	11752,271	11772,271	11804,271
Сальдо перетока ("+" дефицит - получение; "-" избыток - выдача)	-3199,171	-2865,171	-2870,171	-2749,271	-2726,271	-2754,271

Примечание. 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 2027 года

Рисунок 17

Баланс электрической энергии автономного округа до 2027 года

Несмотря на увеличение максимумов нагрузки потребителей в ЭЭС автономного округа, перспективный баланс электроэнергии (мощности) на период до 2027 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 2027 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 2022-2028 годы в энергосистеме Ханты-Мансийского автономного округа до 2027 года планируются мероприятия по модернизации генерирующего оборудования, мероприятия по вводу, демонтажу и перемаркировке не планируются. Данные по модернизации представлены в таблице Таблица 22.

Таблица 22.

Объемы изменения установленной мощности генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации по ЭЭС автономного округа на 2022-2027 годы

                                                                           МВт

Электростанция (станционный номер, тип турбины)	Генерирующая компания	Вид топлива	2022	2023	2024	2025	2026	2027	2022- 2027
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Сургутская ГРЭС-1
13 К-210-130-3	ПАО "ОГК-2"	Газ	-	-	-	-25	-	-	-25
12 Т-178/210-130	ПАО "ОГК-2"	Газ	-	-	-	-	-	12	12
Всего по станции			-	-	-	-25	-	12	-13
Сургутская ГРЭС-2
1 К-810-240-5	ПАО "Юнипро"	Газ	20	-	-	-	-	-	20
2 К-810-240-5	ПАО "Юнипро"	Газ	-	-	-	-	20	-	20
3 К-810-240-5	ПАО "Юнипро"	Газ	-	-	-	-	-	20	20
4 К-810-240-5	ПАО "Юнипро"	Газ	-	-	-	20	-	-	20
6 К-810-240-5	ПАО "Юнипро"	Газ	-	-	20	-	-	-	20
7 ПГУ-400	ПАО "Юнипро"	Газ	-	-	-	13,1	-	-	13,1
Всего по станции			20	-	20	33,1	20	20	113,1

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 33839,71 млн руб. с НДС в ценах 1 кв. 2022 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 2022-2028;

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 контрольных замеров в зимний период 2019 г. и летний период 2021 г.

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, ремонты автотрансформаторного оборудования рекомендуется 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 2027 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 с 2022 по 2027 годы.

Приняты следующие расчетные температурные условия и потребление энергосистемы на территории автономного округа в период 2022-2027 годов согласно ГОСТ Р 58670-2019:

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.

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 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 2022 - 2027 годов использованы данные о развитии энергосистемы в соответствии с СиПР ЕЭС России 2022-2028, а также мероприятия, предусмотренные техническими условиями на технологическое присоединение к электрическим сетям.

Таблица 23.

Перечень планируемых к вводу объектов электросетевого хозяйства в ЭЭС автономного округа на период до 2027 года

N	Наименование проекта (строительство/ реконструкция/ проектирование)	Параметры		Год ввода	Основание для выполнения мероприятия
N		км	МВА	Год ввода	Основание для выполнения мероприятия
1	2	3	4	5	6
В соответствии с СиПР ЕЭС 2022-2028 и в рамках реализации технологического присоединения по заключенным договорам
Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала
1	Расширение ОРУ-110 кВ ПС 220 кВ Когалым на две линейные ячейки 110 кВ	-	-	2022	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"
2	Расширение ОРУ 220 кВ ПС 500 кВ Святогор на 2 линейные ячейки	-	-	2025	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
3	Расширение ОРУ 220 кВ ПС 500 кВ Демьянская на две линейные ячейки*		-	2025	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть", АО "НК "Конданефть"
4	Реконструкция ПС 220 кВ Правдинская с установкой третьего автотрансформатора 220/110 кВ мощностью 125 МВА (1х125 МВА)	-	125	2023	СиПР ЕЭС 2022-2028 Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
5	Расширение ОРУ-110 кВ ПС 220 кВ Правдинская на две линейные ячейки 110 кВ	-	-	2023	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
6	Расширение ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Вектор на две линейные ячейки 110 кВ	-	-	2023	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
АО "Россети Тюмень"
7	Подстанция 110/35/6 кВ Тупсилор с ВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ Средний Балык - Арго-1,2	2х9,11	2х40	2022	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
8	Подстанция 110/35/6 кВ Север с ВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ Правдинская - Меркурий-1,2	2х5,04	2х40	2023	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
9	ПС 110/35/6 кВ Соровская-2 (Александрова) с ВЛ 110 кВ Соровская - Соровская-2-1,2	2х9,056	2х40	2022	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
10	ПС 110/35/6 кВ Чупальская-2 (Московская) с ВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ Чупальская - Кузоваткинская-1,2	2х2,44+ 1х0,33	2х40	2024	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
11	ВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ ПП Восточный - ПП Угутский-1,2 до ПС 110 кВ Унтыгейского месторождения**	2х22,868	-	2022	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "КанБайкал"
12	ПС 110 кВ в районе Усть-Балыкского месторождения (Береговая) с ВЛ 110 кВ СП Лосинка - Береговая-2-1,2	2х26	2х40	2024	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК Роснефть"
13	СП 110 кВ в районе ПС 110 кВ Лосинка с двумя линейными ячейками с присоединением к ПС 110 кВ Лосинка	-	-	2024
14	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	-	2023	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"
15	Строительство надстройки 220 кВ на ПП 110 кВ Угутский (ПС 220 кВ Погорелова) с двумя автотрансформаторами 220/110 кВ мощностью 125 МВА каждый (2х125 МВА)	-	2х125	2025	СиПР ЕЭС 2022-2028 Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
16	Расширение ПП 110 кВ Угутский на две линейные ячейки	-	-	2025	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
17	Строительство ВЛ 220 кВ Святогор - Погорелова I, II цепь ориентировочной протяженностью 159,874 км (2х79,937 км)	2х79,937	-	2025	СиПР ЕЭС 2022-2028 Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
18	ПС 110 кВ Невская с ВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ СП Батово - Чапровская-1,2	2х42,008	2х25	2022	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "НК "Конданефть"
19	Строительство надстройки 220 кВ на ПС 110 кВ Батово с двумя автотрансформаторами 220/110 кВ мощностью 125 МВА каждый (2х125 МВА)	-	2х125	2025	СиПР ЕЭС 2022-2028 Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть", АО "НК "Конданефть"
20	Строительство ВЛ 220 кВ Демьянская - Батово I, II цепь ориентировочной протяженностью 240 км (2х120 км)*	2х120	-	2025	СиПР ЕЭС 2022-2028 Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть", АО "НК "Конданефть"
20	Шинный мост 110 кВ от сооружаемой надстройки 220 кВ на ПС 110 кВ Батово до ПС 110 кВ Батово	2х0,2	-	2025	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть", АО "НК "Конданефть"
21	Двухцепная ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Батово до точки врезки в ВЛ 110 кВ Снежная - Фоминская I, II цепи с отпайками с образованием 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	2х9	-	2025
22	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 АС-150	2х6,141	-	2025
23	Расширение ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Лосинка на две линейные ячейки	-	-	2023	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК Роснефть"
24	ВЛ 110 кВ от ПС 220 кВ в районе ПС 110 кВ Лосинка до ПС 110 кВ Лосинка	2х1	-	2023
25	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 АС-150	2х12,135	-	2022	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ТПП "Повхнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"
ООО "КанБайкал"
26	ПС 110/35/10 кВ Унтыгейского месторождения	-	2х25	2022	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "КанБайкал"
"Салым Петролеум Девелопмент Н.В."
27	ПС 110 кВ Чагора с ВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ Снежная - Западно-Салымская-1,2	2х0,85	2х40	2022	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств "Салым Петролеум Девелопмент Н.В."
28	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		2022
29	Замена провода на участке ВЛ 110 кВ Снежная - Западно-Салымская-1,2 от опоры N 1 до опоры N 14	1х1,636 1х1,333	-	2022
30	ПС 110 кВ Лев с ВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ Снежная - Западно-Салымская-1,2 (от отпайки на ПС 110 кВ Эвихон)	1х6,8 1х6,25	2х63	2022
АО "Самотлорнефтегаз"
31	ПС 110/35/6 кВ в районе КНС-39 с питающими ВЛ 110 кВ от ПС 220 кВ Мираж	2х16,18	2х40	2023	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Самотлорнефтегаз"
ПАО "Россети"
32	Строительство ПС 220 кВ в районе ПС 110 кВ Лосинка с двумя автотрансформаторами 220/110 кВ мощностью 125 МВА каждый (2х125 МВА)	-	2х125	2023	СиПР ЕЭС 2022-2028 Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК Роснефть"
33	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"
34	ПС 110 кВ Пойковская-2 с ВЛ 110 кВ Правдинская - Пойковская-2 I, II цепь	2х19	2х40	2023	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
35	ПС 110 кВ Водозабор-2 с ВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ Правдинская - Пойковская-2 I, II цепь	2х45	2х40	2023
36	ПС 110/35/6 кВ Восточно-Сургутская-2 с ВЛ 110 кВ Вектор - Восточно-Сургутская-2 I, II цепь	2х30	2х40	2023	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
ООО "Газпромэнерго"
37	Реконструкция ПС 110 кВ Родник с заменой силовых трансформаторов 2х40 на 2х63 МВА	-	2х63	2023	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"
ООО "Лукойл-Западная Сибирь"
38	ПС 110 кВ Полюс с ВЛ 110 кВ Когалым - Полюс I, II цепь	2х47,9	2х40	2022	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"

* 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.

** Мероприятия по строительству отпайки от ВЛ 110 кВ ПП Восточный - ПП Угутский 1,2 до ПС 110 кВ Унтыгейского месторождения реализованы в 2021 году

С учетом мероприятий, представленных в таблице Таблица 23, произведены расчеты электроэнергетических режимов на период до 2027 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 2017 - 2021 годов.

В таблицах Таблица 24-Таблица 25 приведены данные о текущей загрузке трансформаторного оборудования (данные зимнего и летнего контрольных замеров 2017-2021) 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 2017 - 2021 годы и о перспективной загрузке трансформаторов центров питания 110 кВ и выше ЭЭС автономного округа

Наименование энергорайона	Наименование ПС	Наименование Т (АТ)	S _ном, МВА	U _ном, кВ	Активная нагрузка, МВт	Полная нагрузка, МВА	Час замера
2017* зимний максимум (20 декабря)
НВЭР	ПС 110 кВ Тагринская	1Т	16	110/35/6	8,92	19,43	18:00
		2Т	16	110/35/6	8,43
2017* летний максимум (21 июня)
НВЭР	ПС 110 кВ Тагринская	1Т	16	110/35/6	5,93	12,35	03:00
		2Т	16	110/35/6	6,42
2018* зимний максимум (19 декабря)
НВЭР	ПС 110 кВ Тагринская	1Т	16	110/35/6	11,32	21,22	16:00
		2Т	16	110/35/6	8,39
2018* летний максимум (20 июня)
НВЭР	ПС 110 кВ Тагринская	1Т	16	110/35/6	7,97	16,74	03:00
		2Т	16	110/35/6	7,48
2019* зимний максимум (18 декабря)
НВЭР	ПС 110 кВ Тагринская	1Т	16	110/35/6	15,32	21,9	16:00
		2Т	16	110/35/6	4,77
2019* летний максимум (19 июня)
НВЭР	ПС 110 кВ Тагринская	1Т	16	110/35/6	13,25	20,4	20:00
		2Т	16	110/35/6	5,05
2020* зимний максимум (16 декабря)
НВЭР	ПС 110 кВ Тагринская	1Т	16	110/35/6	9,56	17,2	05:00
		2Т	16	110/35/6	6,44
2020* летний максимум (17 июня)
НВЭР	ПС 110 кВ Тагринская	1Т	16	110/35/6	12,06	16,83	12:00
		2Т	16	110/35/6	3,16
2021* зимний максимум (15 декабря)
НВЭР	ПС 110 кВ Тагринская	1Т	25	110/35/6	4,47	16,06	9:00
		2Т	16	110/35/6	10,46
2021* летний максимум (16 июня)
НВЭР	ПС 110 кВ Тагринская	1Т	16	110/35/6	10,55	16,94	21:00
		2Т	16	110/35/6	5,07

* Время контрольного замера московское.

Таблица 25.

Заявляемая мощность по договору на технологическое присоединение к центрам питания 110 кВ и выше ЭЭС автономного округа

Наименование ПС	Заявляемая мощность по договору на технологическое присоединение, МВт
Наименование ПС	2022 г	2023 г	2024 г	2025 г	2026 г	2027 г
ПС 110 кВ Тагринская	8,1	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0

На ПС 110 кВ Тагринская установлено 2 нагрузочных трансформатора.

Величина длительно допустимой нагрузки существующих трансформаторов ПС 110 кВ Тагринская определена с учетом коэффициента допустимой длительной перегрузки (без ограничения длительности) (к_пер) (письмо АО "Россети Тюмень" от 20.01.2022 N ВД-56/К).

Таблица 26.

Перегрузочная способность трансформаторного оборудования ПС 110 кВ Тагринская

Наименование трансформатора	Марка трансформатора	Год ввода	I _ном, А	Температура дня контрольного замера максимальной нагрузки ПС 110 кВ Тагринская за период 2017-2021 и соответствующая длительно допустимая нагрузка (S_ДДН), МВА
1	2	3	4	5
Т-1	ТДТН-25000/110/35/6 У1	1987	125,5	Зимний период при температуре в день контрольного замера в 2019 году (-11,4°C)
				30
				Летний период при температуре в день контрольного замера в 2019 году (+12,4°C)
				25
Т-2	ТДТН-16000/110-76У1	1984	80,3	Зимний период при температуре в день контрольного замера в 2019 году (-11,4°C)
				19,2
				Летний период при температуре в день контрольного замера в 2019 году (+12,4°C)
				16

Максимальная нагрузка данной подстанции за 2017-2021 годы в зимний/летний контрольный замер составила (см. таблицу Таблица 24):

2017 год - 19,43/12,35 МВА

2018 год - 21,22/16,74 МВА

2019 год - 21,9/20,40 МВА;

2020 год - 17,2/16,83 МВА;

2021 год - 16,06/16,94 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 20,4 МВА.

При аварийном отключении Т-1 ПС 110 кВ Тагринская загрузка оставшегося в работе Т-2 в режиме зимних нагрузок при температуре наружного воздуха минус 11,4°C составляет 21,9 МВА и превышает S_ДДН (19,2 МВА), в режиме летних нагрузок при температуре наружного воздуха плюс 12,4°C составляет 20,4 МВА и превышает S_ДДН (16 МВА).

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 нагрузочного трансформатора, установленного на ПС 110 кВ КНС-3 Тагринского месторождения. Величина длительно допустимой нагрузки существующего трансформатора ПС 110 кВ КНС-3 Тагринского месторождения определена с учетом коэффициента допустимой длительной перегрузки (без ограничения длительности) (к_пер) (письмо АО "Россети Тюмень" от 20.01.2022 N ВД-56/К) и приведена в таблице Таблица 27.

Таблица 27.

Перегрузочная способность трансформаторного оборудования ПС 110 кВ КНС-3 Тагринского месторождения

Наименование трансформатора	Марка трансформатора	Год ввода	I _ном, А	Температура дня контрольного замера максимальной нагрузки ПС 110 кВ Тагринская за период 2017-2021 и соответствующая длительно допустимая нагрузка ПС 110 кВ КНС-3 (S_ДДН), МВА
1	2	3	4	5
Т-1	ТДТН-10000/110	1970	50,2	Зимний период при температуре в день контрольного замера в 2019 году (-11,4°C)
				12
				Летний период при температуре в день контрольного замера в 2019 году (+12,4°C)
				10

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. Нагрузка ПС 110 кВ КНС-3 Тагринского месторождения в 2019 году в зимний/летний контрольный замер составила - 6,66/2,91 МВА.

После СРМ по переводу фидера N 2 с ПС 110 кВ Тагринская на ПС 110 кВ КНС-3 Тагринского месторождения в объеме 3,25 МВА нагрузка ПС 110 кВ КНС-3 Тагринского месторождения может составить 9,91 МВА в зимний период при температуре наружного воздуха минус 11,4°C, что не превышает S_ДДН (12 МВА), и 8,8 МВА в летний период нагрузок при температуре наружного воздуха плюс 12,4°C (дополнительно учтен перевод фидера 35 кВ N 3 с ПС 110 кВ Тагринская на ПС 110 кВ КНС-3 Тагринского месторождения в объеме 2,62 МВА), что не превышает S_ДДН (10 МВА).

Прирост нагрузки на ПС 110 кВ КНС-3 Тагринского месторождения отсутствует.

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

При аварийном отключении Т-1 ПС 110 кВ Тагринская после СРМ загрузка оставшегося в работе Т-2 в режиме зимних нагрузок при температуре наружного воздуха минус 11,4°C может составить 18,65 МВА, что не превышает S_ДДН (19,2 МВА), в режиме летних нагрузок при температуре наружного воздуха плюс 12,4°C составляет 14,53 МВА, что не превышает S_ДДН (16 МВА).

Согласно данным АО "Россети Тюмень" в рамках реализации ТУ на ТП (договор ТП от 03.02.2021 N Т4/20/0006-ДТП) планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 8,1 МВт к ПС 110 кВ Тагринская. Коэффициент набора мощности потребителями электрической энергии (мощности) (К ^наб) составляет 0,9 и 0,85 в зимний и летний периоды нагрузок соответственно, коэффициент реактивной электрической нагрузки (tg) составляет 0,5. Перспективная нагрузка ПС 110 кВ Тагринская составит 30,05 МВА в зимний период нагрузок при температуре наружного воздуха минус 11,4°C и 28,1 МВА в летний период нагрузок при температуре наружного воздуха плюс 12,4°C.

При аварийном отключении Т-1 ПС 110 кВ Тагринская после СРМ загрузка оставшегося в работе Т-2 в режиме зимних нагрузок при температуре наружного воздуха минус 11,4°C может составить 26,8 МВА, в режиме летних нагрузок при температуре наружного воздуха плюс 12,4°C может составить 22,2 МВА. Возможность снижения загрузки Т-2 ПС 110 кВ Тагринская в случае аварийного отключения Т-1 ПС 110 кВ Тагринская, ниже уровня S_ДДН в летний и зимний периоды отсутствует, необходима его замена на трансформатор большей номинальной мощности.

С учетом загрузки трансформаторов на ПС 110 кВ КНС-1 Варьеганского м/р (1х16 МВА, 1х25 МВА), которая составляет 6,93 МВА в зимний период при температуре наружного воздуха минус 11,4°C, 8,43 МВА в летний период при температуре наружного воздуха плюс 12,4°C, рекомендуется выполнить перемещение трансформатора Т-2 мощностью 25 МВА с ПС 110 кВ КНС-1 Варьеганского м/р на ПС 110 кВ Тагринская и трансформатора Т-2 мощностью 16 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 нагрузочных трансформатора. Величина длительно допустимой нагрузки существующих трансформаторов ПС 110 кВ КНС-1 Варьеганского м/р определена с учетом коэффициента допустимой длительной перегрузки (без ограничения длительности) (к_пер) (письмо АО "Россети Тюмень" от 20.01.2022 N ВД-56/К) и приведена в таблице Таблица 28.

Таблица 28.

Перегрузочная способность трансформаторного оборудования ПС 110 кВ КНС-1 Варьеганского месторождения

Наименование трансформатора	Марка трансформатора	Год ввода	I _ном, А	Температура дня контрольного замера максимальной нагрузки ПС 110 кВ Тагринская за период 2017-2021 и соответствующая длительно допустимая нагрузка ПС 110 кВ КНС-1 Варьеганского месторождения (S _ДДН), МВА
1	2	3	4	5
Т-1	ТДТН-16000/110-76У1	1985	80,3	Зимний период при температуре в день контрольного замера в 2019 году (-11,4°C)
				19,2
				Летний период при температуре в день контрольного замера в 2019 году (+12,4°C)
				16
Т-2	ТДТН-25000/110/35/6 У1	1997	125,5	Зимний период при температуре в день контрольного замера в 2019 году (-11,4°C)
				31,25
				Летний период при температуре в день контрольного замера в 2019 году (+12,4°C)
				30,95

Нагрузка ПС 110 кВ КНС-1 Варьеганского месторождения в 2019 году в зимний/летний контрольный замер составила 6,93/8,43 МВА. Прирост нагрузки на ПС 110 кВ КНС-1 Варьеганского м/р отсутствует. При аварийном отключении Т-2 ПС 110 кВ КНС-1 Варьеганского м/р загрузка оставшегося в работе Т-1 может составить 6,93 МВА в режиме зимних нагрузок при температуре наружного воздуха минус 11,4°C и не превышает S_ДДН (19,2 МВА), в режиме летних нагрузок при температуре наружного воздуха плюс 12,4°C может составить 8,43 МВА и не превышает S_ДДН (16 МВА).

После перемещения трансформатора при аварийном отключении Т-1 ПС 110 кВ Тагринская загрузка оставшегося в работе Т-2 может составить 26,8 МВА в режиме зимних нагрузок при температуре наружного воздуха минус 11,4°C и не превышает S_ДДН (31,25 МВА), в режиме летних нагрузок при температуре наружного воздуха плюс 12,4°C может составить 22,2 МВА и не превышает S_ДДН (30,95 МВА).

Рекомендации по корректировке сроков ввода электросетевых объектов 220 кВ и выше относительно СиПР ЕЭС России 2022-2028

Анализ расчетов электроэнергетических режимов на период до 2027 года показал, что необходимость изменения сроков реализации мероприятий по развитию электроэнергетики ЭЭС автономного округа, предусмотренных СиПР ЕЭС России 2022-2028, отсутствует.

Перечень электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу в период до 2027 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 (Приложение Г) 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.

Анализ баланса реактивной мощности в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше ЭЭС автономного округа на перспективу до 2027 года

Расчет баланса реактивной мощности показал, что во всех рассмотренных режимах 2022-2027 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 таблицы Таблица 24).

Таблица 29.

Перечень мероприятий по реконструкции ПС и ЛЭП

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 Тагринская (увеличение трансформаторной мощности на 9 МВА до 50 МВА путем замены трансформатора 16 МВА на 25 МВА с ПС 110 кВ КНС-1 Варьеганского м/р)		1х25	2022	Ликвидация перегруза при единичных отключениях из нормальной схемы. Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "Варьеганнефть"
2	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 реализуемых и перспективных проектов 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

Для рассматриваемых мероприятий, отсутствующих в СиПР ЕЭС на 2022-2028 годы или актуальных инвестиционных программах сетевых организаций, определены объемы электросетевого строительства и выполнена оценка капитальных затрат на их реализацию.

Стоимость реализации мероприятий по электросетевому строительству определена на основании УНЦ.

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

Для определения величины капитальных затрат в текущих ценах 1 квартала 2022 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 2023 и 2024 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.

Таблица 30.

Индексы-дефляторы инвестиций в основной капитал

Наименование	Наименование документа - источника данных	Годы
Наименование	Наименование документа - источника данных	2018	2019	2020	2021	1 кв. 2022
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	105,3	-	-	-	-
	Прогноз социально-экономического развития Российской Федерации на 2021 год и на плановый период 2022 и 2023 годов	-	106,8	-	-	-
	Прогноз социально-экономического развития Российской Федерации на 2022 год и на плановый период 2023 и 2024 годов	-	-	105,6	105,4	1,013

Таблица 31.

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 (в ценах 1 квартала 2022 года с НДС)

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. 2022 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 2022-2028 и в рамках реализации технологического присоединения по заключенным договорам
Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала
1	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")	-	-	-	2022	2021	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала	ИПР ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"	155,0
2	Расширение ОРУ 220 кВ ПС 500 кВ Святогор на 2 линейные ячейки	Реконструкция ПС 500 кВ Святогор (расширение РУ 220 кВ на две линейные ячейки) (для технологического присоединения объектов электросетевого хозяйства АО "Тюменьэнерго")	-	-	-	2025	2024	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала	ИПР ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	299,96
3	Реконструкция ПС 220 кВ Правдинская с установкой третьего автотрансформатора 220/110 кВ мощностью 125 МВА (1х125 МВА)	Реконструкция ПС 220 кВ Правдинская (организация каналов УПАСК, расширение ОРУ 110 кВ на две линейные ячейки, установка третьего АТ220/110 кВ мощностью 125 МВА) и Реконструкция ПС 500 кВ Святогор (установка АОПО, организация каналов УПАСК) (для ТП энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть")	-	1х125	-	2023	2023	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала	ИПР ПАО "ФСК ЕЭС"	СиПР ЕЭС 2022-2028 Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	736,74
4	Расширение ОРУ-110 кВ ПС 220 кВ Правдинская на две линейные ячейки 110 кВ	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	2023	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала	ИПР ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	736,74
5	Расширение ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Вектор на две линейные ячейки 110 кВ	Реконструкция ПС 220 кВ Вектор (для ТП энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть") расширение ОРУ 110 кВ на две линейные ячейки 110 кВ для присоединения вновь сооружаемой двухцепной ВЛ 110 кВ Вектор - Восточно - Сургутская-2 I, II цепь	-	-	-	2023	2023	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала	ИПР ПАО "ФСК ЕЭС"	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	80,21
Итого			-	125,0	-						1271,91
АО "Россети Тюмень"
6	ПС 110 кВ Невская с ВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ СП Батово - Чапровская-1,2	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"	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "НК "Конданефть"	2124,28
6			2х42,008	-	-	2022	2022	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень"		2124,28
7	Строительство надстройки 220 кВ на ПС 110 кВ Батово с двумя автотрансформаторами 220/110 кВ мощностью 125 МВА каждый (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	-	2025	-	АО "Россети Тюмень"	Оценка капитальных затрат	СиПР ЕЭС 2022-2028 Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть", АО "НК "Конданефть"	1792,25
8	Строительство ВЛ 220 кВ Демьянская - Батово I, II цепь ориентировочной протяженностью 240 км (2х120 км)*		2х120	-	-	2025	-	АО "Россети Тюмень"	Оценка капитальных затрат		4748,74
9	Шинный мост 110 кВ от сооружаемой надстройки 220 кВ на ПС 110 кВ Батово до ПС 110 кВ Батово		2х0,2	-	-	2025		АО "Россети Тюмень"	Оценка капитальных затрат	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть", АО "НК "Конданефть"	1,4
10	Двухцепная ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Батово до точки врезки в ВЛ 110 кВ Снежная - Фоминская I, II цепи с отпайками с образованием 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	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 2х8,063 км и 2х8,027 км)	2х9	-	-	2025	2021	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень"	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть", АО "НК "Конданефть"	1236,88
11	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 АС-150	Реконструкция ВЛ 110 кВ Снежная - Ханты-Мансийская с заменой провода АЖ-120 на АС-120/19 (1 Этап)	2х6,141	-	-	2025	2021	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень"		697,59
12	ПС 110 кВ в районе Усть-Балыкского месторождения (Береговая) с ВЛ 110 кВ СП Лосинка - Береговая-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	-	2024	2024	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень"	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК Роснефть"	1422,17
13	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)	-	-	-	2024	2024	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень"		241,12
14	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 2х9,11 км)	2х9,11	2х40	-	2022	2022	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень"	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	929,66
15	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	-	2023	2023	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень"	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	832,07
16	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"	1321,70
17	ПС 110/35/6 кВ Чупальская-2 (Московская) с ВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ Чупальская - Кузоваткинская-1,2	ПС 110/35/6 кВ Московская с ВЛ 110 кВ (новое строительство ПС с трансформаторной мощностью 2х40 МВА и ВЛ протяженностью 2х17 км)	2х2,44 1х0,33	2х40	-	2024	2024	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень"	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	1451,15
18	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	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	-	-	2023	2023	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень"	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"	71,4
19	Строительство надстройки 220 кВ на ПП 110 кВ Угутский (ПС 220 кВ Погорелова) с двумя автотрансформаторами 220/110 кВ мощностью 125 МВА каждый (2х125 МВА)	Проектирование надстройки 220 кВ на ПП 110 кВ Угутский с ВЛ 220 кВ Святогор - Угутский (строительство надстройки с трансформаторной мощностью 2х125 МВА и ВЛ протяженностью 2х79,937 км)	-	2х125	-	2025	2025	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень"	СиПР ЕЭС 2022-2028. Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	4516,44
20	Строительство ВЛ 220 кВ Святогор - Погорелова I, II цепь ориентировочной протяженностью 159,874 км (2х79,937 км)		2х79,937	-	-	2025	2025
21	Расширение ПП 110 кВ Угутский на две линейные ячейки		-	-	-	2025	2025
22	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 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	2х12,135	-	-	2022	2022	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень"	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ТПП "Повхнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"	494,79
23	Расширение ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Лосинка на две линейные ячейки		-	-	-	2023	-	-	Оценка капитальных затрат	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК Роснефть"	99,78
24	ВЛ 110 кВ от ПС 220 кВ в районе ПС 110 кВ Лосинка до ПС 110 кВ Лосинка		2х1	-	-	2023	-	-	Оценка капитальных затрат		18,35
Итого			653,264	950,0							21999,77
ООО "КанБайкал"
25	ПС 110/35/10 кВ Унтыгейского месторождения		-	2х25	-	2022	-	ООО "КанБайкал"	Оценка капитальных затрат	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "КанБайкал"	564,4
Итого			-	50,0	-						564,4
"Салым Петролеум Девелопмент Н.В."
26	ПС 110 кВ Лев с ВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ Снежная - Западно-Салымская-1,2 (от отпайки на ПС 110 кВ Эвихон)		1х6,8 1х6,25	2х63	-	2022	-	"Салым Петролеум Девелопмент Н.В."	Оценка капитальных затрат	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств "Салым Петролеум Девелопмент Н.В."	695,96
27	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	-	-	2022	-	"Салым Петролеум Девелопмент Н.В."	Оценка капитальных затрат	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств "Салым Петролеум Девелопмент Н.В."	544,03
28	Замена провода на участке ВЛ 110 кВ Снежная - Западно-Салымская-1,2 от опоры N 1 до опоры N 14		1х1,636 1х1,333	-	-	2022	-	"Салым Петролеум Девелопмент Н.В."	Оценка капитальных затрат	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств "Салым Петролеум Девелопмент Н.В."	6,3
29	ПС 110 кВ Чагора с ВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ Снежная - Западно-Салымская-1,2		2х0,85	2х40	-	2022	-	"Салым Петролеум Девелопмент Н.В."	Оценка капитальных затрат	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств "Салым Петролеум Девелопмент Н.В."	542,27
Итого			72,399	206,0	-						1788,56
АО "Самотлорнефтегаз"
30	ПС 110/35/6 кВ в районе КНС-39 с питающими ВЛ 110 кВ (ВЛ 110 кВ от ПС 220 кВ Мираж)		2х16,18	2х40	-	2023	-	АО "Самотлорнефтегаз"	Оценка капитальных затрат	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств АО "Самотлорнефтегаз"	864,29
Итого			32,36	80,0	-						864,29
ПАО "Россети"
31	Строительство ПС 220 кВ в районе ПС 110 кВ Лосинка с двумя автотрансформаторами 220/110 кВ мощностью 125 МВА каждый (2х125 МВА)		-	2х125	-	2023	-		Оценка капитальных затрат	СиПР ЕЭС 2022-2028. Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК Роснефть"	1874,15
32	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	-		Оценка капитальных затрат		309,22
Итого			16,0	250,0	-						2183,37
ПАО "НК "Роснефть"
33	ПС 110 кВ Пойковская-2 с ВЛ 110 кВ Правдинская - Пойковская-2 I, II цепь		2х19	2х40	-	2023	-	ПАО "НК "Роснефть"	Оценка капитальных затрат	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	916,16
34	ПС 110 кВ Водозабор-2 с ВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ Правдинская - Пойковская-2 I, II цепь		2х45	2х40	-	2023	-	ПАО "НК "Роснефть"	Оценка капитальных затрат	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	1408,85
35	ПС 110/35/6 кВ Восточно-Сургутская-2 с ВЛ 110 кВ Вектор - Восточно-Сургутская-2 I, II цепь		2х30	2х40	-	2023	-	ПАО "НК "Роснефть"	Оценка капитальных затрат	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	1180,38
Итого			188,0	240,0	-						3505,39
ООО "Газпромэнерго"
36	Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Родник с заменой трансформаторов 2х40 на 2х63 МВА		-	2х63	-	2023	-	ООО "Газпромэнерго"	Оценка капитальных затрат	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"	243,1
Итого			-	126,0	-						243,1
ООО "Лукойл - Западная Сибирь"
39	ПС 110 кВ Полюс с ВЛ 110 кВ Когалым - Полюс I, II цепь		2х47,9	2х40	-	2022	-	ООО "Лукойл-ЗС	Оценка капитальных затрат	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"	1607,01
Итого			95,8	80,0	-						1607,01
В рамках расширения и реконструкции ПС 110 кВ и выше
37	Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Тагринская с заменой трансформатора Т2 с увеличением трансформаторной мощности с 16 до 25 МВА (путем перекатки с ПС 110 кВ КНС-1 Варьеганского м/р трансформатора Т2 25 МВА)	Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Тагринская (увеличение трансформаторной мощности на 18 МВА до 50 МВА путём замены трансформаторов 2х16 МВА на 2х25 МВА с ПС 110 кВ КНС-1 Варьеганского м/р; замена свайного основания силовых трансформаторов 110 кВ; перенос заземлителей ЗОН-110 - 2 шт.)	-	1х25	-	2022	2021	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень	Ликвидация перегруза в существующей схеме электрической сети. Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "Варьеганнефть"	14,68
37			-	1х16	-	2022	2021	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Россети Тюмень		14,68
38	Реконструкция ВЛ 110 кВ Западно-Камынская - Пимская-2	Проектирование ВЛ 110 кВ на ПС Сытомино с отпайкой на ПС Песчаная (новое строительство ВЛ протяженностью 46,83 км)	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			46,83	-	-						14,68
Всего			1104,653	2107,0	-						34042,48

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

** Для объектов, стоимость которых принята на основании СиПР ЕЭС России на 2022-2028 годы, ИПР ПАО "ФСК ЕЭС" (изм. утв. приказом Минэнерго России от 28.12.2021 N 35@), ИПР АО "Россети Тюмень" (изм. утв. приказом Минэнерго России от 22.12.2021 N 29@), указана оценка полной стоимости инвестиционного проекта в прогнозных ценах соответствующих лет (млн руб. с НДС).

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:

Адаптивность компаний к новым задачам и вызовам.

Улучшение характеристик надежности электроснабжения потребителей.

Повышение эффективности компании.

Повышение доступности электросетевой инфраструктуры.

Развитие кадрового потенциала и новых компетенций.

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.

В рамках программы "Цифровая трансформация" АО "Россети Тюмень" выполнены следующие проекты:

оснащение объектов программно-аппаратными средствами единой системы линейно-технического учета и контроля транспорта и мобильных бригад - АИС УТМБ;

создание системы контроля привилегированных пользователей (PUM).

Введены в эксплуатацию 4 высокоавтоматизированные подстанции.

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").

Таблица 32.

Численность жителей в населенных пунктах автономного округа,
работающих изолированно от ЕЭС России

Муниципальные районы	Сельское поселение	Населенный пункт	Численность населения, чел
1	2	3	4
Белоярский	Казым	д. Нумто	199
Белоярский	Полноват	с. 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
Березовский	Приполярный	п. Приполярный	1006
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, работающие изолированно от ЕЭС России: с. Ванзеват, д. Нумто, д. Пашторы, с. Тугияны.

Березовский муниципальный район

Населенные пункты, работающие изолированно от ЕЭС России: д. Анеева, с. Саранпауль, п. Сосьва, с. Ломбовож, д. Кимкьясуй, д. Сартынья, д. Хурумпауль, д. Щекурья, д. Ясунт, д. Верхненильдина, с. Няксимволь, д. Нерохи, д. Усть-Манья, д. Хулимсунт, п. Приполярный.

Кондинский муниципальный район

Населенные пункты, работающие изолированно от ЕЭС России: с. Карым, д. Никулкина, д. Шугур.

Нижневартовский муниципальный район

Населенные пункты, работающие изолированно от ЕЭС России: с. Корлики, д. Сосновый бор.

Сургутский муниципальный район

Населенный пункт, работающий изолированно от ЕЭС России: д. Таурова.

Ханты-Мансийский муниципальный район

Населенные пункты, работающие изолированно от ЕЭС России: с. Елизарово, п. Кедровый, п. Кирпичный, д. Согом, п. Урманный, п. Красноленинский, д. Долгое Плесо.

Текущее состояние и планы по развитию схемы электроснабжения населенных пунктов автономного округа, работающих изолированно от ЕЭС России

Белоярский муниципальный район:

д. Нумто, сельское поселение Казым.

Электроснабжение д. Нумто осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 4 дизель-генератора суммарной установленной электрической мощностью 243 кВт (таблица Таблица 33).

Таблица 33.

Сведения о существующих генерирующих мощностях д. Нумто по состоянию на 1 января 2022 года

Марка, модель оборудования, тип генератора		Мощность электростанции, кВт		Техническое состояние
Марка, модель оборудования, тип генератора		Установленная	Располагаемая	Техническое состояние
АД-100 N 8244, ЯМЗ-238М2-45, NF0585364, 2016 г.	Marellis MGB-225LA4-B2 NMC51332, 2016 г.	100	85	исправен
АД-40 N 9796, Д-246, N 007502, 2018 г. (Инв. N 00-000170)	Marellis MGB-200SB4 NMEM13147, 2018 г.	40	34	исправен
АД-75 N 9797, ЯМЗ-236М2, NН0626026, 2018 г. (Инв. N 00-000171)	Marellis MGB-225SB4 NME50760, 2018 г.	75	63	исправен
Cummins C38D5, N А12I069714, X3.3-G1, N А37022, 2012 г. (Инв. N 710)	Stamford PI144G, NG11L511751, 2011 г.	28	24	исправен
Итого		243	206

Таблица 34.

Потребление электрической энергии и мощности д. Нумто за 2017 - 2021 годы

Показатель	Ед. изм.	2017 г	2018 г	2019 г	2020 г	2021 г
1	2	3	4	5	6	7
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	53568	87238	111528	109715	186843
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	708	6397	1780	1744	6520
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	30	35	38	48	66

Электроснабжение потребителей электрической энергии д. Нумто от ДЭС осуществляется по сети 0,4 кВ.

Таблица 35.

Состав объектов электросетевого хозяйства д. Нумто

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
1	2	3	4	5
ВЛ-0,4 кВ	-	СИП-2 3х35+1х54,6+1х16	1,424	2013
ВЛ-0,4 кВ		СИП-4 4х16	0,062	2013
Итого ВЛ 0,4 кВ			1,486

установка приборов учета электрической энергии (внедрение АИИС УЭ) с целью обеспечения снижения коммерческих потерь за счет централизованного полного сбора показаний за отчетный период;

АИИС УЭ 2 уровня (установка комплектов базовых станций на ДЭС);

переустройство ДЭС-0,4 кВ;

приобретение оборудования, не входящего в смету строек (расходные емкости для ДЭС), с целью обеспечения бесперебойной эксплуатации дизельной электростанции (в связи со сложной транспортной схемой).

В настоящее время отсутствуют заявки и технические условия на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства на территории д. Нумто.

Таблица 36.

Баланс электрической мощности д. Нумто до 2027 года

Показатель	Ед. изм.	2021 г факт	2022 г	2023 г	2024 г	2025 г	2026 г	2027 г
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Установленная мощность	кВт	243	243	243	243	243	243	243
Располагаемая мощность	кВт	206	206	206	206	206	206	206
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом реализации договоров на ТП энергопринимающих устройств	кВт	66	66	66	66	66	66	66

С. Ванзеват, с.п. Полноват

Электроснабжение с. Ванзеват осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 5 дизель-генераторов суммарной установленной электрической мощностью 960 кВт (таблица Таблица 37).

Таблица 37.

Сведения о существующих генерирующих мощностях с. Ванзеват по состоянию на 1 января 2022 года

Марка, модель оборудования, тип генератора		Мощность электростанции, кВт		Техническое состояние
Марка, модель оборудования, тип генератора		Установленная	Располагаемая	Техническое состояние
ADV-200, Volvo N 1	Magnaplus МР-200-4, N 4320АS-120181, 2012 г.	200	170	исправен
ADV-160, Volvo N 2	Magnaplus МР-200-4, N 4320AS-120185, 2012 г.	160	136	исправен
ADV-100, Volvo N 3	363CSL1607, N 1631S-120225, 2012 г.	100	85	исправен
АД-250		250	212	исправен
АД-250		250	212	исправен
Итого		960	815

Таблица 38.

Потребление электрической энергии и мощности с. Ванзеват за 2017 - 2021 годы

Показатель	Ед. изм.	2017 г	2018 г	2019 г	2020 г	2021 г
1	2	3	4	5	6	7
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	1065968	1156512	1189589	1170250	1263075
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	27728	21312	12549	12298	9875
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	242	250	268	239	215

Электроснабжение потребителей электрической энергии с. Ванзеват от ДЭС осуществляется по сети 0,4 кВ.

Таблица 39.

Состав объектов электросетевого хозяйства с. Ванзеват

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
1	2	3	4	5
ВЛ-0,4 кВ от ДЭС	-	СИП-4 4х120+1х25	0,167	2016
	-	СИП-4 4х70+1х16	0,460	2013
	-	СИП-4 4х120+1+25	0,463	2013
	-	А25	0,348	2013
	-	СИП-4 4х50+1х16	2,012	2013
Итого ВЛ-0,4 кВ			3,45
КЛ-0,4 кВ Котельная, Школа	-	АВВГ 4х50	0,037	2013
КЛ-0,4 кВ Пож.депо	-	ВВГнг 4х35	0,080	2013
КЛ-0,4 кВ Морг	-	АВВГ 4х50	0,140	2016
Итого КЛ-0,4 кВ			0,257
Booster опора 12 (ФАП)	30	Автотрансформатор VB30K-3P-000	-	2015
Booster опора 15 (Котельная)	45	Автотрансформатор VB30K-3P-000	-	2015
Booster опора 32 (Магазин)	45	Автотрансформатор	-	2019
Итого	120

реконструкция электрических сетей в с. Ванзеват с целью обеспечения снижения потерь за счет перевода части воздушной линии высшим напряжением 10 кВ;

переустройство ДЭС-0,4 кВ с целью обеспечения качественного, бесперебойного электроснабжения потребителей;

приобретение оборудования, не входящего в смету строек (расходные ёмкости для ДЭС), с целью обеспечения бесперебойной эксплуатации дизельной электростанции (в связи со сложной транспортной схемой);

приобретение оборудования, не входящего в смету строек (мастерские для ДЭС), с целью обеспечения бесперебойной эксплуатации дизельной электростанции (в связи со сложной транспортной схемой);

АИИС УЭ 2 уровня (установка комплектов базовых станций ДЭС).

В настоящее время отсутствуют заявки и технические условия на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства на территории с. Ванзеват.

Таблица 40.

Баланс электрической мощности с. Ванзеват до 2027 года

Показатель	Ед. изм.	2021 г. факт	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.	2026 г.	2027 г.
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Установленная мощность	кВт	960	960	960	960	960	960	960
Располагаемая мощность	кВт	815	815	815	815	815	815	815
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом реализации договоров на ТП энергопринимающих устройств	кВт	215	215	215	215	215	215	215

Д. Пашторы, с.п. Полноват

Электроснабжение д. Пашторы осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 3 дизель-генератора суммарной установленной электрической мощностью 104 кВт (таблица Таблица 41).

Таблица 41.

Сведения о существующих генерирующих мощностях д. Пашторы
по состоянию на 1 января 2022 года

Марка, модель оборудования, тип генератора		Мощность электростанции, кВт		Техническое состояние
Марка, модель оборудования, тип генератора		Установленная	Располагаемая	Техническое состояние
Cummins C38D5 N 1	Stamford PI144G, зав. NG11K458396, 2011 г.	28	24	исправен
Cummins C38D5 N 2	Stamford PI144G, зав. NG12J427338, 2012 г.	28	24	исправен
GMGen Power Systems GMC66		48	41	исправен
Итого		104	89

Таблица 42.

Потребление электрической энергии и мощности д. Пашторы за 2017 - 2021 годы

Показатель	Ед. изм.	2017 г	2018 г	2019 г	2020 г	2021 г
1	2	3	4	5	6	7
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	43790	58946	67104	66013	101450
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	968	726	837	820	2319
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	30	24	28	20	21

Электроснабжение потребителей электрической энергии д. Пашторы от ДЭС осуществляется по сети 0,4 кВ.

Таблица 43.

Состав объектов электросетевого хозяйства д. Пашторы

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
1	2	3	4	5
ВЛ-0,4 кВ	-	СИП 2А 3*35+1х50+1х16	1,4	2014
Итого ВЛ 0,4 кВ			1,4

приобретение оборудования (мобильный комплекс ДЭС) с целью обеспечения качественного, бесперебойного электроснабжения потребителей;

АИИС УЭ 2 уровня (установка комплектов базовых станций на ДЭС);

переустройство ДЭС-0,4 кВ.

В настоящее время отсутствуют заявки и технические условия на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства на территории д. Пашторы.

Таблица 44.

Баланс электрической мощности д. Пашторы до 2027 года

Показатель	Ед. изм.	2021 г факт.	2022 г	2023 г	2024 г	2025 г	2026 г	2027 г
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Установленная мощность	кВт	104	104	104	104	104	104	104
Располагаемая мощность	кВт	89	89	89	89	89	89	89
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом реализации договоров на ТП энергопринимающих устройств	кВт	21	21	21	21	21	21	21

С. Тугияны, с.п. Полноват

Электроснабжение с. Тугияны осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 2 дизель-генератора суммарной установленной электрической мощностью 148 кВт (таблица Таблица 45).

Таблица 45.

Сведения о существующих генерирующих мощностях с. Тугияны
по состоянию на 1 января 2022 года

Марка, модель оборудования, тип генератора		Мощность электростанции, кВт		Техническое состояние
Марка, модель оборудования, тип генератора		Установленная	Располагаемая	Техническое состояние
АД-60, Д-246	UC.I224G1, N 0265874/003, 2010 г.	60	51	исправен
Cummins C38D5	Stamford PI144G, NG12A020418, 2012 г.	28	24	исправен
АД-60		60	51	исправен
Итого		148	126

Таблица 46.

Потребление электрической энергии и мощности с. Тугияны за 2017 - 2021 годы

Показатель	Ед. изм.	2017 г	2018 г	2019 г	2020 г	2021 г
1	2	3	4	5	6	7
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	73042	103557	106159	104433	168717
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	1208	1017	1287	1261	968
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	28	30	29	29,6	26

Электроснабжение потребителей электрической энергии с. Тугияны от ДЭС осуществляется по сети 0,4 кВ.

Таблица 47.

Состав объектов электросетевого хозяйства с. Тугияны

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
1	2	3	4	5
ВЛ-0,4 кВ от ДЭС	-	СИП4-4х70+2х35	1,568	2019
	-	СИП4-4х50	0,071	2019
	-	СИП4-4х16	0,401	2019
Итого ВЛ 0,4 кВ			2,040

АИИС УЭ 2 уровня (установка комплектов базовых станций на ДЭС);

переустройство ДЭС-0,4 кВ.

В настоящее время отсутствуют заявки и технические условия на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства на территории с. Тугияны.

Таблица 48.

Баланс электрической мощности с. Тугияны до 2027 года

Показатель	Ед. изм.	2021 г факт	2022 г	2023 г	2024 г	2025 г	2026 г	2027 г
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Установленная мощность	кВт	148	148	148	148	148	148	148
Располагаемая мощность	кВт	126	126	126	126	126	126	126
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом реализации договоров на ТП энергопринимающих устройств	кВт	26	26	26	26	26	26	26

Березовский муниципальный район:

д. Анеева, г.п. Игрим

Электроснабжение д. Анеева осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 5 дизель-генераторов суммарной установленной электрической мощностью 288 кВт (таблица Таблица 49).

Таблица 49.

Сведения о существующих генерирующих мощностях д. Анеева по состоянию на 1 января 2022 года

Марка, модель оборудования, тип генератора		Мощность электростанции, кВт		Техническое состояние
Марка, модель оборудования, тип генератора		Установленная	Располагаемая	Техническое состояние
Cummins C38D5, N А12I069715, ДВСX3.3-G1, N А43737, 2012 г. (Инв. N 712)	Stamford PI144G, NG12А020404, 2012 г.	28	24	исправен
АД-100-Т400, ЯМЗ-238М2-2, NЕ0031618, 2014 г. (Инв. N 604)	ГС-100У2, N 010501932, 2014 г.	100	85	исправен
АД-60, ЯМЗ-236, зав. N 10069832, 2003 г.в. (Инв. N 692)	Генератор БГ-60 4У2 зав. N000543	60	51	исправен
СТГ-АД-100		100	85	исправен
Итого		288	245

Таблица 50.

Потребление электрической энергии и мощности д. Анеева за 2017 - 2021 годы

Показатель	Ед. изм.	2017 г	2018 г	2019 г	2020 г	2021 г
1	2	3	4	5	6	7
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	248432	249791	199410	196168	237047
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	7952	10755	4630	4537	4782
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	70	62	59	47	45

Электроснабжение потребителей электрической энергии д. Анеева от ДЭС осуществляется по сети 0,4 кВ.

Таблица 51.

Состав объектов электросетевого хозяйства д. Анеева

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
1	2	3	4	5
ВЛ-0,4 кВ ф.1 от ДЭС	-	СИП2-4х70+1х16	0,607	2018
ВЛ-0,4 кВ ф.2 от ДЭС	-	СИП2-4х70+1х16	1,078	2018
	-	СИП-4 4х35	0,348	2018
	-	СИП-4 4х50	0,116	2018
Итого ВЛ-0,4 кВ			2,149
Бустер N 1 опора 32	30	Автотрансформатор VB30K-3P-000	-	2018
Бустер N 2 опора 17	45	Автотрансформатор VB45K-3P-003	-	2018
Итого	75

АИИС УЭ 2 уровня (установка комплектов базовых станций на ДЭС).

В настоящее время отсутствуют заявки и технические условия на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства на территории д. Анеева.

Таблица 52.

Баланс электрической мощности д. Анеева до 2027 года

Показатель	Ед. изм.		2021 г факт	2022 г	2023 г			2024 г	2025 г	2026 г		2027 г
1	2	3		4		5	6		7		8		9
Установленная мощность	кВт	288		288		288	288		288		288		288
Располагаемая мощность	кВт	245		245		245	245		245		245		245
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом реализации договоров на ТП энергопринимающих устройств	кВт	45		45		45	45		45		45		45

д. Кимкьясуй, с.п. Саранпауль

Электроснабжение д. Кимкьясуй осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 4 дизель-генератора суммарной установленной электрической мощностью 288 кВт (таблица Таблица 53).

Таблица 53.

Сведения о существующих генерирующих мощностях д. Кимкьясуй
по состоянию на 1 января 2022 года

Марка, модель оборудования, тип генератора		Мощность электростанции, кВт		Техническое состояние
Марка, модель оборудования, тип генератора		Установленная	Располагаемая	Техническое состояние
Cummins C38D5, NК12I071767, X3.3-G1, N А53216, 2012 г. (Инв. N 713)	Stamford PI144G, NG12J427337, 2012 г.	28	24	исправен
АД-50-Weifing, ДВС Deutz TD226B-4D N 4В070200497, 2007 г.(Инв. N 861)	Stamford UCI224F, N 7020118, 2007 г.в.	50	43	исправен
АД-110-Weifing, ДВС Ricardo R6105AZLD-1 N 7090038, 2007 г. (Инв. N 862)	н/д	110	94	исправен
АД-100, N 991105313, ЯМЗ-238М2, NH0627029, 2017 г. (Инв. N 655)	ГС-100У2, N 930600827, 2011 г.	100	85	исправен
Итого		288	246

Таблица 54.

Потребление электрической энергии и мощности д. Кимкьясуй за 2017 - 2021 годы

Показатель	Ед. изм.	2017 г	2018 г	2019 г	2020 г	2021 г
1	2	3	4	5	6	7
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	261598	320537	344467	338867	351240
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	7555	6686	7655	7502	4625
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	69	70	86	74,2	75,6

Электроснабжение потребителей электрической энергии д. Кимкьясуй от ДЭС осуществляется по сети 0,4 кВ.

Таблица 55.

Состав объектов электросетевого хозяйства д. Кимкьясуй

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
1	2	3	4	5
ВЛ-0,4 кВ от ДЭС	-	СИП4-3х70+2х35	1,909	2017
ВЛ-0,4 кВ от ДЭС	-	СИП4-3х70+2х35	0,421	2017
Итого ВЛ-0,4 кВ			2,330

В соответствии с инвестиционной программой АО "Юграэнерго" (утверждена приказом Департамента жилищно-коммунального комплекса и энергетики автономного округа от 7 октября 2021 года N 33-Пр-103) планируется АИИС УЭ 2 уровня (установка комплектов базовых станций на ДЭС).

В настоящее время отсутствуют заявки и технические условия на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства на территории д. Кимкъясуй.

Таблица 56.

Баланс электрической мощности д. Кимкьясуй до 2027 года

Показатель	Ед. изм.	2021 г факт	2022 г	2023 г	2024 г	2025 г	2026 г	2027 г
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Установленная мощность	кВт	288	288	288	288	288	288	288
Располагаемая мощность	кВт	246	246	246	246	246	246	246
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом реализации договоров на ТП энергопринимающих устройств	кВт	75,6	75,6	75,6	75,6	75,6	75,6	75,6

С. Ломбовож, с.п. Саранпауль

Электроснабжение с. Ломбовож осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 4 дизель-генератора суммарной установленной электрической мощностью 348 кВт (таблица Таблица 57).

Таблица 57.

Сведения о существующих генерирующих мощностях с. Ломбовож
по состоянию на 1 января 2022 года

Марка, модель оборудования, тип генератора		Мощность электростанции, кВт		Техническое состояние
Марка, модель оборудования, тип генератора		Установленная	Располагаемая	Техническое состояние
АД200С-Т400-1РГТ-07, ЯМЗ-7514.10, NН0627064, 2017 г. (Инв. N 596)	LSA 46.2L6 6/4, зав. N 217809/20, 2007 г.	200	170	исправен
Cummins C60, NН100086, 6BT5.9-G2, N 87074398, 2010 г.	Stamford UCI224E14, NХ10Е200736, 2010 г.	48	41	исправен
Volvo ADV-100		100	75	исправен
Итого		348	286

Таблица 58.

Потребление электрической энергии и мощности с. Ломбовож
за 2017 - 2021 годы

Показатель	Ед. изм.	2017 г	2018 г	2019 г	2020 г	2021 г
1	2	3	4	5	6	7
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	486446	481018	438397	431270	584826
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	8696	9334	10952	10733	21223
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	112	114	128	115,7	115,7

Электроснабжение потребителей электрической энергии с. Ломбовож от ДЭС осуществляется по сети 0,4 кВ.

Таблица 59.

Состав объектов электросетевого хозяйства с. Ломбовож

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
1	2	3	4	5
ВЛ-0,4 кВ от ДЭС		СИП-4 4х70+2х35	3,200	2018
ВЛ-0,4 кВ от ДЭС		СИП-4 4х50	0,223	2018
Итого ВЛ 0,4 кВ			3,423

В соответствии с инвестиционной программой АО "Юграэнерго" (утверждена приказом Департамента жилищно-коммунального комплекса и энергетики автономного округа от 7 октября 2021 года N 33-Пр-103) планируется установка АИИС УЭ 2 уровня (установка комплектов базовых станций на ДЭС).

На территории с. Ломбовож имеются технические условия на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства суммарной заявленной мощностью 85 кВт.

Таблица 60.

Баланс электрической мощности с. Ломбовож до 2027 года

Показатель	Ед. изм.	2021 г факт	2022 г	2023 г	2024 г	2025 г	2026 г	2027 г
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Установленная мощность	кВт	348	348	348	348	348	348	348
Располагаемая мощность	кВт	286	286	286	286	286	286	286
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом реализации договоров на ТП энергопринимающих устройств	кВт	115,7	134,6	134,6	134,6	134,6	134,6	134,6

С. Саранпауль, д. Щекурья, с.п. Саранпауль

Электроснабжение с. Саранпауль и д. Щекурья осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 5 дизель-генераторов суммарной установленной электрической мощностью 4823 кВт (таблица Таблица 61).

Таблица 61.

Сведения о существующих генерирующих мощностях с. Саранпауль
и д. Щекурья по состоянию на 1 января 2022 года

Марка, модель оборудования, тип генератора		Мощность электростанции, кВт		Техническое состояние
Марка, модель оборудования, тип генератора		Установленная	Располагаемая	Техническое состояние
1	2	3	4	5
Cummins C1400D5 N 1	Stamford PI734B1, N 0260067/006, 2010 г.	1 000	900	исправен
Cummins C1400D5 N 2	Stamford PI734B1, N 0259535/001, 2010 г.	1 000	900	исправен
Cummins C1400D5 N 3	Stamford PI734B1, N 0275319/008, 2011 г.	1 000	900	исправен
Cummins C1400D5 N 4	Stamford PI734B1, N А131404899, 2014 г.	1 000	900	исправен
Cummins C1100D5	Stamford HC64K, N 0222633/001, 2013 г.	823	740	исправен
Итого		4823	4340

Таблица 62.

Потребление электрической энергии и мощности с. Саранпауль
за 2017 - 2021 годы

Показатель	Ед. изм.	2017 г	2018 г	2019 г	2020 г	2021 г
1	2	3	4	5	6	7
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	10834727	10899280	11464040	11277670	11633268
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	87706	97629	81881	80243	71312
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	2907	2548	2797	1891	2104

Электроснабжение потребителей электрической энергии с. Саранпауль от ДЭС осуществляется по сетям 10-0,4 кВ.

Таблица 63.

Состав объектов электросетевого хозяйства с. Саранпауль

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
1	2	3	4	5
ВЛ-10 кВ Котельная	-	АС-50	0,413	2016
ВЛ-10 кВ СПГ	-	СИП-3 1х95	1,935	2015
ВЛ-10 кВ СПГ	-	АС-50	1,341	2015
ВЛ-10 кВ Щекурья	-	АС-50	3,356	2018
ВЛ-10 кВ ПУЭ	-	АС-50	1,448	2018
ВЛ-10 кВП Поселок	-	АС-50	4,029	2018
ВЛ-10 кВ от ОП N 78 ф. "Щекурья" до ТП N 23 (11-3147)	-	СИП3 1Х70	0,850	2019
ВЛ-0,4 кВ ф. Урал от ДЭС	-	СИП-4 435	0,209	2014
	-	СИП-4 416	0,025	2014
	-	СИП-4 216	0,051	2014
	-	А35	1,336	2014
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-1(11-3113)	-	СИП-4 4х35	0,296	2018
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-1(11-3113)	-	А35	1,318	2018
	-	А16	0,048	2018
	-	АПВ25	0,032	2018
ВЛ-0,4 кВ ф. 3 от ТП-1(11-3113)	-	А35	0,623	2018
ВЛ-0,4 кВ ф. 4 от ТП-1(11-3113)	-	А35	0,546	2018
	-	А25	0,050	2018
	-	А16	0,061	2018
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-2(11-3114)	-	СИП-4 4х16	0,032	2020
	-	СИП-4 2х16	0,035	2020
	-	А35	0,739	2020
	-	А16	0,078	2020
ВЛ-0,4 кВ ф. 3 от ТП-2(11-3114)	-	СИП-4 4х50	0,006	2020
ВЛ-0,4 кВ ф. 3 от ТП-2(11-3114)	-	А35	0,597	2020
ВЛ-0,4 кВ ф. 4 от ТП-2(11-3114)	-	А35	0,507	2020
ВЛ-0,4 кВ ф. 4 от ТП-2(11-3114)	-	А16	0,190	2020
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-3(11-3115)	-	А35	0,712	2020
	-	А16	0,052	2020
	-	АПВ10	0,042	2020
ВЛ-0,4 кВ ф. 3 от ТП-3(11-3115)	-	А35	1,118	2020
ВЛ-0,4 кВ ф. 3 от ТП-3(11-3115)	-	А16	0,015	2020
ВЛ-0,4 кВ ф. 4 от ТП-3(11-3115)	-	СИП-4 2х16	0,022	2020
ВЛ-0,4 кВ ф. 4 от ТП-3(11-3115)	-	А35	0,760	2020
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-4(11-3118)	-	СИП-4 4х50	0,186	2018
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-4(11-3118)	-	А35	0,652	2018
ВЛ-0,4 кВ ф. 3 от ТП-4(11-3118)	-	СИП-4 4х35	0,023	2018
	-	СИП-4 2х16	0,091	2018
	-	А35	1,043	2018
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-6(11-3121)	-	А35	0,894	2021
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-7(11-3120)	-	А35	1,175	2013
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-7(11-3120)	-	А16	0,148	2013
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-7(11-3120)	-	А35	0,613	2018
ВЛ-0,4 кВ ф. 3 от ТП-7(11-3120)	-	А35	0,707	2018
ВЛ-0,4 кВ ф. 3 от ТП-7(11-3120)	-	А16	0,024	2018
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-8(11-3123)	-	А35	0,510	2018
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-8(11-3123)	-	А35	0,188	2018
ВЛ-0,4 кВ ф. 3 от ТП-8(11-3123)	-	СИП-4 4х70	0,415	2018
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-9(11-3112)	-	СИП-4 2х16	0,031	2018
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-9(11-3112)	-	А35	0,971	1978
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-9(11-3112)	-	СИП-4 4х35	0,029	1978
	-	СИП-4 2х16	0,055	1978
	-	А35	0,431	1978
	-	А16	0,018	1978
ВЛ-0,4 кВ ф. 3 от ТП-9(11-3112)	-	А35	0,846	1978
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-10(11-3122)	-	А35	1,200	2018
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-10(11-3122)	-	А16	0,033	2018
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-10(11-3122)	-	СИП-4 4х16	0,031	2018
	-	СИП-4 2х16	0,021	2018
	-	А35	1,236	2018
ВЛ-0,4 кВ ф. 3 от ТП-10(11-3122)	-	СИП-4 4х35	0,150	2018
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-11(11-3131)	-	СИП-4 2х16	0,064	2018
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-11(11-3131)	-	А35	1,250	2018
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-11(11-3131)	-	А35	1,000	2018
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-12(11-3127)	-	СИП-4 4х16	0,038	2018
	-	А35	0,940	2018
	-	А16	0,085	2018
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-12(11-3127)	-	А35	0,297	2018
ВЛ-0,4 кВ ф. 4 от ТП-12(11-3127)	-	А35	0,332	2018
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-13(11-3116)	-	А35	0,420	2018
	-	А16	0,109	2018
	-	АПВП10	0,017	2018
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-13(11-3116)	-	А35	0,918	2018
ВЛ-0,4 кВ ф. 5 ТП-14(11-3125)	-	СИП-4 4х50	0,474	2018
ВЛ-0,4 кВ ф. 5 ТП-14(11-3125)	-	СИП-4 4х16	0,901	2018
ВЛ-0,4 кВ ф. 6 ТП-14(11-3125)	-	СИП-4 4х50	0,144	2018
ВЛ-0,4 кВ ф. 7 ТП-14(11-3125)	-	СИП-4 4х50	0,009	2018
ВЛ-0,4 кВ ф. 7 ТП-14(11-3125)	-	А35	1,073	2018
ВЛ-0,4 кВ ф. 3 от ТП-15(11-3126)	-	СИП-4 4х50	0,389	2018
ВЛ-0,4 кВ ф. 3 от ТП-15(11-3126)	-	СИП-4 4х16	0,389	2018
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-17(11-3129)	-	А35	0,966	2018
ВЛ-0,4 кВ ф. 12 от ТП-18(11-3124)	-	СИП-4 4х50	0,070	2018
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-20(11-3130)	-	СИП-4 4х50	0,422	2018
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-20(11-3130)	-	СИП 4 4х16	0,422	2018
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-20(11-3130)	-	СИП-4 4х50	0,342	2018
	-	СИП 4 4х16	0,380	2018
	-	А35	0,061	2018
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-21(11-3128)	-	СИП-4 4х35	0,812	2014
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-21(11-3128)	-	СИП 4 4х16	0,823	2014
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-21(11-3128)	-	СИП-4 4х50	0,035	2018
	-	СИП 4 4х16	0,020	2018
	-	А35	0,560	2018
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-22-3145 (24Н)	-	СИП-2 3х70+1х95	0,579	2015
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-22-3145 (24Н)	-	СИП-2 3х50+1х70	0,278	2015
ВЛ-0,4 кВ ф. 3 от ТП-22-3145 (24Н)	-	СИП-2 3х70+1х95	0,805	2015
ВЛ-0,4 кВ ф. 4 от ТП-22-3145 (24Н)	-	СИП-2 3х50+1х70	0,451	2015
ВЛ-0,4 кВ ФN3 от ТП11-3123 от опоры N 8 до склада ГСМ (АЗС)	-	СИП-4-4х16	0,340	2018
Итого ВЛ-0,4 кВ			50,808
КЛ-10 кВ Котельная	-	ЦААБл 3х120	0,050	2015
КЛ-10 кВ СПГ	-	ЦААБл 3х120	0,070	2015
КЛ-10 кВ Щекурья	-	ЦААБл 3х120	0,070	2015
КЛ-10 кВ ПУЭ	-	ЦААБл 3х120	0,050	2015
КЛ-10 кВП Поселок	-	ЦААБл 3х120	0,050	2015
КЛ-0,4 кВ ДГА-1 до РП-11-3146	-	ВВГ 4х185	0,140	2013
КЛ-0,4 кВ ДГА-2 до РП-11-3146	-	ВВГ 4х185	0,180	2013
КЛ-0,4 кВ ДГА-3 до РП-11-3146	-	АВВГ 4х185	0,306	2013
КЛ-0,4 кВ ДГА-5 до РП-11-3146	-	АВВГ 4х185	0,315	2013
КЛ-0,4 кВ ДГА-4 до РП-11-3146	-	ВВГ 4х185	0,228	2016
КЛ-0,4 кВ ф. 3 от ТП-1(11-3113)	-	КГХЛ 4х50	0,007	2018
КЛ-0,4 кВ ф. 4 от ТП-1(11-3113)	-	КГХЛ 4х50	0,006	2018
КЛ-0,4 кВ ф. 4 от ТП-2(11-3114)	-	КГХЛ 4х50	0,013	2018
КЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-3(11-3115)	-	КГХЛ 4х50	0,008	2018
КЛ-0,4 кВ ф. 3 от ТП-3(11-3115)	-	КГХЛ 4х50	0,008	2018
КЛ-0,4 кВ ф. 4 от ТП-3(11-3115)	-	ВВГ 4х6	0,022	2018
КЛ-0,4 кВ ф. 4 от ТП-3(11-3115)	-	КГХЛ 4х50	0,008	2015
КЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-4(11-3118)	-	КГХЛ 4х50	0,006	2018
КЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-5(11-3119)	-	АВБбШв 4х150	0,050	2016
КЛ-0,4 кВ ф. 3 от ТП-5(11-3119)	-	АВБбШв 4х150	0,050	2016
КЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-6(11-3121)	-	КГХЛ 4х50	0,011	2018
КЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-7(11-3120)	-	КГХЛ 4х50	0,008	2018
КЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-7(11-3120)	-	КГХЛ 4х6	0,041	2015
КЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-7(11-3120)	-	КГХЛ 4х50	0,008	2015
КЛ-0,4 кВ ф. 3 от ТП-7(11-3120)	-	КГХЛ 4х50	0,010	2018
КЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-8(11-3123)	-	КГХЛ 4х50	0,007	2018
КЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-9(11-3112)	-	ВВГ 4х6	0,037	2018
КЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-9(11-3112)	-	АВВГ 4х50	0,015	2018
КЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-10(11-3122)	-	АВП 4х50	0,021	2018
КЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-11(11-3131)	-	КГХЛ 4х50	0,036	2018
КЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-11(11-3131)	-	КГХЛ 4х50	0,036	2018
КЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-12(11-3127)	-	КГХЛ 4х50	0,006	2018
КЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-12(11-3127)	-	КГХЛ 4х50	0,005	2018
КЛ-0,4 кВ ф. 4 от ТП-12(11-3127)	-	КГХЛ 4х50	0,006	2018
КЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-13(11-3116)	-	КГХЛ 4х35	0,007	2018
КЛ-0,4 кВ ф. 1 ТП-14(11-3125)	-	АВБбШв 4х185	0,300	2016
КЛ-0,4 кВ ф. 3 ТП-14(11-3125)	-	АВБбШв 4х95	0,200	2016
КЛ-0,4 кВ ф. 4 ТП-14(11-3125)	-	АВБбШв 4х95	0,150	2016
КЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-15(11-3126)	-	АВБбШв 4х70	0,120	2018
КЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-15(11-3126)	-	АВБбШв 4х125	0,150	2018
КЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-17(11-3129)	-	АВВГ 4х50	0,012	2018
КЛ-0,4 кВ ф. 3 от ТП-18(11-3124)	-	АВБбШв 4х95	0,130	2018
КЛ-0,4 кВ ф. 11 от ТП-18(11-3124)	-	АВБбШв 4х95	0,130	2018
Итого КЛ-0,4 кВ	-		3,083
РП-11-3146	4000	4ТМГ-4х1000	-	2013
ТП-1(11-3113)	400	ТМ-400	-	2016
ТП-2(11-3114)	250	ТМ-250	-	2020
ТП-3(11-3115)	250	ТМГ-250	-	2020
ТП-4(11-3118)	250	ТМ-250	-	2019
ТП-5(11-3119)	100	ТМ-250 замена 100 кВА	-	2018
ТП-6(11-3121)	100	ТМ-250 замена 100 кВА	-	2021
ТП-7(11-3120)	250	ТМ-250	-	2019
ТП-8(11-3123)	250	ТМ-250	-	2019
ТП-9(11-3112)	250	ТМ-250	-	2018
ТП-10(11-3122)	250	ТМ-250	-	2018
ТП-11(11-3131)	100	ТМГ-100	-	1999
ТП-12(11-3127)	250	ТМ-250	-	2006
ТП-13(11-3116)	160	ТМ-160	-	2019
ТП-14(11-3125)	400	ТМГ-400	-	2020
ТП-15(11-3126)	500	ТМ-2х250	-	2016
ТП-17(11-3129)	250	ТМ-250	-	2018
ТП-18(11-3124)	1260	ТМГ-2х400		2015
ТП-20(11-3130)	250	ТМ-250		2009
ТП-21(11-3128)	250	ТМ-250		1997
ТП-22-3145	800	ТМГ-2х400		2016
ТП - Котельная	800	ТМ-400 ТМГ-400		2018
ТП-23-3147	1260	ТМГ-2х630		2020
Бустер N 1 опора 31 ВЛ-0,4 ф. 1 ул. Кооперативная	30	-		2018
Бустер N 2 опора 11 ВЛ-0,4 ф. 1 Звероферма	45	-		2018
Итого по ТП	12705

технологическое присоединение объекта ВРУ-0,4 кВ полигон ТБО (ТКО);

АИИС УЭ 2 уровня (установка комплектов базовых станций);

сети электроснабжения 10-0,4 кВ , КТП-0,4/10 кВ, и РУ - 0,4 кВ от ДЭС;

приобретение электросетевого имущества (сети 10-0,4 кВ в с. Саранпауль, Березовского района) - ВЛ-0,4 кВ от ТП 10/0,4 кВ N 10, 11, 12, 17.

На территории с. Саранпауль имеются технические условия на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства суммарной заявленной мощностью 126 кВт.

Планируется строительство ВЛИ-0,4 кВ (0,7 км) в соответствии с ТУ на ТП объекта ВРУ-0,4 кВ полигон ТБО (ТКО).

Таблица 64.

Баланс электрической мощности с. Саранпауль до 2027 года

Показатель	Ед. изм.	2021 г факт	2022 г	2023 г	2024 г	2025 г	2026 г	2027 г
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Установленная мощность	кВт	4823	4823	4823	4823	4823	4823	4823
Располагаемая мощность	кВт	4340	4340	4340	4340	4340	4340	4340
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом реализации договоров на ТП энергопринимающих устройств	кВт	2104	2132	2132	2132	2132	2132	2132

Д. Сартынья, с.п. Саранпауль

Электроснабжение д. Сартынья осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 3 дизель-генератора суммарной установленной электрической мощностью 143 кВт (таблица Таблица 65).

Таблица 65.

Сведения о существующих генерирующих мощностях д. Сартынья
по состоянию на 1 января 2022 года

Марка, модель оборудования, тип генератора		Мощность электростанции, кВт		Техническое состояние
Марка, модель оборудования, тип генератора		установленная	располагаемая	Техническое состояние
АД-40 N 9087, Д-246.4, N 968287, 2017 г. (Инв. N 00-00073)	MJB200MB4, NMD51803, 2017 г.	40	34	исправен
АД-75 N 9083, ЯМЗ-236 NН0608822, 2017 г. (Инв. N 00-00074)	MJB225SB4, NMD51485, 2017 г.	75	64	исправен
Cummins C38D5		28	24	исправен
Итого		143	122

Таблица 66.

Потребление электрической энергии и мощности д. Сартынья за 2017 - 2021 годы

Показатель	Ед. изм.	2017 г	2018 г	2019 г	2020 г	2021 г
1	2	3	4	5	6	7
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	133560	141318	140554	138269	123121
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	678	1987	394	386	281
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	35	27	30	30	20

Электроснабжение потребителей электрической энергии д. Сартынья от ДЭС осуществляется по сети 0,4 кВ.

Таблица 67.

Состав объектов электросетевого хозяйства д. Сартынья

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
ВЛ-0,4 кВ д. Сартынья	-	СИП-4 4х50	0,933	2016
	-	СИП-4 2х16	0,247	2016
	-	СИП-4 4х50	1,284	2016
	-	СИП-4 2х16	0,022	2016
Итого ВЛ 0,4 кВ			2,486

В настоящее время отсутствуют заявки и технические условия на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства на территории д. Сартынья.

Новое строительство и реконструкция объектов электросетевого комплекса по состоянию на 1 января 2022 года также не планируется.

АИИС УЭ 2 уровня (установка комплектов базовых станций на ДЭС).

Таблица 68.

Баланс электрической мощности д. Сартынья до 2027 года

Показатель	Ед. изм.	2021 г факт	2022 г	2023 г	2024 г	2025 г	2026 г	2027 г
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Установленная мощность	кВт	143	143	143	143	143	143	143
Располагаемая мощность	кВт	122	122	122	122	122	122	122
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом реализации договоров на ТП энергопринимающих устройств	кВт	20	20	20	20	20	20	20

П. Сосьва, с.п. Саранпауль

Электроснабжение п. Сосьва осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 4 дизель-генератора суммарной установленной электрической мощностью 3191 кВт (таблица Таблица 69).

Таблица 69.

Сведения о существующих генерирующих мощностях п. Сосьва по состоянию на 1 января 2022 года

Марка, модель оборудования, тип генератора		Мощность электростанции, кВт		Техническое состояние
Марка, модель оборудования, тип генератора		установленная	располагаемая	Техническое состояние
Mitsubishi-ЭНЕРГО	Stamford РI734C1, NX14E225714, 2014 г.	1 008	850	исправен
Cummins C1400D5 N 5	Stamford PI734B1, N X13H321716, 2014 г.	1 000	900	исправен
Cummins C1100D5	Stamford НСI634K1, N 0277903/004, 2011 г.	823	740	исправен
Cummins С500D5, NG10KBHB820, QSX15-G8, N 79428990, 2010 г.	Stamford HCI534D1, N 0270535/004, 2010 г.	360	306	исправен
Итого		3191	2796

Таблица 70.

Потребление электрической энергии и мощности п. Сосьва за 2017 - 2021 годы

Показатель	Ед. изм.	2017 г	2018 г	2019 г	2020 г	2021 г
1	2	3	4	5	6	7
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	4037883	4235456	4458880	4386392	5094950
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	57469	38053	37261	36516	29757
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	900	800	900	894	903

Электроснабжение потребителей электрической энергии п. Сосьва от ДЭС осуществляется по сетям 10-0,4 кВ.

Таблица 71.

Состав объектов электросетевого хозяйства п. Сосьва

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
1	2	3	4	5
ВЛ-10 кВ п. Сосьва	-	СИП-3 1х70	0,280	2020
ВЛ-10 кВ п. Сосьва	-	АС50	2,659	2019
Итого ВЛ-10 кВ			2,939
ВЛ-0,4 ул. Зеленая с. Сосьва Березовского р-на	-	СИП-2 3х70+1х16; СИП-4 2х16; СИП-4 4х16	1,055	2020
ВЛ-0,4 от КТП N 4 я с. Сосьва Березовского р-на	-	СИП-2 3х70+1х16; СИП-4 2х16; СИП-4 4х16	4,755	2020
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ДЭС	-	СИП-4 4х50	0,017	2019
	-	АС35	1,817	2019
	-	АПВ25	0,033	2019
	-	АПВ10	0,014	2019
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ДЭС	-	СИП-4 4х50	0,034	2019
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ДЭС	-	АС35	1,600	2019
ВЛ-0,4 кВ ф. 3 от ДЭС	-	СИП-4 4х50	0,031	2019
	-	СИП-4 2х16	0,017	2019
	-	АС35	0,389	2019
	-	А16	0,028	2019
ВЛ-0,4 кВ ф. 4 от ДЭС	-	СИП-4 4х50	0,005	2019
ВЛ-0,4 кВ ф. 4 от ДЭС	-	АС35	0,562	2019
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-2(11-3135)	-	СИП-4 4х16	0,071	2019
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-2(11-3135)	-	АС35	1,112	2019
ВЛ-0,4 кВ ф. 3 от ТП-2(11-3135)	-	СИП-4 4х16	0,010	2020
	-	АС35	0,307	2020
	-	АПВ10	0,042	2020
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-3(11-3136)	-	АС35	0,361	2020
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-3(11-3136)	-	АПВ10	0,055	2020
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-3(11-3136) БАЙПАС от ТП (11-1135)	-	АС35	0,010	2020
ВЛ-0,4 кВ ф. 3 от ТП-3(11-3136)	-	АС35	0,051	2020
ВЛ-0,4 кВ ф. 8 от ТП-3(11-3136)	-	АС35	2,303	2020
ВЛ-0,4 кВ ф. 8 от ТП-3(11-3136)	-	СИП-4 2х16	0,039	2020
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-4(11-3137)	-	АС35	1,125	2019
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-4(11-3137)	-	А16	0,115	2019
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-4(11-3137)	-	СИП-4 4х35	0,386	2019
	-	АС35	0,746	2019
	-	А16	0,130	2019
ВЛ-0,4 кВ ф. 3 от ТП-4(11-3137)	-	АС35	2,087	2019
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-5(11-3134)	-	АС35	2,212	2015
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-5(11-3134)	-	АС35	0,758	2015
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-5(11-3134)	-	СИП-4 4х50	0,256	2015
Итого ВЛ-0,4 кВ			22,533
КЛ-0,4 кВ от ЗРУ до ТПN1 с. Сосьва Березовского р-на ХМАО - Югра	-	АВБбШв 4х150	0,490	2020
	-	АВБбШв 4х95	0,242	2020
Итого КЛ-0,4 кВ			0,732
ТП-1(11-3133)	2000	ТМГ-2х1000	-	2020
ТП-2(11-3134)	160	ТМГ-160	-	2020
ТП-3(11-3135)	630	ТМГ-630	-	2020
ТП-4(11-3136)	400	ТМГ-400	-	2020
ТП-5(11-3137)	250	ТМГ-250	-	2020
Бустер N 1 опора 38 ВЛ-0,4 ф. 1 ул. Зеленая	30	БМТ-30	-	2018
Бустер N 2 опора 45 ВЛ-0,4 ф. 3 ул. Веселая	45	БМТ-45	-	2018
Итого по ТП	3,515

строительство сети электроснабжения 10-0,4 кВ, КТП -0,4/10 кВ и РУ-0,4 кВ от ДЭС;

переустройство ДЭС-0,4 кВ;

АИИС УЭ 2 уровня (установка комплектов базовых станций);

АИИС УЭ 2 уровня (установка комплектов базовых станций на ДЭС);

приобретение оборудования (расходные ёмкости для ДЭС);

приобретение оборудования (электростанция дизельная, автоматизированная контейнерного исполнения "Энерго-Д 820/0,4 КН 20").

На территории п. Сосьва имеются технические условия на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства суммарной заявленной мощностью 82,977 кВт.

Планируется строительство ВЛИ-0,4 кВ (0,4 км) СИП4-4х16, совместный подвес на существующей ВЛ-10 кВ в соответствии с ТУ на ТП объекта ВРУ-0,4 кВ площадки временного накопления отходов.

Таблица 72.

Баланс электрической мощности п. Сосьва до 2027 года

Показатель	Ед. изм.	2021 г факт	2022 г	2023 г	2024 г	2025 г	2026 г	2027 г
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Установленная мощность	кВт	3191	4014	4014	4014	4014	4014	4014
Располагаемая мощность	кВт	2796	3619	3619	3619	3619	3619	3619
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом реализации договоров на ТП энергопринимающих устройств	кВт	903	921	921	921	921	921	921

С. Няксимволь, с.п. Хулимсунт

Электроснабжение с. Няксимволь осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 4 дизель-генератора, и солнечной электростанции. Суммарная установленная электрическая мощность генерирующего оборудования составляет 1260 кВт (таблица Таблица 73).

Таблица 73.

Сведения о существующих генерирующих мощностях с. Няксимволь
по состоянию на 1 января 2022 года

Марка, модель оборудования, тип генератора		Мощность электростанции, кВт		Техническое состояние
Марка, модель оборудования, тип генератора		установленная	располагаемая	Техническое состояние
ADV-320, Volvo N 1	Magnaplus, 433CSL6220, N 4335-110111, 2011 г.	320	272	исправен
ADV-320, Volvo N 2	Magnaplus, 433CSL6220, N 4335-110110, 2011 г.	320	272	исправен
СТГ АД-200	Magnaplus, 363CSL1607, N 3631-110707, 2011 г.	200	160	исправен
Cummins С500D5, NG10KBHG490, QSX15-G8, N 80006559, 2017 г. (Инв. N 586)	Stamford HCI534D1, N 0269950/004, 2010 г.	360	306	исправен
Солнечная электростанция		60	-
Итого		1260	1010

Таблица 74.

Потребление электрической энергии и мощности с. Няксимволь
за 2017 - 2021 годы

Показатель	Ед. изм.	2017 г	2018 г	2019 г	2020 г	2021 г
1	2	3	4	5	6	7
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	1778479	1815535	1829720	1799974	2051023
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	31299	20315	10860	10643	15621
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	488	425	485	348	357

Электроснабжение потребителей электрической энергии с. Няксимволь от ДЭС осуществляется по сетям 10-0,4 кВ.

Таблица 75.

Состав объектов электросетевого хозяйства с. Няксимволь

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
1	2	3	4	5
ВЛЗ-10 кВ, ф.1 от КТП 2х630 N 1 до КТП 2х250 N 3 в с. Няксимволь	-	СИП-3 1х70	0,913	2020
ВЛЗ-10 кВ, ф. 2 от КТП 2х630 N 1 до КТП 1х160 N 5 в с. Няксимволь	-	СИП-3 1х70	1,557	2020
Итого ВЛЗ-10 кВ			2,470
ВЛИ-0,4 кВ от КТП N 1-0,4/10 кВ	-	СИП-4 4х70	0,696	2020
ВЛИ-0,4 кВ, ф. 1 от КТП - N 2 в с. Няксимволь	-	СИП-4 4х70 СИП-4 2х16	0,367	2020
ВЛИ-0,4 кВ, ф. 2 от КТП - N 2 в с. Няксимволь	-	СИП-4 4х70 СИП-4 2х16	0,152	2020
ВЛИ-0,4 кВ, ф. 3 от КТП - N 2 в с. Няксимволь	-	СИП-4 4х70 СИП-4 2х16	0,168	2020
ВЛИ-0,4 кВ, ф. 4 от КТП - N 2 в с. Няксимволь	-	СИП-4 4х70 СИП-4 2х16	0,504	2020
ВЛИ-0,4 кВ, ф. 5 от КТП - N 2 в с. Няксимволь	-	СИП-4 4х70 СИП-4 2х16 СИП-4 4х16	0,312	2020
ВЛИ-0,4 кВ, ф. 2 от КТП - N 3 в с. Няксимволь	-	СИП-4 4х70 СИП-4 2х16	0,332	2020
ВЛИ-0,4 кВ, ф. 4 от КТП - N 3 в с. Няксимволь	-	СИП-4 4х70 СИП-4 2х16 СИП-4 4х16	0,412	2020
ВЛИ-0,4 кВ, ф.3 от КТП - N 4 в с. Няксимволь	-	СИП-4 4х70 СИП-4 2х16	0,145	2020
ВЛИ-0,4 кВ, ф.4 от КТП - N 4 в с. Няксимволь	-	СИП-4 4х70 СИП-4 2х16 СИП-4 4х16	0,413	2020
ВЛИ-0,4 кВ, ф. 1 от КТП - N 5 в с. Няксимволь	-	СИП-4 4х70 СИП-4 2х16	0,551	2020
ВЛИ-0,4 кВ, ф. 2 от КТП - N 5 в с. Няксимволь	-	СИП-4 4х70 СИП-4 2х16	0,458	2020
ВЛИ-0,4 кВ, ф. 3 от КТП - N 5 в с. Няксимволь	-	СИП-4 4х70 СИП-4 2х16 СИП-4 4х16	0,516	2020
ВЛИ-0,4 кВ, ф. 4 от КТП - N 5 в с. Няксимволь	-	СИП-4 4х70 СИП-4 2х16	0,547	2020
ВЛИ-0,4 кВ, ф. 5 от КТП - N 5 в с. Няксимволь	-	СИП-4 4х70 СИП-4 2х16	0,361	2020
Итого ВЛИ-0,4 кВ			5,994
2КЛ-0,4 кВ от ДЭС до КТП-0,4/10 кВ 2630 кВА 1 в с. Няксимволь	-	АВБбШв 4х150	0,021	2020
КЛ-0,4 кВ ф.1 от ТП-3(11-3140)	-	АВБбШв 4х70	0,100	2016
КЛ-0,4 кВ ф.2 от ТП-3(11-3140)	-	АВБбШв 4х95	0,060	2016
КЛ-0,4 кВ ф.3 от ТП-3(11-3140)	-	АВБбШв 4х50	0,190	2016
КЛ-0,4 кВ ф.2 от ТП-4(11-3141)	-	АВБбШв 4х185	0,150	2020
КЛ-0,4 кВ ф.4 от ТП-4(11-3141)	-	АВБбШв 4х95	0,150	2020
Итого КЛ-0,4 кВ			0,671
ТП-1(11-3138) 2х630	1260	2 ТМГ-630	-	2020
ТП-2(11-3139)	160	ТМГ-160	-	2020
ТП-3(11-3140)	500	2ТМГ-250	-	2020
ТП-4(11-3141)	160	ТМГ-160	-	2020
ТП-5(11-3142)	160	ТМ-160	-	2020
Итого по ТП	2240

АИИС УЭ 2 уровня (установка комплектов базовых станций);

переустройство ДЭС-0,4 кВ;

АИИС УЭ 2 уровня (установка комплектов базовых станций на ДЭС).

На территории с. Няксимволь имеются технические условия на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства суммарной заявленной мощностью 29,701 кВт.

Планируется строительство ВЛИ-0,4 кВ (1 км) в соответствии с ТУ на ТП объекта ВРУ-0,4 кВ площадки временного накопления отходов.

Таблица 76.

Баланс электрической мощности с. Няксимволь до 2027 года

Показатель	Ед. изм.	2021 г факт	2022 г	2023 г	2024 г	2025 г	2026 г	2027 г
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Установленная мощность	кВт	1260	1260	1260	1260	1260	1260	1260
Располагаемая мощность	кВт	1070	1070	1070	1070	1070	1070	1070
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом реализации договоров на ТП энергопринимающих устройств	кВт	357	363,6	363,6	363,6	363,6	363,6	363,6

Кондинский муниципальный район:

д. Никулкина, г.п. Кондинское

Электроснабжение д. Никулкина осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 2 дизель-генератора, и солнечной электростанции. Суммарная установленная электрическая мощность генерирующего оборудования 63,6 кВт (таблица Таблица 77).

Таблица 77.

Сведения о существующих генерирующих мощностях д. Никулкина
по состоянию на 1 января 2022 года

Марка, модель оборудования, тип генератора		Мощность электростанции, кВт		Техническое состояние
Марка, модель оборудования, тип генератора		установленная	располагаемая	Техническое состояние
Perkins Р30Р1, NFGWPEPP4AETH10129, 2007 г., ДВС 1103А-33TG2, NH0025435, 2017 г. (Инв. N 602)	Leroy Somer LL1014S, N 217488121, 2007 г.	24	20,4	исправен
Cummins C33D5	Stamford PI144G, NG12С138057, 2012 г.	24,6	21	исправен
Солнечная электростанция		15	15	исправен
Итого		63,6	56,4

Таблица 78.

Потребление электрической энергии и мощности д. Никулкина
за 2017 - 2021 годы

Показатель	Ед. изм.	2017 г	2018 г	2019 г	2020 г	2021 г
1	2	3	4	5	6	7
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	19102	28653	30194	29703	55044
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	503	1327	1806	1770	4926
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	8	22	19	15	8,1

Электроснабжение потребителей электрической энергии д. Никулкина от ДЭС осуществляется по сети 0,4 кВ.

Таблица 79.

Состав объектов электросетевого хозяйства д. Никулкина

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
1	2	3	4	5
ВЛ-0,4 кВ ф. Население	-	СИП2 3х50+1х54,6+1х16	0,571	2018
Итого ВЛ 0,4 кВ			0,571

АИИС УЭ 2 уровня (установка комплектов базовых станций на ДЭС);

приобретение оборудования (расходные ёмкости для ДЭС).

В настоящее время отсутствуют заявки и технические условия на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства на территории д. Никулкина.

Таблица 80.

Баланс электрической мощности д. Никулкина до 2027 года

Показатель	Ед. изм.	2021 г факт	2022 г	2023 г	2024 г	2025 г	2026 г	2027 г
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Установленная мощность	кВт	63,6	63,6	63,6	63,6	63,6	63,6	63,6
Располагаемая мощность	кВт	56,4	56,4	56,4	56,4	56,4	56,4	56,4
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом реализации договоров на ТП энергопринимающих устройств	кВт	8,1	8,1	8,1	8,1	8,1	8,1	8,1

С. Карым, с.п. Шугур

Электроснабжение с. Карым осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 3 дизель-генератора суммарной установленной электрической мощностью 116 кВт (таблица Таблица 81).

Таблица 81.

Сведения о существующих генерирующих мощностях д. Карым
по состоянию на 1 января 2022 года

Марка, модель оборудования, тип генератора		Мощность электростанции, кВт		Техническое состояние
Марка, модель оборудования, тип генератора		установленная	располагаемая	Техническое состояние
АД-60, ЯМЗ-236	ГСФ-100-У2 N 19428, 1995 г.	60	51	исправен
Cummins C38D5	Stamford PI144G, NG11К458395, 2011 г.	28	24	исправен
Cummins C38D5	Stamford PI144G, NG12A020422, 2012 г.	28	24	исправен
Итого		116	99

Таблица 82.

Потребление электрической энергии и мощности
за 2017 - 2021 годы с. Карым

Показатель	Ед. изм.	2017 г	2018 г	2019 г	2020 г	2021 г
1	2	3	4	5	6	7
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	89960	107720	82267	80930	71604
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	15240	13160	2227	2182	3341
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	28	29	26	21,9	11

Электроснабжение потребителей электрической энергии с. Карым от ДЭС осуществляется по сети 0,4 кВ.

Таблица 83.

Состав объектов электросетевого хозяйства с. Карым

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
1	2	3	4	5
ВЛ-0,4 кВ ф. Население	-	СИП-1А 3х70+1х70	0,769	2013
Итого ВЛ 0,4 кВ			0,769

приобретение оборудования, не входящего в смету строек (расходные ёмкости для ДЭС) с целью обеспечения качественного, бесперебойного электроснабжения потребителей;

АИИС УЭ 2 уровня (установка комплектов базовых станций на ДЭС);

приобретение электросетевого имущества (ВЛ-0,4 кВ протяженностью 667 м).

В настоящее время отсутствуют заявки и технические условия на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства на территории с. Карым.

Таблица 84.

Баланс электрической мощности с. Карым до 2027 года

Показатель	Ед. изм.	2021 г факт	2022 г	2023 г	2024 г	2025 г	2026 г	2027 г
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Установленная мощность	кВт	116	116	116	116	116	116	116
Располагаемая мощность	кВт	99	99	99	99	99	99	99
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом реализации договоров на ТП энергопринимающих устройств	кВт	11	11	11	11	11	11	11

Д. Шугур, с.п. Шугур:

Электроснабжение д. Шугур осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 4 дизель-генератора, и солнечной электростанции. Суммарная установленная электрическая мощность генерирующего оборудования составляет 1312 кВт (таблица Таблица 85).

Таблица 85.

Сведения о существующих генерирующих мощностях д. Шугур
по состоянию на 1 января 2022 года

Марка, модель оборудования, тип генератора		Мощность электростанции, кВт		Техническое состояние
Марка, модель оборудования, тип генератора		установленная	располагаемая	Техническое состояние
Perkins P500P3,	LL6114F, NCL6F8011, 2007 г.	400	340	исправен
Perkins Р400P2,	LL6114D, N 222386/7, 2007 г.	320	272	исправен
Perkins Р400P2,	LL6114D, N 222703/09, 2007 г.	320	272	исправен
Cummins С300D5, NG08KAQF190, ДВС QSL9-G5, N 22006564, 2008 г. (N 408)	Stamford HC.1434 E1, NX08B080529, 2008 г.	240	204	исправен
Солнечная электростанция		32	32
Итого		1312	1120

Таблица 86.

Потребление электрической энергии и мощности д. Шугур за 2017 - 2021 годы

Показатель	Ед. изм.	2017 г	2018 г	2019 г	2020 г	2021 г
1	2	3	4	5	6	7
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	1864696	1943050	1846366	1816350	2007026
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	30896	24450	15166	14863	8888
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	418	432	400	311	347

Электроснабжение потребителей электрической энергии д. Шугур от ДЭС осуществляется по сетям 10-0,4 кВ.

Таблица 87.

Состав объектов электросетевого хозяйства д. Шугур

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
1	2	3	4	5
ВЛ-10 кВ Шугур	-	СИП-3 1х95	1,567	2014
Итого ВЛ-10 кВ			1,567
ВЛ-0,4 кВ ф. Пож.депо - вод. башня от ДЭС	-	СИП-2 3х50+1х50+1х25	0,471	2014
ВЛ-0,4 кВ ф. Сибирская от ТП-1002	-	СИП-4 4х70	1,416	2014
ВЛ-0,4 кВ ф. Центральная от ТП-1002	-	СИП-4 4х70	0,831	2014
ВЛ-0,4 кВ ф. Школьная от ТП-1002	-	СИП-4 4х70	1,366	2014
ВЛ-0,4 кВ ф. Центральная от ТП-1004	-	СИП-4 4х95	0,542	2014
ВЛ-0,4 кВ ф. Котельная от ТП-1004	-	СИП-4 4х95	0,556	2014
ВЛ-0,4 кВ ф. Таёжная от ТП-1004	-	СИП-4 4х70	0,335	2014
ВЛ-0,4 кВ ф. Сосновая от ТП-1004	-	СИП-4 4х70	0,532	2014
ВЛ-0,4 кВ ф. Лесная от ТП-1005	-	СИП-4 4х50	0,426	2014
ВЛ-0,4 кВ ф. Мира от ТП-1005	-	СИП-4 4х50	0,200	2014
ВЛ-0,4 кВ ф. Таёжная от ТП-1005	-	СИП-4 4х70	0,267	2014
ВЛ-0,4 кВ ф. Северная от ТП-1005	-	СИП-4 4х50	0,634	2014
ВЛ-0,4 кВ ф. Северная от ТП-1005	-	СИП-4 2х16	0,634	2014
ВЛ-0,4 кВ ф. Боровая от ТП-1005	-	СИП-4 3х50+1х54,6	0,438	2014
ВЛ-0,4 кВ ф. СЭС от СЭС до Администрации д. Шугур	-	СИП-4 3х50+1х54,6	0,247	2019
Итого ВЛ-0,4 кВ			8,261
КЛ-0,4 кВ от РУ ДЭС до ТП-1001	-	ВВГнг 4х150	0,050	2014
КЛ-0,4 кВ ф. Школа -1,2 от ТП-1002	-	АВБбШВ 3х120+1х95	0,273	2016
Итого КЛ-0,4 кВ			0,323
ТП-1001	630	ТМГ-630	-	2014
ТП-1002	400	ТМ-400	-	2014
ТП-1003	100	ТМ-100	-	2014
ТП-1004	400	ТМГ-400	-	2014
ТП-1005	250	ТМ-250	-	2014
Итого по ТП	1780

технологическое присоединение объекта ВРУ-0,4 кВ полигон ТБО (ТКО);

АИИС УЭ 2 уровня (установка комплектов базовых станций);

АИИС УЭ 2 уровня (установка комплектов базовых станций на ДЭС);

приобретение оборудования, не входящего в смету строек (расходные ёмкости для ДЭС).

Таблица 88.

Баланс электрической мощности д. Шугур до 2027 года

Показатель	2021 г факт	2022 г	2023 г	2024 г	2025 г	2026 г	2027 г
1	2	3	4	5	6	7	8
Установленная мощность	1312	1312	1312	1312	1312	1312	1312
Располагаемая мощность	1120	1120	1120	1120	1120	1120	1120
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом реализации договоров на ТП энергопринимающих устройств	347	350	350	350	350	350	350

Нижневартовский муниципальный район:

с. Корлики, с.п. Ларьяк.

Электроснабжение с. Корлики осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 5 дизель-генераторов суммарной установленной электрической мощностью 1900 кВт (таблица Таблица 89).

Таблица 89.

Сведения о существующих генерирующих мощностях с. Корлики
по состоянию на 1 января 2022 года

Марка, модель оборудования, тип генератора		Мощность электростанции, кВт		Техническое состояние
Марка, модель оборудования, тип генератора		установленная	располагаемая	Техническое состояние
ADV-320, Volvo N 1	Magnaplus 433CSL6220, N 4335-11006, 2011 г.	320	272	исправен
ADV-320, Volvo N 2	Magnaplus 433CSL6220, N 4335-110010, 2011 г.	320	272	исправен
ADV-500, Volvo N 1	Marelli MB17591, 2014 г.	500	425	исправен
ADV-500, Volvo N 2	Marelli MB17595, 2014 г.	500	425	исправен
FOGO FDF 325 S		260	221	исправен
Итого		1900	1615

Таблица 90.

Потребление электрической энергии и мощности с. Корлики за 2017 - 2021 годы

Показатель	Ед. изм.	2017 г	2018 г	2019 г	2020 г	2021 г
1	2	3	4	5	6	7
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	2146080	2272300	2312010	2274424	2618702
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	36991	29247	21205	20781	30008
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	546	590	605	691	600

Электроснабжение потребителей электрической энергии с. Корлики от ДЭС осуществляется по сетям 10-0,4 кВ.

Таблица 91.

Состав объектов электросетевого хозяйства с. Корлики

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
1	2	3	4	5
ВЛ-6 кВ Корлики	-	А120	0,030	2015
	-	АС95	0,062	2015
	-	АС70	1,081	2015
	-	АС70	0,529	2015
Итого ВЛ-6 кВ	-		1,702
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ДЭС	-	АС95	0,216	2015
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ДЭС	-	АС70	0,296	2015
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ДЭС	-	АС95	0,084	2015
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ДЭС	-	АС70	0,541	2015
ВЛ-0,4 кВ ф. 3 от ДЭС	-	АС95	0,106	2015
ВЛ-0,4 кВ ф. 3 от ДЭС	-	АС70	1,084	2015
ВЛ-0,4 кВ ф. 4 от ДЭС	-	СИП-4 4х70	0,281	2015
	-	СИП-4 4х70	0,150	2014
	-	АС95	0,060	2015
	-	АС70	0,740	2015
	-	АС70	0,150	2015
ВЛ-0,4 кВ ф. 5 от ДЭС	-	АС95	0,060	2015
ВЛ-0,4 кВ ф. 5 от ДЭС	-	АС70	1,192	2015
ВЛ-0,4 кВ ф. 5 "ул. Восточная, ул. Молодежная" от ТП-2(14-123)	-	АС95	0,106	2015
	-	АС70	1,379	2015
ВЛ-0,4 кВ ф. 6 "Аэропорт" от ТП-2(14-123)	-	АС70	0,820	2015
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-3(14-124)	-	АС70	0,853	2015
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-3(14-124)	-	АС70	0,455	2015
ВЛ-0,4 кВ ф. 3 от ТП-3(14-124)	-	АС70	0,668	2015
Итого ВЛ-0,4 кВ			9,241
КЛ-6 кВ	-	АСБ 3х90	0,023	2015
Итого КЛ-6 кВ			0,023
КЛ-0,4 кВ от ДЭС до ТПN1 (повышающая)	-	АВБбШв 4х185	0,170	2015
КЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-2(14-123)	-	АВБбШв 4х95	0,170	2015
КЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-2(14-123)	-	АВБбШв 4х50	0,160	2015
КЛ-0,4 кВ ф. 3 от ТП-2(14-123)	-	АВВГ 4х120	0,135	2015
КЛ-0,4 кВ ф. 3 от ТП-2(14-123)	-	АВВГ 4х35	0,135	2015
Итого КЛ-0,4 кВ			0,770
ТП-1(14-122) (ул. Мира)	630	-	-	2015
ТП-2(14-123) (ул. Восточная)	630	-	-	2015
ТП-3(14-124) (ул. Центральная)	400	-	-	2015
Итого по ТП	1660

АИИС УЭ 2 уровня (установка комплектов базовых станций);

АИИС УЭ 2 уровня (установка комплектов базовых станций на ДЭС).

На территории с. Корлики имеются технические условия на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства суммарной заявленной мощностью 10 кВт.

Таблица 92.

Баланс электрической мощности с. Корлики до 2027 года

Показатель	Ед. изм.	2021 г факт	2022 г	2023 г	2024 г	2025 г	2026 г	2027 г
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Установленная мощность	кВт	1900	1900	1900	1900	1900	1900	1900
Располагаемая мощность	кВт	1615	1615	1615	1615	1615	1615	1615
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом реализации договоров на ТП энергопринимающих устройств	кВт	600	602	602	602	602	602	602

Д. Сосновый бор, с.п. Ларьяк

Электроснабжение д. Сосновый бор осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 4 дизель-генератора суммарной установленной электрической мощностью 118 кВт (таблица Таблица 93).

Таблица 93.

Сведения о существующих генерирующих мощностях д. Сосновый бор по состоянию на 1 января 2022 года

Марка, модель оборудования, тип генератора		Мощность электростанции, кВт		Техническое состояние
Марка, модель оборудования, тип генератора		установленная	располагаемая	Техническое состояние
Cummins C38D5	Stamford PI144G, NG12A010027, 2012 г.	28	24	исправен
АД-20С-Т400-2РГТН N 9932, Д-246.1 N 008212, 2017 г.	MJB160MA4 NMEM13180, 2017 г.	30	28	исправен
АД-20С-Т400-2РГТН N 9931, Д-246.1 N 008213, 2017 г.	MJB160MA4 NMDM07237, 2017 г.	30	28	исправен
АД-20С-Т400-2РГТН N 9916, Д-243 N 975441, 2017 г.	MJB160MA4 NMEM14188, 2017 г.	30	28	исправен
Итого		118	108

Таблица 94.

Потребление электрической энергии и мощности д. Сосновый бор за 2017 - 2021 годы

Показатель	Ед. изм.	2017 г	2018 г	2019 г	2020 г	2021 г
1	2	3	4	5	6	7
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	97620	106514	94756	93216	85639
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	432	2752	8756	8581	2399
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	22	29	54	21	20

Электроснабжение потребителей электрической энергии д. Сосновый бор от ДЭС осуществляется по сети 0,4 кВ.

Таблица 95.

Состав объектов электросетевого хозяйства д. Сосновый бор

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
1	2	3	4	5
ВЛ-0,4 кВ от ДЭС	-	СИП-2А 3х50+1х70+2х16	0,631	2009
Итого ВЛ 0,4 кВ			0,631

В соответствии с инвестиционной программой АО "Юграэнерго" (утверждена приказом Департамента жилищно-коммунального комплекса и энергетики автономного округа от 07 октября 2021 года N 33-Пр-103) планируется установка АИИС УЭ 2 уровня (установка комплектов базовых станций на ДЭС).

В настоящее время отсутствуют заявки и технические условия на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства на территории д. Сосновый бор.

Таблица 96.

Баланс электрической мощности д. Сосновый бор до 2027 года

Показатель	Ед. изм.	2021 г факт	2022 г	2023 г	2024 г	2025 г	2026 г	2027 г
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Установленная мощность	кВт	118	118	118	118	118	118	118
Располагаемая мощность	кВт	108	108	108	108	108	108	108
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом реализации договоров на ТП энергопринимающих устройств	кВт	20	20	20	20	20	20	20

Сургутский муниципальный район:

д. Таурова, с.п. Угут

Электроснабжение д. Таурова осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 3 дизель-генератора суммарной установленной электрической мощностью 66,8 кВт (таблица Таблица 97).

Таблица 97.

Сведения о существующих генерирующих мощностях д. Таурова
по состоянию на 1 января 2022 года

Марка, модель оборудования, тип генератора		Мощность электростанции, кВт		Техническое состояние
Марка, модель оборудования, тип генератора		установленная	располагаемая	Техническое состояние
АД-30, А-41	Leroy Somer 284 CSL 1508, N 2841-110109, 2011 г.	30	26	исправен
CTG AD-13YA	CTG CG164, N 201503020, 2016 г.	8,8	6,6	исправен
Cummins С38D5	Stamford P1144G, NG12A020957,2012 г.	28	24	исправен
Итого		66,8	56,6

Таблица 98.

Потребление электрической энергии и мощности д. Таурова за 2017 - 2021 годы

Показатель	Ед. изм.	2017 г	2018 г	2019 г	2020 г	2021 г
1	2	3	4	5	6	7
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	49035	40133	35854	35271	38152
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	60	206	12	12	382
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	25	25	25	15	6

Электроснабжение потребителей электрической энергии д. Таурова от ДЭС осуществляется по сети 0,4 кВ.

Таблица 99.

Состав объектов электросетевого хозяйства д. Таурова

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
1	2	3	4	5
ВЛ-0,4 кВ ф. Поселок от ДЭС	-	СИП-2 4х35	1,119	2018
Итого ВЛ 0,4 кВ			1,119

АИИС УЭ 2 уровня (установка комплектов базовых станций на ДЭС);

приобретение оборудования, не входящего в смету строек (расходные ёмкости для ДЭС).

В настоящее время отсутствуют заявки и технические условия на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства на территории д. Таурова.

Таблица 100.

Баланс электрической мощности д. Таурова до 2026 года

Показатель	Ед. изм.	2021 г факт	2022 г	2023 г	2024 г	2025 г	2026 г	2027 г
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Установленная мощность	кВт	66,8	66,8	66,8	66,8	66,8	66,8	66,8
Располагаемая мощность	кВт	56,6	56,6	56,6	56,6	56,6	56,6	56,6
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом реализации договоров на ТП энергопринимающих устройств	кВт	6	6	6	6	6	6	6

Ханты-Мансийский муниципальный район:

с. Елизарово, с.п. Кедровый

Электроснабжение с. Елизарово осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 4 дизель-генератора суммарной установленной электрической мощностью 1080 кВт (таблица Таблица 101).

Таблица 101.

Сведения о существующих генерирующих мощностях с. Елизарово
по состоянию на 1 января 2022 года

Марка, модель оборудования, тип генератора		Мощность электростанции, кВт		Техническое состояние
Марка, модель оборудования, тип генератора		установленная	располагаемая	Техническое состояние
ADV-320, Volvo N 1	Magnaplus 433CSL6220, N 4341AS-120063, 2012 г.	320	272	исправен
ADV-320, Volvo N 2	Magnaplus 433CSL6220, N 4341AS-120071, 2012 г.	320	272	исправен
ADV-320, Volvo N 3	Magnaplus 433CSL6220, N 4341AS-120064, 2012 г.	320	272	исправен
ADV-120, Volvo N 4	Mecc Alte ECO 38-2SN/4, N 0001571478, 2012 г.	120	102	исправен
Итого		1080	918

Таблица 102.

Потребление электрической энергии и мощности с. Елизарово 2017 - 2021 годы

Показатель	Ед. изм.	2017 г	2018 г	2019 г	2020 г	2021 г
1	2	3	4	5	6	7
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	1908740	1977658	1949145	1917458	2022592
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	9782	9904	8375	8208	11369
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	470	470	470	385	593

Электроснабжение потребителей электрической энергии с. Елизарово от ДЭС осуществляется по сетям 10-0,4 кВ.

Таблица 103.

Состав объектов электросетевого хозяйства с. Елизарово

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
1	2	3	4	5
ВЛ-10 кВ от ТП-1,6	-	АС-70	2,191	1991
ВЛ-10 кВ от ТП-1,6	-	АС-70	0,014	2014
Итого ВЛ-10 кВ			2,205
ВЛ-0,4 от ТП-2(18-5021) Ф. N 1	-	СИП2А-4x95	0,778	1991
ВЛ-0,4 от ТП-2(18-5021) Ф. N 2	-	А-50	0,534	1991
ВЛ-0,4 от ТП-2(18-5021) Ф. N 3	-	А-50	0,695	1991
ВЛ-0,4 от ТП-3(18-5022) Ф. N 1	-	СИП2А-4x70+2А50	0,783	1991
ВЛ-0,4 от ТП-3(18-5022) Ф. N 2	-	А-50	0,634	1991
ВЛ-0,4 от ТП-3(18-5022) Ф. N 2	-	СИП2А-3x50+54,6+16	0,046	1991
ВЛ-0,4 от ТП-3(18-5022) Ф. N 3	-	А-50	1,613	1991
ВЛ-0,4 от ТП-3(18-5022) Ф. N 4	-	А-50	0,155	1991
ВЛ-0,4 от ТП-3(18-5022) Ф. N 4	-	СИП2А-4x70+2А50	0,009	1991
ВЛ-0,4 от ТП-4(18-5023) Ф. N 1	-	А-50	0,787	1991
ВЛ-0,4 от ТП-4(18-5023) Ф. N 1	-	СИП2А-4x70+2А50	0,703	1991
ВЛ-0,4 от ТП-5(18-5024) Ф. Вод. башня	-	А50	0,020	1991
ВЛ-0,4 от ТП-5(18-5024) Ф. Скважена	-	СИП2А-3x50+54,6+16	0,020	1991
ВЛ-0,4 от ТП-5(18-5024) Ф. Котельная	-	СИП2А-3x50+54,6+16	0,028	1991
ВЛ-0,4 от ТП-1(18-5026) Ф. 3 (Коровник)	-	А50	0,515	1991
ВЛ-0,4 от ТП-1(18-5026) Ф. 4	-	А-50, АС-50	0,140	1991
ВЛ-0,4 от ТП-1(18-5026) Ф. 4	-	СИП2А-3x50+54,6+16	0,093	1991
Итого ВЛ-0,4			7,553
ТП-1(18-5026)	630	ТМГ-630	-	1991
ТП-2(18-5021)	250	ТМГ-250	-	1991
ТП-4(18-5023)	250	ТМГ-250	-	1991
ТП-5(18-5024)	100	ТМГ-100	-	1991
ТП-3(18-5022)	400	ТМГ-400	-	2014
ТП-6(18-5025)	1000	ТМГ-1000	-	2014
Итого по ТП	2,630
КЛ-0,4 кВ от ДЭС до ТП-1	-	ВВГ 4х185	0,250	2014
Итого КЛ-0,4 кВ			0,250

На территории с. Елизарово имеются технические условия на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства суммарной заявленной мощностью 20 кВт.

Таблица 104.

Баланс электрической мощности с. Елизарово до 2027 года

Показатель	Ед. изм.	2021 г факт	2022 г	2023 г	2024 г	2025 г	2026 г	2027 г
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Установленная мощность	кВт	1080	1080	1080	1080	1080	1080	1080
Располагаемая мощность	кВт	918	918	918	918	918	918	918
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом реализации договоров на ТП энергопринимающих устройств	кВт	593	597	597	597	597	597	597

П. Кедровый, с.п. Кедровый

Электроснабжение п. Кедровый осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 4 дизель-генератора суммарной установленной электрической мощностью 3183 кВт (таблица Таблица 105).

Таблица 105.

Сведения о существующих генерирующих мощностях п. Кедровый
по состоянию на 1 января 2022 года

Марка, модель оборудования, тип генератора		Мощность электростанции, кВт		Техническое состояние
Марка, модель оборудования, тип генератора		установленная	располагаемая	Техническое состояние
Cummins C1400D5 N 1	Stamford НСI634K1, N А12А019379, 2014 г.	1 000	900	исправен
Cummins C1400D5 N 2	Stamford PI734B1, N 0269929/004, 2010 г.	1 000	900	исправен
Cummins C1100D5 N 3	Stamford PI734B1, N 0273729/00, 2011 г.	823	740	исправен
Cummins C500D5	Stamford НСI534D1, N А12А019379, 2014 г.	360	306	исправен
Итого		3183	2846

Таблица 106.

Потребление электрической энергии и мощности п. Кедровый
за 2017 - 2021 годы

Показатель	Ед. изм.	2017 г	2018 г	2019 г	2020 г	2021 г
1	2	3	4	5	6	7
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	4601549	4851540	4621380	4546251	4830609
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	85980	47040	21480	21050	7505
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	1093	1038	973	896	1752

Электроснабжение потребителей электрической энергии п. Кедровый от ДЭС осуществляется по сетям 10-0,4 кВ.

Таблица 107.

Состав объектов электросетевого хозяйства п. Кедровый

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
1	2	3	4	5
ВЛ-10 кВ п. Кедровый (от ТП 18-5027, ТП 18-5028, ТП-1 18-5029, ТП-2 18-5030, ТП-3 18-5031, ТП-4 18-5032)	-	АС-70	3,594	2016
Итого ВЛ-10 кВ			3,594
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП2 (18-5028)	-	СИП2А-4x16	0,077	2008
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП2 (18-5028)	-	СИП2А-4x25	0,042	2015
ВЛ-0,4 кВ ф. 3 от ТП2 (18-5028)	-	СИП2А-4x16	0,062	2015
ВЛ-0,4 кВ ф. 10 от ТП-3(18-5029)	-	СИП-2А 3х70+1х54,6+16	0,782	2016
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-3(18-5029)	-	СИП-2А 3х70+1х54,6+16	0,266	2016
ВЛ-0,4 кВ ф. 4 от ТП-3(18-5029)	-	СИП-2А 3х70+1х54,6+16	0,538	2016
ВЛ-0,4 кВ ф. 8 от ТП-3(18-5029)	-		0,017	2016
ВЛ-0,4 кВ ф. 8 от ТП-3(18-5029)	-	СИП-2А 3х70+1х54,6+16	0,649	2016
ВЛ-0,4 кВ ф. 6 от ТП-3(18-5029)	-	СИП-2А 3х70+1х54,6+16	1,415	2016
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-4(18-5030)	-	СИП-2А 3х70+1х54,6+16	0,076	2015
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-4(18-5030)	-	СИП-2А 3х70+1х54,6+16	0,723	2012
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-4(18-5030)	-	СИП-2А 3х70+1х54,6+16	0,595	2012
ВЛ-0,4 кВ ф. 3 от ТП-4(18-5030)	-	СИП-2А 3х70+1х54,6+16	0,445	2012
ВЛ-0,4 кВ ф. 4 от ТП-4(18-5030)	-	СИП-2А 3х70+1х54,6+16	0,171	2012
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 ТП-5(18-5031)	-	СИП-2А 3х70+1х54,6+16	0,670	2012
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 ТП-5(18-5031)	-	СИП-2А 3х70+1х54,6+16	0,475	2012
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 ТП-5(18-5031)	-	СИП-2А 3х70+1х54,6+16	0,253	2012
ВЛ-0,4 кВ ф. 4 ТП-5(18-5031)	-	СИП-2А 3х70+1х54,6+16	0,617	2012
ВЛ-0,4 кВ ф. 5 ТП-5(18-5031)	-	СИП-2А 3х70+1х54,6+16	0,065	2012
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 ТП-6(18-5032)	-	СИП-2А 3х70+1х54,6+16	0,174	2012
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 ТП-6(18-5032)	-	СИП-2А 3х70+1х54,6+16	0,441	2012
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-7(18-5033)	-	СИП-2А 3х70+1х54,6+16	0,843	2012
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-7(18-5033)	-	СИП-2А 3х70+1х54,6+16	0,015	2013
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-7(18-5033)	-	СИП-2А 3х70+1х54,6+16	0,722	2012
ВЛ-0,4 кВ ф. 3 от ТП-7(18-5033)	-	СИП-2А 3х70+1х54,6+16	0,188	2012
ВЛ-0,4 кВ ф. 4 от ТП-7(18-5033)	-	СИП-2А 3х70+1х54,6+16	0,229	2012
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 ТП-9(18-5035)	-	СИП-2А 3х50+1х54,6+16	0,025	2012
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 ТП-9(18-5035)	-	СИП-2А 3х50+1х54,6+16	0,118	2012
Итого ВЛ-0,4 кВ			10,693
КЛ-10 кВ Ф N 1 (ТПN18-5027)	-	ААцб 3х120.	0,274	2016
Итого КЛ-10 кВ			0,274
КЛ-0,4 кВ ф. 5 (детсад) от ТП-3(18-5029)	-	АВБбШв70	0,130	2008
КЛ-0,4 кВ ф. 7 (детсад резерв) от ТП-3(18-5029)	-	АВБбШв70	0,130	2008
КЛ-0,4 кВ ф. 1 (Школа) от ТП-3(18-5029)	-	АВБбШв240	0,170	2008
КЛ-0,4 кВ ф. 11 (детсад котельная) от ТП-3(18-5029)	-	АВБбШв185	0,130	2008
КЛ-0,4 кВ от ВРУ школа до резервной ДЭС	-	АВБбШв240	0,92	2008
КЛ-0,4 кВ от ВРУ детсад до резервной ДЭС	-	АВБбШв240	0,62	2008
КЛ-0,4 кВ ф. 3 (Школа резерв) от ТП-3(18-5029)	-	АВБбШв240	0,170	2008
КЛ-0,4 кВ ф. 11 от ТП-3(18-5029)	-	АВБбШв120	0,330	2008
Итого КЛ-0,4 кВ			1,214
ТП-1(18-5027)	1000	ТМГ-1000	-	2012
ТП 2(18-5028)	630	ТМГ-630	-	2012
ТП-3(18-5029)2х400	800	ТМГ-2х400	-	2012
ТП-4(18-5030)	400	ТМГ-400	-	2012
ТП-5(18-5031)	630	ТМГ-630	-	2012
ТП-6(18-5032)	250	ТМГ-250	-	2012
ТП-7(18-5033)	250	ТМГ-250	-	2012
ТП-8(18-5034) откл.	250	ТМГ-250	-	2012
ТП-9(18-5035)	100	ТМГ-100	-	2012
Итого по ТП	4310

На территории п. Кедровый имеются технические условия на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства суммарной заявленной мощностью 85 кВт.

Таблица 108.

Баланс электрической мощности п. Кедровый до 2027 года

Показатель	Ед. изм.	2021 г факт	2022 г	2023 г	2024 г	2025 г	2026 г	2027 г
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Установленная мощность	кВт	3183	3183	3183	3183	3183	3183	3183
Располагаемая мощность	кВт	2846	2846	2846	2846	2846	2846	2846
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом реализации договоров на ТП энергопринимающих устройств	кВт	1752	1769	1769	1769	1769	1769	1769

П. Урманный, п. Красноленинский, с.п. Красноленинский

Электроснабжение п. Урманный и п. Красноленинский осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 6 дизель-генераторов суммарной установленной электрической мощностью 2730 кВт (таблица Таблица 109).

Таблица 109.

Сведения о существующих генерирующих мощностях п. Урманный
и п. Красноленинский по состоянию на 1 января 2022 года

Марка, модель оборудования, тип генератора		Мощность электростанции, кВт		Техническое состояние
Марка, модель оборудования, тип генератора		установленная	располагаемая	Техническое состояние
DOOSAN N 1	MJB355MB4B2, NМС19721	600	450	исправен
DOOSAN N 2	MJB355MB4B2, NМС19722	600	450	исправен
DOOSAN N 3	MJB355MB4B2, NМС19431	600	450	исправен
DOOSAN N 4	MJB315MА, NМС50833	320	240	исправен
Cummins С500D5, NG10KBHD830, 2010 г.	Stamford HCI534D1, N 0269950/004, 2010 г.	360	306	исправен
ДГ-250, N 2509358, 2009 г	БГ-250-4У2, N 118129, 2009 г.	250	212	исправен
Итого		2730	2108

Таблица 110.

Потребление электрической энергии и мощности п. Урманный
и п. Красноленинский за 2017 - 2021 годы

Показатель	Ед. изм.	2017 г	2018 г	2019 г	2020 г	2021 г
1	2	3	4	5	6	7
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	2821679	2843247	2795171	2749730	2956300
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	22212	17007	12873	12616	13700
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	759	652	661	532	627

Таблица 111.

Состав объектов электросетевого хозяйства п. Урманный

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
1	2	3	4	5
ВЛ-10 кВ п. Урманный от ТП-1 0,4/10 кВ (18-5036)	-	АС70	1,625	2010
Итого ВЛ-10 кВ			1,625
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-2(18-5037)	-	СИП-2 3х70+1х54,6+1х16	0,592	2010
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-2(18-5037)	-	СИП-2 3х70+1х54,6+1х16	0,843	2010
ВЛ-0,4 кВ ф. 3 от ТП-2(18-5037)	-	СИП-2 3х70+1х54,6+1х16	0,027	2010
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-6(18-5041)	-	СИП-2 3х70+1х54,6+1х16	0,342	2010
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-6(18-5041)	-	СИП-2 3х70+1х54,6+1х16	1,360	2010
ВЛ-0,4 кВ ф. 3 от ТП-6(18-5041)	-	СИП-2 3х70+1х54,6+1х16	1,637	2010
Итого ВЛ-0,4 кВ			4,801
ТП-2(18-5037)	160	ТМ-160	-	2010
ТП-6(18-5041)	400	ТМ-400	-	2010
Итого по ТП	560
ВЛ-10 кВ п. Красноленинский от ТП-4 0,4/10 кВ (18-5039)	-	АС70	1,838	2010
Итого ВЛ-10 кВ п. Красноленинский			1,838
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-3(18-5038)	-	СИП-2 3х70+1х54,6+1х16	0,873	2010
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-3(18-5038)	-	СИП-2 3х70+1х54,6+1х16	0,583	2010
ВЛ-0,4 кВ ф. 3 от ТП-3(18-5038)	-	СИП-2 3х70+1х54,6+1х16	0,746	2010
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-5(18-5040)	-	СИП-2 3х70+1х54,6+1х16	0,598	2010
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-5(18-5040)	-	СИП-2 3х70+1х54,6+1х16	0,789	2010
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-7(18-5042)	-	СИП-2 3х70+1х54,6+1х16	0,329	2010
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-8(18-5043)	-	СИП-2 3х70+1х54,6+1х16	0,231	2010
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-8(18-5043)	-	СИП-2 3х70+1х54,6+1х16	0,215	2010
ВЛ-0,4 кВ ф. 3 от ТП-8(18-5043)	-	СИП-2 3х70+1х54,6+1х16	0,557	2010
Итого ВЛ-0,4 кВ п. Красноленинский			4,921
ТП-1(18-5036)	400	ТМ-400	-	2013
ТП-3(18-5038)	250	ТМГ-250	-	2010
ТП-4(18-5039)	630	ТМ-630	-	2010
ТП-5(18-5040)	250	ТМГ-250	-	2010
ТП-7(18-5042)	160	ТМГ-160	-	2010
ТП-8(18-5043)	250	ТМГ-250	-	2013
Итого по ТП п. Красноленинский	1940

На территории п. Урманный и п. Красноленинский имеются технические условия на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства суммарной заявленной мощностью 80 кВт.

Новое строительство и реконструкция объектов электросетевого комплекса и объектов генерации по состоянию на 1 января 2022 года не планируется.

Таблица 112.

Баланс электрической мощности п. Урманный и п. Красноленинский
до 2027 года

Показатель	Ед. изм.	2021 г факт	2022 г	2023 г	2024 г	2025 г	2026 г	2027 г
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Установленная мощность	кВт	2730	2730	2730	2730	2730	2730	2730
Располагаемая мощность	кВт	2108	2108	2108	2108	2108	2108	2108
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом реализации договоров на ТП энергопринимающих устройств	кВт	627	643	643	643	643	643	643

П. Кирпичный, с.п. Луговской

Электроснабжение п. Кирпичный осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 3 дизель-генератора суммарной установленной электрической мощностью 1080 кВт (таблица Таблица 113).

Таблица 113.

Сведения о существующих генерирующих мощностях п. Кирпичный по состоянию на 1 января 2022 года

Марка, модель оборудования, тип генератора		Мощность электростанции, кВт		Техническое состояние
Марка, модель оборудования, тип генератора		установленная	располагаемая	Техническое состояние
Cummins C500D5 N 1	Stamford HCI574F1, NМ09К129501, 2011 г.	360	306	исправен
Cummins C500D5 N 2	Stamford HCI574F1, NМ09К130103, 2011 г.	360	306	исправен
Cummins C500D5 N 3	Stamford HCI574F1, NМ09К129502, 2011 г.	360	306	исправен
Итого		1080	918

Таблица 114.

Потребление электрической энергии и мощности за 2017 - 2021 годы п. Кирпичный

Показатель	Ед. изм.	2017 г	2018 г	2019 г	2020 г	2021 г
1	2	3	4	5	6	7
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	1252585	1239006	1146556	1127917	1356505
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	30835	14106	5056	4955	5488
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	350	398	402	325	362

Электроснабжение потребителей электрической энергии п. Кирпичный от ДЭС осуществляется по сетям 10-0,4 кВ.

Таблица 115.

Состав объектов электросетевого хозяйства п. Кирпичный

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
1	2	3	4	5
ВЛ-10 кВ от ТП N 18-5051 (7) до ТП N 18-5053(9) откл. Уч.	-	АС70	1,141	2016
ВЛ-10 кВ от ТП N 18-5051 (7) до оп. 129	-	АС70	0,170	2016
ВЛ-10 кВ от ТП N 18-5051 (7) до оп. 128 и ТП N 18-5050 (6)	-	АС70	0,526	2016
ВЛ-10 кВ от ТП N 18-5050 (6) до ТП N 18-5049 (5)	-	АС70	0,666	2016
ВЛ-10 кВ от ТП N 18-5049 (5) до оп. 99	-	АС70	0,150	2016
ВЛ-10 кВ от оп. 99 до ТП N 18-5048 (4)	-	АС70	0,307	2016
ВЛ-10 кВ от оп. 99 до ТП N 18-5046 (2)	-	АС70	0,690	2016
ВЛ-10 кВ от ТП N 18-5046 (2) до ТП N 18-5047 (3)	-	АС70	0,456	2016
ВЛ-10 кВ от ТП N 18-5047 (3) до оп.35	-	АС70	0,152	2016
ВЛ-10 кВ от оп.35 до ТП N 11 (ТБО)	-	АС70 СИП3*50	1,067	2016
ВЛ-10 кВ от оп.54 до ТП N 18-5045 (1)	-	АС70	0,933	2016
ВЛ-10 кВ от оп.35 до ТП N 18-5048 (4)	-	АС70	0,274	2016
ВЛ-10 кВ от ТП N 18-5048 (4) до ТП N 18-5052 (8)	-	АС70	0529	2016
ВЛ-10 кВ от ТП N 18-5052 (8) до ТП N 18-5054 (10)	-	АС70	0,504	2016
Итого ВЛ-10 кВ			7,565
ВЛ-0,4 ф. 1 от ТП-1 (18-5045)	-	СИП-2 3х50+1х54,6+1х16	0,284	2016
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-2 (18-5046)	-	СИП-2 3х50+1х54,6+1х16	0,315	2016
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-2 (18-5046)	-	СИП-2 3х50+1х54,6+1х16	0,467	2016
ВЛ-0,4 кВ ф. 3 от ТП-2 (18-5046)	-	СИП-2 3х50+1х54,6+1х16	0,293	2016
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-3 (18-5047)	-	СИП-2 3х50+1х54,6+1х16	0,349	2016
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-3 (18-5047)	-	СИП-2 3х50+1х54,6+1х16	0,303	2016
ВЛ-0,4 кВ ф. 3 от ТП-3 (18-5047)	-	СИП-2 3х50+1х54,6+1х16	0,578	2016
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-4 (18-5048)	-	СИП-2 3х50+1х54,6+1х16	0,078	2016
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-4 (18-5048)	-	СИП-2 3х50+1х54,6+1х16	0,758	2016
ВЛ-0,4 кВ ф. 3 от ТП-4 (18-5048)	-	СИП-2 3х50+1х54,6+1х16	0,175	2016
ВЛ-0,4 кВ ф. 4 от ТП-4 (18-5048)	-	СИП-2 3х50+1х54,6+1х16	0,042	2016
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-5(18-5049)	-	СИП-2 3х50+1х54,6+1х16	0,163	2016
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-5(18-5049)	-	СИП-2 3х50+1х54,6+1х16	0,109	2016
ВЛ-0,4 кВ ф. 3 от ТП-5(18-5049)	-	СИП-2 3х50+1х54,6+1х16	0,618	2016
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-6 (18-5050)	-	СИП-2 3х50+1х54,6+1х16	0,583	2016
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-6 (18-5050)	-	СИП-2 3х50+1х54,6+1х16	0,313	2016
ВЛ-0,4 кВ ф. 3 от ТП-6 (18-5050)	-	СИП-2 3х50+1х54,6+1х16	0,487	2016
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-7 (18-5051)	-	СИП-2 3х50+1х54,6+1х16	0,526	2016
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-7 (18-5051)	-	СИП-2 3х50+1х54,6+1х16	0,359	2016
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-8 (18-5052)	-	СИП-2 3х50+1х54,6+1х16	0,708	2016
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-8 (18-5052)	-	СИП-2 3х50+1х54,6+1х16	0,418	2016
ВЛ-0,4 кВ ф. 3 от ТП-8 (18-5052)	-	СИП-2 3х50+1х54,6+1х16	0,153	2016
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-9 (18-5053)	-	СИП-2 3х50+1х54,6+1х16	0,076	2016
Итого ВЛ-0,4 кВ			8,155
ТП-1(18-5045) откл.	100	ТМ-100	-	2016
ТП-2(18-5046)	160	ТМ-160	-	2016
ТП-3(18-5047)	410	ТМ-160+250	-	2016
ТП-4(18-5048)	410	ТМ-160+250	-	2016
ТП-5(18-5049)	500	ТМ-2х250	-	2016
ТП-6(18-5050)	250	ТМ-250	-	2016
ТП-7(18-5051)	320	ТМ-2х160	-	2016
ТП-8(18-5052)	160	ТМ-160	-	2016
ТП-9(18-5053) откл.	100	ТМ-100	-	2016
ТП-10(18-5054)	1000	ТМ-1000	-	2008
ТП-11(ТБО)	63	ТМ-630	-	2016
Итого по ТП	3473

На территории п. Кирпичный имеются технические условия на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства суммарной заявленной мощностью 109,5 кВт.

Таблица 116.

Баланс электрической мощности п. Кирпичный до 2027 года

Показатель	Ед. изм.	2021 г факт	2022 г	2023 г	2024 г	2025 г	2026 г	2027 г
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Установленная мощность	кВт	1080	1080	1080	1080	1080	1080	1080
Располагаемая мощность	кВт	918	918	918	918	918	918	918
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом реализации договоров на ТП энергопринимающих устройств	кВт	362	384	384	384	384	384	384

Д. Согом, с.п. Согом

Электроснабжение д. Согом осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 6 дизель-генераторов суммарной установленной электрической мощностью 900 кВт (таблица Таблица 117).

Таблица 117.

Сведения о существующих генерирующих мощностях д. Согом по состоянию на 1 января 2022 года

Марка, модель оборудования, тип генератора		Мощность электростанции, кВт		Техническое состояние
Марка, модель оборудования, тип генератора		установленная	располагаемая	Техническое состояние
ДГ-250 N 2509357, ТМЗ 8435.10, NН0025435, 2017 г. (Инв. N 428)	БГ-250-4У2, N 118130, 2009 г.	250	212	исправен
ADV-100, Volvo N 2	Magnaplus 363CSL1607 N 3631S-120354, 2012 г.	100	85	исправен
ADV-100, Volvo N 3	Magnaplus 363CSL1607, N 3631S-120258, 2012 г.	100	85	исправен
Tedom T150S N 4	Mecc Alte ECO 38 1LN/4, N 0001738815, 2014 г.	150	128	исправен
Tedom T150S N 5	Mecc Alte ECO 38 1LN/4, зав. N б/н, 2009 г.	150	128	исправен
Tedom T150S N 6	Mecc Alte ECO 38 1LN/4, зав. N б/н, 2009 г	150	128	исправен
Итого		900	766

Таблица 118.

Потребление электрической энергии и мощности д. Согом за 2017 - 2021 годы

Показатель	Ед. изм.	2017 г	2018 г	2019 г	2020 г	2021 г
1	2	3	4	5	6	7
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	1401044	1458313	1500117	1475730	1495630
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	64126	84975	149431	146442	135039
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	380	400	375	292	293,6

Электроснабжение потребителей электрической энергии д. Согом от ДЭС осуществляется по сетям 10-0,4 кВ.

Таблица 119.

Состав объектов электросетевого хозяйства д. Согом

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
1	2	3	4	5
ВЛ-10 кВ до ТП-2	-	СИП-3 1х50	0,311	2016
ВЛ-10 кВ до ТП-3	-	СИП-3 1х50	0,261	2016
Итого ВЛ-10 кВ			0,572
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-2	-	СИП-2 3х50+1х54,6+1х16	0,457	2016
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-2	-	СИП-2 3х50+1х54,6+1х16	0,736	2016
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-2	-	СИП-2 3х50+1х54,6+1х16	0,155	2016
ВЛ-0,4 кВ ф. 1 от ТП-3	-	СИП-2 3х50+1х54,6+1х16	1,616	2003
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-3	-	СИП-2 3х50+1х54,6+1х16	0,715	2003
ВЛ-0,4 кВ ф. 2 от ТП-3	-	СИП-2 3х50+1х54,6+1х16	0,213	2016
ВЛ-0,4 кВ ф. 4 от ТП-3	-	СИП-2 3х50+1х54,6+1х16	0,235	2016
	-	СИП-2 3х50+1х54,6+1х16	0,147	2014
	-	СИП-2 3х50+1х54,6+1х16	0,067	2015
ВЛ-0,4 кВ ф. 5 от ТП-3	-	СИП-2 3х50+1х54,6+1х16	0,311	2003
Итого ВЛ-0,4 кВ			4,652
ТП-1(18-4035)	630	ТМ-630	-	2016
ТП-2(18-4036)	400	ТМ-400	-	2016
ТП-3(18-4037)	250	ТМ-250	-	2016
Итого по ТП	1280
КЛ-0,4 кВ ф. 1 от ДЭС	-	АВБШв 4х150	95	2016
КЛ-0,4 кВ ф. 2 от ДЭС	-	АВБШв 4х150	95	2016
Итого КЛ-0,4 кВ			0,190

На территории п. Согом имеются технические условия на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства суммарной заявленной мощностью 30 кВт.

Таблица 120.

Баланс электрической мощности д. Согом до 2027 года

Показатель	Ед. изм.	2021 г факт	2022 г	2023 г	2024 г	2025 г	2026 г	2027 г
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Установленная мощность	кВт	900	900	900	900	900	900	900
Располагаемая мощность	кВт	766	766	766	766	766	766	766
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом реализации договоров на ТП энергопринимающих устройств	кВт	293,6	299,6	299,6	299,6	299,6	299,6	299,6

Сводная информация о текущем состоянии и планам по развитию схемы электроснабжения населенных пунктов автономного округа, работающих изолированно от ЕЭС России

В рассматриваемых населенных пунктах суммарно в 2021 году выработано электрической энергии 39,333 тыс. кВт·ч, при этом суммарная мощность в период максимальных нагрузок составила 8568 кВт.

До 2027 года в соответствии техническими условиями на технологическое присоединение планируется подключение потребителей суммарной заявленной мощностью 673,178 кВт.

В соответствии с инвестиционной программой АО "Юграэнерго" на 2017 - 2022 годы (утверждена приказом Департамента жилищно-коммунального комплекса и энергетики автономного округа от 07 октября 2021 года N 33-Пр-103) планируется строительство ЛЭП-0,4-10 кВ протяженностью 15,71 км и трансформаторного оборудования мощностью 0,56 МВА; реконструкция объектов по производству электрической энергии мощностью 1,08 МВт; приобретение мобильного комплекса ДЭС мощностью 0,82 МВт.

Мощность, потребляемая в период максимальных нагрузок, и установленная мощность ДЭС в населенных пунктах, работающих изолированно от ЕЭС России, в 2021 и в 2027 годах представлены на рисунках 20 и 21 соответственно.

ГАРАНТ:

По-видимому, в тексте предыдущего абзаца допущена опечатка. Имеется в виду "рисунки 18 и 19"

Электроснабжение д. Хурумпауль, д. Ясунт, д. Верхненильдина, д. Нерохи, д. Усть-Манья, д. Верхние Нарыкары и д. Долгое Плесо осуществляется от собственных источников генерации потребителей (бензогенераторы). Электроснабжение д. Хулимсунт и п. Приполярный - от электростанций собственных нужд ООО "Газпром трансгаз Югорск".

В 2018 году по заказу АО "Россети Тюмень" во исполнение поручений Губернатора автономного округа Н.В. Комаровой, в соответствии с соглашением о сотрудничестве между Правительством автономного округа и АО "Россети Тюмень" от 8 декабря 2017 года ООО "Институт проектирования энергетических систем" разработана внестадийная Концепция повышения эффективности схемы электроснабжения населенных пунктов, находящихся в зоне децентрализованного электроснабжения автономного округа, на период до 2030 года (согласована письмом от 10 декабря 2018 N БА-7575) (далее - Концепция).

Целью Концепции является определение по каждому населенному пункту, находящемуся в зоне децентрализованного электроснабжения автономного округа, экономически эффективного варианта схемы электроснабжения.

В Концепции рассмотрены варианты возможного повышения эффективности электроснабжения населенных пунктов с децентрализованным электроснабжением.

Сетевые и комбинированные варианты электроснабжения:

сетевые варианты предполагают организацию электроснабжения рассматриваемых населенных пунктов от ЕЭС России посредством сооружения двухцепных ЛЭП, с учетом полного демонтажа существующих дизельных электростанций;

комбинированные варианты предполагают организацию электроснабжения рассматриваемых населенных пунктов от ЕЭС России посредством сооружения одноцепных ЛЭП с учетом сохранения существующих дизельных электростанций в качестве резервных.

Изолированные варианты электроснабжения:

ввод новых ДЭС;

применение накопителей энергии для оптимизации режимов работы ДЭС;

ввод солнечной электростанции;

ввод ветряной электростанции;

ввод электростанции, работающей на сжиженном газе;

ввод электростанции, работающей на сжиженном газе с утилизацией тепла;

ввод мини-ТЭЦ, работающей на топливе котельных;

ввод мини-ТЭЦ (ТЭС), работающей на древесных пеллетах.

Выбор оптимального варианта развития энергетической инфраструктуры осуществляется по критерию снижения суммарных дисконтированных затрат на энергоснабжение рассматриваемых населенных пунктов.

В Концепции определено следующее:

использование ветряных и солнечных электростанций в рассматриваемых населенных пунктах экономически не оправдано при имеющихся ресурсах и существующем уровне цен на данные технологии;

применение накопителей энергии для оптимизации режимов работы ДЭС в рассматриваемых населенных пунктах экономически неэффективно при текущем уровне цен на накопители.

Рисунок 18

Мощность, потребляемая в период максимальных нагрузок, и установленная мощность ДЭС в населенных пунктах, работающих изолированно от ЕЭС России, в 2021 году

Рисунок 19

Мощность, потребляемая в период максимальных нагрузок, и установленная мощность ДЭС в населенных пунктах, работающих изолированно от ЕЭС России, к 2027 году

Оценка тарифных последствий

Целью оценки тарифных последствий является определение влияния мероприятий, рекомендуемых в условиях СиПРЭ, на единые (котловые) тарифы в регионе. Данная задача решается путем оценки прироста необходимой валовой выручки (НВВ) сетевых организаций, НВВ которых учитывается при утверждении (расчете) единых (котловых) тарифов на услуги по передаче электрической энергии в субъекте Российской Федерации (Тюменская область, ХМАО - Югры, ЯНАО и Курганская область). Базовые значения НВВ сетевых организаций на период 2018 - 2022 годов, относительно которых оценивается прирост, определены на основе распоряжения РЭК Тюменской области, Ханты-Мансийского автономного округа - Югры, Ямало-Ненецкого автономного округа от 28 декабря 2021 года N 32 и решения РЭК Тюменской области, Ханты-Мансийского автономного округа - Югры, Ямало-Ненецкого автономного округа от 28 декабря 2017 года N 59 (ред. от 28.12.2021 N 36).

На первом этапе оценки сформирован перечень мероприятий, реализация которых может привести к незапланированному росту НВВ сетевых организаций в регионе. Данный перечень определен путем исключения из общего состава мероприятий СиПРЭ проектов, которые удовлетворяют следующим условиям:

мероприятие отражено в инвестиционной программе АО "Россети Тюмень" на 2018 - 2022 годы, утвержденной приказом Минэнерго России от 22 декабря 2021 года N 29@;

мероприятие отражено в инвестиционной программе ПАО "ФСК ЕЭС" на 2021 - 2024 годы, утвержденной приказом Минэнерго России от 28 декабря 2021 года N 35@;

заказчиком проекта выступают: Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала, ПАО "Россети";

проект планируется реализовать за счет потребителя, при этом новый/реконструируемый объект будет находиться в зоне эксплуатационной ответственности потребителя.

На втором этапе оценки на основе форм раскрытия информации субъектами рынков электрической энергии и мощности, являющимися субъектами естественных монополий, утвержденных приказом ФСТ России от 24 октября 2014 года N 1831-э, и на базе Методических указаний по расчету тарифов на услуги по передаче электрической энергии, устанавливаемых с применением метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки, утвержденных приказом ФСТ России от 17 февраля 2012 года N 98-э, сформирован перечень статей НВВ, которые вырастут вследствие реализации проектов, отобранных на первом этапе. Сформированный перечень включает следующие статьи:

подконтрольные расходы;

отчисления на социальные нужды;

капитальные вложения;

амортизация;

прибыль на капитальные вложения;

налог на прибыль;

налог на имущество.

При определении стоимости мероприятий в прогнозных ценах соответствующих лет сроки сооружения (реконструкции/технического перевооружения) рекомендуемых электросетевых объектов определены на основании СТО 56947007-29.240.121-2012 "Сроки работ по проектированию, строительству и реконструкции подстанций и линий электропередачи 35-1150 кВ". Стоимости мероприятий приведены с учетом прогнозных индексов-дефляторов инвестиций в основной капитал, указанных в Прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации на 2022 год и на плановый период 2023 и 2024 годов (базовый прогноз), и Прогнозе социально-экономического развития Российской Федерации на период до 2036 года (базовый прогноз).

Изменение подконтрольных расходов определено на базе Формы раскрытия информации - Предложения о размере цен (тарифов), долгосрочных параметров регулирования на услуги по передаче электрической энергии на 2022 год и протокола заседания правления РЭК Тюменской области, Ханты-Мансийского автономного округа - Югры, Ямало-Ненецкого автономного округа от 28.12.2021 N 12, через изменение количества условных единиц в эксплуатации, которое рассчитано в соответствии с Методическими указаниями по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке, с учетом коэффициента, определяющего степень загрузки вводимых в эксплуатацию объектов электросетевого хозяйства, равного 1.

Следует отметить, что реализация мероприятий, выполняемых за счет потребителя в рамках технологического присоединения его энергопринимающих устройств, не приводит к росту статьи НВВ "Капитальные вложения" и соответственно статьи "Налог на прибыль", однако приводит к росту статей "Амортизация", "Налог на имущество", "Подконтрольные расходы".

По результатам оценки прирост НВВ вследствие реализации рассматриваемых проектов составляет: по 3% в 2023 - 2025 годах, 4% в 2026 году и 1% в 2027 году. Такой прирост НВВ с высокой долей вероятности будет нивелирован ростом полезного отпуска вследствие реализации рассматриваемых мероприятий.

Важно отметить, что прирост статьи "Капитальные вложения" не превышает максимально возможную величину расходов на финансирование капитальных вложений из прибыли, определенную на основе НВВ АО "Россети Тюмень" и в соответствии с Методическими указаниями по расчету тарифов на услуги по передаче электрической энергии, устанавливаемыми с применением метода долгосрочной индексации необходимой валовой выручки, утвержденными приказом ФСТ России от 17 февраля 2012 года N 98-э.

Схема размещения Объекты электроэнергетики автономного округа представлены на схеме (приложение 2), на которую нанесены:

действующие на 1 марта 2022 года на территории автономного округа объекты электроэнергетики (электрические станции мощностью более 5 МВт, электрические сети напряжением 110 кВ и выше);

вводимые в предстоящие 5 лет объекты электроэнергетики (электрические станции мощностью 5 МВт, подстанции и линии электропередачи напряжением 110 кВ и выше).

<< Назад		Приложение 1. >> Перечень существующих линий электропередачи и подстанций напряжением 110 кВ и выше на территории Ханты-Мансийского автономного...
	Содержание Распоряжение Правительства Ханты-Мансийского АО - Югры от 29 апреля 2022 г. N 203-рп "Об одобрении схемы и программы...

Приложение. Схема и программа развития электроэнергетики Ханты-Мансийского автономного округа - Югры до 2027 года

ГАРАНТ:

Вы можете открыть актуальную версию документа прямо сейчас.