Приложение. Схема и программа развития электроэнергетики Ханты-Мансийского автономного округа - Югры на период до 2024 года

Приложение
к распоряжению Правительства
Ханты-Мансийского
автономного округа - Югры
от 26 апреля 2019 года N 203-рп

Схема и программа
развития электроэнергетики Ханты-Мансийского автономного округа - Югры на период до 2024 года

Схема и программа развития электроэнергетики Ханты-Мансийского автономного округа - Югры на период до 2024 года (далее также - СиПРЭ, автономный округ) утверждается с целью обеспечения развития сетевой инфраструктуры и генерирующих мощностей, удовлетворения долгосрочного и среднесрочного спроса на электрическую энергию и мощность, стабильных и благоприятных условий для привлечения инвестиций и 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 и ограничения пропускной способности электрических сетей;

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

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

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 2019 - 2025 годы (далее - СиПР ЕЭС России 2019 - 2025);

прогноза потребления электроэнергии и мощности на пятилетний период по территории автономного округа, разрабатываемый АО "СО ЕЭС" и соответствующий СиПР ЕЭС России 2019 - 2025;

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 контрольного замеров 2018 года.

СиПРЭ 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".

Дополнительно при разработке СиПРЭ использовалась "Комплексная программа перспективного развития электрических сетей субъектов Российской Федерации Ханты-Мансийского автономного округа - Югры, Ямало-Ненецкого автономного округа, Тюменской области напряжением 35 кВ и выше на пятилетний период (до 2023 года)".

Сокращения

А - ампер;

АОПО - автоматика ограничения токовой перегрузки оборудования;

АТ - автотрансформатор;

АТГ - автотрансформаторная группа;

АСУ ТП - автоматизированная система управления технологическим процессом;

АДТН - аварийно-допустимая токовая нагрузка;

В - выключатель;

ВЛ - воздушная линия электропередачи;

ВИЭ - возобновляемые источники электроэнергии;

ВРП - валовой региональный продукт;

Гкал - гигакалория;

ГРЭС - государственная районная электростанция;

ГТУ - газотурбинная установка;

ГТЭС - газотурбинная электростанция;

ГЭС - гидроэлектростанция;

д. - деревня;

ДДТН - длительно-допустимая токовая нагрузка;

ЗАО - закрытое акционерное общество;

КЛ - кабельная линия;

КПД - коэффициент полезного действия;

ЛЭП - линия электропередачи;

МВА - мегавольтампер;

Мвар - мегавар;

МВт - мегаватт;

мкр - микрорайон;

млн - миллион;

млрд - миллиард;

МО - муниципальное образование;

м.р. - месторождение

МУП - муниципальное унитарное предприятие;

МЭС - магистральные электрические сети;

НДС - налог на добавленную стоимость;

ОАО - открытое акционерное общество;

ООО - общество с ограниченной ответственностью;

отп. - отпайка линии электропередачи;

ПА - противоаварийная автоматика;

ПАР - - послеаварийный режим;

ПГУ - парогазовая установка (электростанция);

пос. - поселок;

ПНС - подкачивающая насосная станция;

ПП - переключательный пункт;

ППУ - пенополиуретан;

ПС - подстанция;

ПСУ - паросиловая установка;

р. - река;

Р - реактор;

р.п. - рабочий поселок;

РДУ - региональное диспетчерское управление;

РП - распределительный пункт;

с. - село;

сек. - секция;

СКРМ - средство компенсации реактивной мощности;

СШ - система шин;

Т - трансформатор;

ТГ - турбогенератор;

т у.т. - тонны условного топлива;

ТЭР - топливно-энергетические ресурсы;

ТЭС - теплоэлектростанция;

ТЭЦ - теплоэлектроцентраль;

УШР - управляемый шунтирующий реактор;

ЦТП - центральный тепловой пункт;

ЦСПА - централизованная система противоаварийной автоматики;

ЭЭ - электроэнергия;

- длительно допустимое значение токовой нагрузки в нормальной (ремонтной схеме);

- аварийно допустимое значение токовой нагрузки в послеаварийных режимах при нормативных возмущениях;

- значение расчетной токовой нагрузки;

- номинальный ток;

- номинальное напряжение;

- номинальная мощность.

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

Электроэнергетическая система (далее - ЭЭС) автономного округа входит в состав Энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов и имеет электрические связи с ЭЭС Ямало-Ненецкого автономного округа (далее - ЯНАО) и Тюменской области, также имеется связь с энергосистемами Свердловской и Томской областей. На территории автономного округа имеются районы, питание которых осуществляется от источников электроэнергии, работающих изолировано от Единой энергетической системы России (далее - энергорайоны автономного округа, работающие изолированно от ЕЭС). ЭЭС автономного округа представлена электрическими сетями класса 500 кВ и ниже. Энергорайоны автономного округа, работающие изолированно от энергосистемы 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 "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири 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 "Тюменьэнерго" классом напряжения эксплуатируемого оборудования 0,4-220 кВ, а именно в эксплуатации АО "Тюменьэнерго" находится 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", ООО "Тарховское" и др.;

территориальные сетевые организации - АО "Городские электрические сети" г. Нижневартовск, АО "ЮТЭК-Региональные сети", ООО "Сургутские городские электрические сети" г. Сургут, АО "Югорская региональная электросетевая компания", МУП "Ханты-Мансийские городские электрические сети" и др.

Электроснабжение городов и населенных пунктов автономного округа обеспечивает 23 предприятия коммунальной энергетики. Предприятиями коммунальной энергетики обслуживаются 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 энергосбытовые компании:

АО "ЕЭСнК" (АО "РН-Няганьнефтегаз", АО "Черногорэнерго", АО "Самотлорнефтегаз", АО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие", АО "Нижневартовское нефтегазоперерабатывающее объединение", АО "Корпорация Югранефть");

МП "ГЭС" (г. Ханты-Мансийск);

АО "Энергосбытовая компания "Восток";

ООО "РН-Энерго" (ООО "РН-Юганскнефтегаз", ОАО "Томскнефть" ВНК);

ООО "НЭСКО" (г. Нижневартовск);

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

ООО "Сургутэнергосбыт" (ПАО "Сургутнефтегаз");

АО "Газпром энергосбыт Тюмень";

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

АО "Газпром энергосбыт" ("Няганьгазпереработка" - филиал АО "СибурТюменьГаз", "Южно-Балыкский ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз", ООО "Газпром трансгаз Сургут", "Белозерный ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз", "Нижневартовский ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз");

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

АО "Югорская территориальная энергетическая компания".

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

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

Таблица 1

Муниципальные районы и населенные пункты, электроснабжение которых осуществляется от ЭЭС автономного округа

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

Максимальное потребление мощности ЭЭС автономного округа в 2018 году составило 8 900 МВт. Потребление электроэнергии ЭЭС автономного округа в 2018 году составило 69 183 млн кВт·ч.

Энергорайоны автономного округа, работающие изолированно от ЕЭС России

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

отдельные населенные пункты Березовского, Кондинского, Октябрьского, Белоярского, Нижневартовского, Сургутского и Ханты-Мансийского муниципальных районов. Максимумы нагрузок в энергорайонах населённых пунктов в среднем составляют около 0,6 МВт;

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

поселки при КС магистральных газопроводов других муниципальных районов.

Муниципальные районы и населенные пункты автономного округа, питание которых осуществляется от источников электроэнергии, работающих изолировано от Единой энергетической системы России, приведены в таблице 2.

Таблица 2

Муниципальные районы и населенные пункты автономного округа с энергорайонами, работающими изолированно от ЕЭС

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

Отчетная динамика потребления электроэнергии в автономном округе и структура электропотребления по основным группам потребителей за 2014 - 2018 годы

В таблице 3 приведена динамика электропотребления ЭЭС автономного округа в период с 2014 по 2018 годы.

Таблица 3

Динамика электропотребления ЭЭС автономного округа за период 2014 - 2018 годы

Наименование показателя	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.
Электропотребление, млн кВт-ч	70 634,8	70 440,4	71 397,2	70 472,0	69 182,6
Среднегодовые темпы прироста электропотребления, %	+2,38	-0,28	+1,4	-1,3	-1,8

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

Рисунок 1. Структура электропотребления автономного округа

Перечень основных крупных потребителей электрической энергии с указанием потребления электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы

Перечень крупных потребителей, находящихся на территории ЭЭС автономного округа с указанием максимального потребления электроэнергии и мощности на период 2014 - 2018 годы приведен в таблице 4 и 5 соответственно.

Таблица 4

Сведения
об электропотреблении крупных потребителей ЭЭС автономного округа за период 2014 - 2018 годы, млн кВт·ч

N	Наименование потребителя	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.
1	ООО "РН-Юганскнефтегаз"	11830	12023	12356	12430	12284
2	АО "РН-Няганьнефтегаз"	1009	1128	1204	1188	1161
3	ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"	10755	10922	10820	10411	9913
4	ПАО "Сургутнефтегаз"	11686	11516	11478	11346	11153
5	ООО "Башнефть-Добыча"	95	91	83,7	83	67
6	ООО "ЮрскНефть"	275	268	254,6	251	247*
7	"Белозерный ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	1391	1370	1386,6	1369	1487
8	"Нижневартовский ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	1519	1480	1471,9	1453	1564
9	"Южно-Балыкский газоперерабатывающий завод" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	493	533	504	497	520
10	"Няганьгазпереработка" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	549	525	552,2	545	587
11	Сургутский ЗСК филиал ООО "Газпром переработка"	275	285	283,3	276	277
12	ОАО МПК "Аганнефтегазгеология"	313	310	297,1	342,4	245.7
13	ООО "Газпром трансгаз Сургут"	879	564,9	714	933	916
14	ООО "Газпромнефть-Хантос"	1058	1130	1156	1141	1120*
15	ООО "Газпром трансгаз Югорск"	396	275	268	303	343
16	АО "Самотлорнефтегаз"**	7136,7	7531,6	7721,3	7820,9	7701
17	в том числе АО "Корпорация "Югранефть"	79	78	70,7	68,9	67,1
19	ООО "ЛУКОЙЛ-АИК"	258	274	264,2	254,2	243
20	ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз"	3702	3584	3508,9	3463	3232
21	ПАО "Варьеганнефтегаз"	436	418	419	414	385
22	АО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие"	790	853,9	825	833,9	713,7
23	ООО "СП "Ваньеганнефть" *(1)	323	305	-	-	-
24	ОАО "Варьеганнефть"	589,6	527,9	506,6	500	476
25	АО "Транснефть-Сибирь"	555,8	1274,0	1283,8	1267	1156
26	АО "Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз"	595,0	681,0	678,59	670	658*

* в связи с отсутствием информации, фактическое потреблении электрической энергии за 2018 год определено пропорционально изменению в 2018 году потребления электроэнергии в автономном округе относительно 2017 года

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

Таблица 5

Сведения о фактической потребляемой мощности крупными потребителями ЭЭС автономного округа за период 2014 - 2018 годы, МВт

N	Наименование потребителя	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.
1	ООО "РН-Юганскнефтегаз"	1469	1496	1520	1509	1491
2	АО "РН-Няганьнефтегаз"	135	144	154	150	184
3	ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"	1296	1316	1304	1255	1208
4	ПАО "Сургутнефтегаз"	1361	1324	1400	1310	1315
5	ООО "Башнефть-Добыча"	14,2	13,6	12,6	12,3	8
6	ООО "ЮрскНефть"	33	38	32	31,2	24,7*
7	"Белозерный ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	171	173	178	173,3	178,6
8	"Нижневартовский ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	194	180	191	186	203
9	Южно-Балыкский ГПЗ - филиал АО "СибурТюменьГаз"	63	67	63	61,3	69.0
10	"Няганьгазпереработка" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	63	60	76	74	81
11	"Сургутский ЗСК" филиал ООО "Газпром переработка" ПАО "Газпром"	30,8	32,6	31,4	30,6	31,7
12	ОАО МПК "Аганнефтегазгеология"	36	35	41	39	28
13	ООО "Газпром трансгаз Сургут"	260	64	179	108	67
14	ООО "Газпром трансгаз Югорск"	53,0	36,8	35,8	40,6	46,4
15	ООО "Газпромнефть-Хантос"	140	149	150	146,1	150,5
16	АО "Самотлорнефтегаз"** всего	899,1	921,1	957,0	931,6	1026,1
17	в том числе АО "Корпорация "Югранефть"	9	10	9	9	8
19	ООО "ЛУКОЙЛ-АИК"	30	28	33,6	32,7	32,7
20	ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз"	431	444	423,4	412,3	423,5
21	ПАО "Варьеганнефтегаз"	50	48	48	46,7	49,5
22	АО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие"**	109	104	108	103	96
18	ООО "СП "Ваньеганнефть" *(2)	37	36	-	-	-
23	ОАО "Варьеганнефть"	78	67	65	63,3	60,3
24	АО "Транснефть-Сибирь"	107	166	152	148	155
25	АО "Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз"	70	80	86	83,7	74,5*

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

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

Нижневартовский энергорайон

АО "Самотлорнефтегаз";

ОАО "Славнефть - Мегионнефтегаз";

АО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие";

"Белозерный ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз" ;

"Нижневартовский ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз" ;

ПАО "Варьеганнефтегаз";

ОАО "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 три крупнейших нефтегазодобывающих предприятия региона - ООО "РН-Юганскнефтегаз", ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" и ПАО "Сургутнефтегаз".

Динамика изменения максимума нагрузки за 2014 - 2018 годы

Данные по динамике изменения потребления мощности ЭЭС автономного округа в час максимума энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов за период 2014 - 2018 годы приведены в таблице 6 и на рисунке 2.

Таблица 6

Динамика изменения потребления мощности ЭЭС автономного округа за период 2014 - 2018 годы, МВт

Наименование	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.
Максимум потребления, в т.ч.:	8 945	8 867	9349	9101	8900
Нижневартовский	2386	2358	2411	2331	2343
Сургутский	2034	1982	2072	1949	1937
Нефтеюганский	2350	2355	2472	2441	2505
Когалымский	1309	1271	1396	1425	1214
Урайский	384	407	455	442	359
Няганский	482	494	543	513	542

Рисунок 2. Динамика изменения потребления мощности ЭЭС автономного округа за период 2014 - 2018 годы в графическом виде, МВт

Структура установленной электрической мощности на территории автономного округа за 2018 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 01 января 2019 года составляет 14 060,6 МВт. Кроме того, на территории автономного округа размещено большое количество автономных источников электроснабжения, обеспечивающих электроэнергией промышленные предприятия и территориально-изолированные энергосистемы муниципальных образований.

Установленная мощность объектов генерации ЭЭС автономного округа приведена в таблице 7.

Таблица 7

Установленная мощность объектов генерации ЭЭС автономного округа (по состоянию на 1 января 2019 года)

Наименование собственника	Установленная мощность, МВт
Сургутская ГРЭС-1 (ПАО "ОГК-2")	3333
Сургутская ГРЭС-2 (ПАО "Юнипро")	5657,1
Нижневартовская ГРЭС (АО "Нижневартовская ГРЭС")	2031
Няганская ГРЭС (ПАО "Фортум" филиал Энергосистема "Западная Сибирь")	1361
ПАО "Сургутнефтегаз" (21 ГТЭС, 55 тг., 6 ГПЭС, 26 г.)	624,9
ООО "Газпромнефть-Хантос " (Южно-Приобская ГТЭС 96 МВт, ГПЭС КНС-2 10,5)	106,5
ООО "РН-Юганскнефтегаз"	339
ОАО "Славнефть - Мегионнефтегаз" (3 ГТЭС, 12 тг.)	34,5
ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" (7 ГТЭС, 40 тг.)	306,6
ООО "ЛУКОЙЛ - АИК" (2 ГТЭС, 4 тг.)	21,2
"Салым Петролеум Девелопмент Н.В." (Западно-Салымская ГТЭС)	60,0
ООО "ЮрскНефть" (ГТЭС Западно-Малобалыкского м.р.)	14,4
ПАО "Передвижная энергетика" (Казымская ГТЭС)	72,0
АО "РН-Няганьнефтегаз" (ГТЭС Каменная)	72,0
ООО "Башнефть Добыча" (ГПЭС Кирско-Коттынского м.р.)	12
ООО "Соровскнефть" (ГПЭС Соровского м.р.)	15,4
ООО "РусГазСервис" (ГПЭС Нижне-Шапшинского м.р, ГПЭС Верхне-Шапшинского м.р.)	37,8
ООО "Альянс-Энерджи" (ГПЭС Омбинского м.р.)	12,36
ООО "Аггреко Евразия"(ГПЭС Энергокомплекса Аггреко Евразия)	9,9
ВСЕГО	14120,7

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

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

Состав существующих электростанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт

В данном разделе приведен перечень существующих электростанций, расположенных в ЭЭС автономного округа с указанием установленной мощности энергоблоков, типа генерирующего и турбинного оборудования.

Перечень существующих электростанций, расположенных в ЭЭС автономного округа приведен в таблице 8, перечень существующих электростанций, расположенных в энергорайонах, работающих изолированно от энергосистемы приведен в таблице 9.

Таблица 8

Перечень
существующих электростанций, расположенных в ЭЭС автономного округа по состоянию на 1 января 2019 года

N	Станционный номер энергоблока		Установленная электрическая мощность, МВт		Состав оборудования				Год ввода в эксплуатацию
					Тип генератор		Тип турбины (электродвигателя)
Сургутская ГРЭС-2 (Филиал "Сургутская ГРЭС-2" ПАО "Юнипро")
1	N 1		810		ТВВ-800-2У3		К-810-240-5		1985
2	N 2		810		ТВВ-800-2У3		К-810-240-5		1985
3	N 3		810		ТВВ-800-2У3		К-810-240-5		1986
4	N 4		810		ТВВ-800-2У3		К-810-240-5		1987
5	N 5		810		ТВВ-800-2У3		К-810-240-5		1987
6	N 6		810		ТВВ-800-2У3		К-810-240-5		1988
7	N 7		396,9		290 Т783,390Н		STAG 109FA		2011
8	N 8		400,2		290 Т783,390Н		STAG 109FA		2011
Всего			5657,1
Сургутская ГРЭС-1 (ПАО "ОГК-2")
1	N 1		215		ТВВ-200-2АУЗ		К-200-130-3		1972
2	N 2		215		ТВВ-200-2АУЗ		К-200-130-3		1973
3	N 3		215		ТВВ-200-2АУЗ		К-200-130-3		1973
4	N 4		215		ТВВ-200-2АУЗ		К-200-130-3		1974
5	N 5		215		ТВВ-200-2АУЗ		К-200-130-3		1975
6	N 6		215		ТВВ-200-2АУЗ		К-200-130-3		1975
7	N 7		215		ТВВ-200-2АУЗ		К-200-130-3		1977
8	N 8		215		ТВВ-200-2АУЗ		К-200-130-3		1978
9	N 9		215		ТВВ-200-2АУЗ		К-200-130-3		1978
10	N 10		215		ТВВ-200-2АУЗ		К-210-130-3		1979
11	N 11		215		ТВВ-200-2АУЗ		К-210-130-3		1979
12	N 12		178		ТВВ-200-2АУЗ		Т-178/210-130-1		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-9001FA (ГТУ) К-143,382-10,7 (ПТУ)		2014
Всего			2031
Няганская ГРЭС (ПАО "Фортум" филиал Энергосистема "Западная Сибирь")
1	N 1		453,2		SGen5-2000H		ПГУ: SGT5-4000F (ГТУ); SST5-3000 (ПТУ)		2013
2	N 2		453,1		SGen5-2000H		ПГУ: SGT5-4000F(ГТУ); SST5-3000 (ПТУ)		2013
3	N 3		454,7		SGen5-2000H		ПГУ: SGT5-4000F (ГТУ); SST5-3000 (ПТУ)		2014
Всего			1361,0
Электростанции ПАО "Сургутнефтегаз"
ГТЭС "Конитлорская-1"
1	N 1		4		ГТГ-4-2Р УХЛЗ		Д-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-16СТДФ		2006
2	N 2		12		ТС-12-2Р УХЛ3		НК-16СТДФ		2006
Всего			24
ГТЭС "Русскинская"
1	N 1		12		ТС-12-2Р УХЛ3		ГТУ-12-ПГ-1		2004
2	N 2		12		ТС-12-2Р УХЛ3		ГТУ-12-ПГ-1		2004
Всего			24
ГТЭС "Тянская"
1	N 1		6,5		CGS710N2240U		Alstom-6,5		2001
2	N 2		6,5		CGS710N2240U		Alstom-6,5		2001
Всего			13
ГТЭС "Лукъявинская"
1	N 1		12		ТС-12-2Р УХЛ3		ГТУ-12-ПГ-1		2004
2	N 2		12		ТС-12-2Р УХЛ3		ГТУ-12-ПГ-1		2004
3	N 3		12		ТС-12-2Р УХЛ3		ГТУ-12-ПГ-1		2004
Всего			36
ГТЭС "Биттемская"
1	N 1		12		ТС-12-2Р УХЛ3		ГТУ-12-ПГ-1		2004
2	N 2		12		ТС-12-2Р УХЛ3		ГТУ-12-ПГ-1		2004
3	N 3		12		ТС-12-2Р УХЛ3		ГТУ-12-ПГ-1		2004
Всего			36
ГТЭС "Муръяунская"
1	N 1		12		ТС-12-2Р УХЛ3		НК-16СТДФ		2006
2	N 2		12		ТС-12-2Р УХЛ3		НК-16СТДФ		2006
Всего			24
ГТЭС "Юкъяунская"
1	N 1		12		ТС-12-2Р УХЛ3		НК-16СТДФ		2006
2	N 2		12		ТС-12-2Р УХЛ3		НК-16СТДФ		2006
3	N 3		12		ТС-12-2Р УХЛ3		НК-16СТДФ		2006
Всего			36
ГТЭС "Лянторская-1"
1	N 1		12		ТС-12-2Р УХЛ3		ГТУ-12-ПГ-1		2004
2	N 2		12		ТС-12-2Р УХЛ3		ГТУ-12-ПГ-1		2004
Всего			24
ГТЭС "Лянторская-2"
1	N 1		12		ТС-12-2Р УХЛ3		ГТУ-12-ПГ-1		2004
2	N 2		12		ТС-12-2Р УХЛ3		ГТУ-12-ПГ-1		2004
3	N 3		12		ТС-12-2Р УХЛ3		ГТУ-12-ПГ-1		2004
Всего			36
ГТЭС "Западно-Камынская"
1	N 1		12		ТС-12-2Р УХЛ3		НК-16СТДФ		2006
2	N 2		12		ТС-12-2Р УХЛ3		НК-16СТДФ		2006
Всего			24
ГТЭС-1 "Северо-Лабатьюганская"
1	N 1		12		ТС-12-2Р УХЛ3		НК-16СТДФ		2007
2	N 2		12		ТС-12-2Р УХЛ3		НК-16СТДФ		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 Jenbacher		2006
2	N 2		1,027		LSA52,2VL50-4P		JGS 320 GS-S.L Jenbacher		2006
3	N 3		1,027		LSA52,2VL50-4P		JGS 320 GS-S.L Jenbacher		2006
4	N 4		1,027		LSA52,2VL50-4P		JGS 320 GS-S.L Jenbacher		2006
5	N 5		1,027		LSA52,2VL50-4P		JGS 320 GS-S.L Jenbacher		2006
6	N 6		1,027		LSA52,2VL50-4P		JGS 320 GS-S.L Jenbacher		2006
Всего			6,162
ГТЭС "Верхне-Надымского м/р"
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 м/р"
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 м/р"
1	N 1		12		ТС-12-2Р УХЛ3		НК-16СТДФ		2008
2	N 2		12		ТС-12-2Р УХЛ3		НК-16СТДФ		2008
3	N 3		12		ТС-12-2Р УХЛ3		НК-16СТДФ		2008
Всего			36
ГТЭС-2 "Рогожниковского м/р"
1	N 1		12		ТС-12-2Р УХЛ3		НК-16СТДФ		2010
2	N 2		12		ТС-12-2Р УХЛ3		НК-16СТДФ		2010
3	N 3		12		ТС-12-2Р УХЛ3		НК-16СТДФ		2010
Всего			36
ГПЭС "Западно-Сахалинского м/р"
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 м/р"
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-16СТДФ		2011
2	N 2		12		ТС-12-2Р УХЛ3		НК-16СТДФ		2011
3	N 3		12		ТС-12-2Р УХЛ3		НК-16СТДФ		2011
Всего			36
ГТЭС "Вачимского м/р"
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 м/р"
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 м/р"
1	N 1		12		ТС-12-2Р УХЛ3		НК-16СТ		2014
2	N 2		12		ТС-12-2Р УХЛ3		НК-16СТ		2014
3	N 3		12		ТС-12-2Р УХЛ3		НК-16СТ		2014
Всего			36
Электростанции ООО "Газпромнефть-Хантос"
ГТЭС "Южно-Приобская"
1	N 1		12		ТС-12-2РУХЛЗ		ГТУ-12-ПГ-1		2010
2	N 2		12		ТС-12-2РУХЛЗ		ГТУ-12-ПГ-1		2010
3	N 3		12		ТС-12-2РУХЛЗ		ГТУ-12-ПГ-1		2010
4	N 4		12		ТС-12-2РУХЛЗ		ГТУ-12-ПГ-1		2010
5	N 5		12		ТС-12-2РУХЛЗ		ГТУ-12-ПГ-1		2010
6	N 6		12		ТС-12-2РУХЛЗ		ГТУ-12-ПГ-1		2010
7	N 7		12		ТС-12-2РУХЛЗ		ГТУ-12-ПГ-1		2010
8	N 8		12		ТС-12-2РУХЛЗ		ГТУ-12-ПГ-1		2010
Всего			96
ГПЭС "КНС-2"
1	N 1		1,05		-		JGC 320 GC - S.L. "Jenbacher"		2008
2	N 2		1,05		-		JGC 320 GC-S.L. "Jenbacher"		2008
3	N 3		1,05		-		JGC 320 GC-S.L. "Jenbacher"		2008
4	N 4		1,05		-		JGC 320 GC-S.L. "Jenbacher"		2008
5	N 5		1,05		-		JGC 320 GC-S.L. "Jenbacher"		2008
6	N 6		1,05		-		JGC 320 GC-S.L. "Jenbacher"		2008
7	N 7		1,05		-		JGC 320 GC-S.L. "Jenbacher"		2008
8	N 8		1,05		-		JGC 320 GC-S.L. "Jenbacher"		2008
9	N 9		1,05		-		JGC 320 GC-S.L. "Jenbacher"		2008
10	N 10		1,05		-		JGC 320 GC-S.L. "Jenbacher"		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 ОАО "Славнефть - Мегионнефтегаз"
ГТЭС "Покамасовская"
1	N 1		4,75		SAB, IDEAL Eklectric CO		Taurus 60S, Solar Turbine		2005
2	N 2		4,75		SAB, IDEAL Eklectric CO		Taurus 60S, Solar Turbine		2005
Всего			9,5
ГТЭС "Ново-Покурская"
1	N 1		4,75		SAB, IDEAL Eklectric CO		Taurus 60S, Solar Turbine		2005
2	N 2		4,75		SAB, IDEAL Eklectric CO		Taurus 60S, Solar Turbine		2005
3	N 3		4,75		SAB, IDEAL Eklectric CO		Taurus 60S, Solar Turbine		2005
Всего			14,25
ГПЭС ДНС-2 Западно-Асомкинского мр
1	N 2		1,54				QSV91G (ГПА)		2016
2	N 3		1,54				QSV91G (ГПА)		2016
3	N 4		1,54				QSV91G (ГПА)		2016
4	N 5		1,54				QSV91G (ГПА)		2016
5	N 6		1,54				QSV91G (ГПА)		2016
6	N 7		1,54				QSV91G (ГПА)		2016
7	N 8		1,54				QSV91G (ГПА)		2016
Всего			10,78
Электростанции ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"
ГПЭС "Северо-Даниловское м/р"
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 м/р"
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			6,34
ГТЭС "Каменного м/р"
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 м/р"
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 м/р"
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 м/р"
1	N 1		12		ТС-12-2РУХЛ3		ГТУ-12ПГ-2		2012
2	N 2		12		ТС-12-2РУХЛ3		ГТУ-12ПГ-2		2012
3	N 3		12		ТС-12-2РУХЛ3		ГТУ-12ПГ-2		2012
4	N 4		12		ТС-12-2РУХЛ3		ГТУ-12ПГ-2		2012
			48
ГТЭС "Повховского м/р"
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
			48
Электростанции ООО "ЛУКОЙЛ - АИК"
ГТЭС "ДНС-3"
1	N 1		5,3		Brushless AC Generetor (SAB), Ideal Electric		Taurus 60S, Solar Turbine		2005
2	N 2		5,3		Brushless AC Generetor (SAB), Ideal Electric		Taurus 60S, Solar Turbine		2007
3	N 3		5,3		Brushless AC Generetor (SAB), Ideal Electric		Taurus 60S, Solar Turbine		2012
ГТЭС "ДНС-2"
1	N 1		5,3		Brushless AC Generetor (SAB), Ideal Electric		Taurus 60S, Solar Turbine		2008
ГТЭС "Каменная" (АО "РН-Няганьнефтегаз")
1	N 1		8		ГТГ-8-2РУХЛ3		ГТД-8РМ		2013
2	N 2		8		ГТГ-8-2РУХЛ3		ГТД-8РМ		2013
3	N 3		8		ГТГ-8-2РУХЛ3		ГТД-8РМ		2013
4	N 4		8		ГТГ-8-2РУХЛ3		ГТД-8РМ		2013
5	N 5		8		ГТГ-8-2РУХЛ3		ГТД-8РМ		2013
6	N 6		8		ГТГ-8-2РУХЛ3		ГТД-8РМ		2013
7	N 7		8		ГТГ-8-2РУХЛ3		ГТД-8РМ		2013
8	N 8		8		ГТГ-8-2РУХЛ3		ГТД-8РМ		2013
9	N 9		8		ГТГ-8-2РУХЛ3		ГТД-8РМ		2013
Всего			72
ГТЭС "Западно-Салымская" ("Салым Петролеум Девелопмент Н.В.")
1	N 1		15		AMS 900LH		Titan 130 (T130S GS)		2007
2	N 2		15		AMS 900LH		Titan 130 (T130S GS)		2007
3	N 3		15		AMS 900LH		Titan 130 (T130S GS)		2007
4	N 4		15		AMS 900LH		Titan 130 (T130S GS)		2010
Всего			60
ГТЭС "Западно-Малобалыкского м/р" (ООО "Юрск-Нефть")
1	N 1		1,8		LSA 53 M65/ 4p		OP16-3A		2010
2	N 2		1,8		LSA 53 M65/ 4p		OP16-3A		2010
3	N 3		1,8		LSA 53 M65/ 4p		OP16-3A		2010
4	N 4		1,8		LSA 53 M65/ 4p		OP16-3A		2010
5	N 5		1,8		LSA 53 M65/ 4p		OP16-3A		2012
6	N 6		1,8		LSA 53 M65/ 4p		OP16-3A		2012
7	N 7		1,8		LSA 53 M65/ 4p		OP16-3A		2012
8	N 8		1,8		LSA 53 M65/ 4p		OP16-3A		2012
Всего			14,4
ПЭС "Казым" (ПАО "Передвижная энергетика")
1	N 1		12		Т-12-2ЭУЗ		ДЦ59Л		1989
2	N 2		12		Т-12-2ЭУЗ		ДЦ59Л		1986
3	N 2		12		Т-12-2ЭУЗ		ДА14Л		1993
4	N 4		12		Т-12-2ЭУЗ		ДЦ59Л		1987
5	N 5		12		Т-12-2ЭУЗ		ДЦ59Л		1987
6	N 6		12		Т-12-2ЭУЗ		ДА14Л		2001
Всего			72
ГПЭС Соровского м.р. (ООО "Соровскнефть")
1	N 1		1,54				QSV91G		2013
2	N 2		1,54				QSV91G		2013
3	N 3		1,54				QSV91G		2013
4	N 4		1,54				QSV91G		2013
5	N 5		1,54				QSV91G		2013
6	N 6		1,54				QSV91G		2015
7	N 7		1,54				QSV91G		2015
8	N 8		1,54				QSV91G		2015
9	N 9		1,54				QSV91G		2015
10	N 10		1,54				QSV91G		2015
Всего			15,4
ГПЭС Кирско-Коттынского м.р. (ООО "Башнефть-Добыча")
1	N 1		1,5				QSV91G		2007
2	N 2		1,5				QSV91G		2007
3	N 3		1,5				QSV91G		2007
4	N 4		1,5				QSV91G		2007
5	N 5		1,5				QSV91G		2007
6	N 6		1,5				QSV91G		2007
7	N 7		1,5				QSV91G		2007
8	N 8		1,5				QSV91G		2007
Всего			12
ГПЭС Верхне-Шапшинского м.р. (ООО "РусГазСервис" )
1	N 1		1.4				J 420 GS-B01		2017
2	N 2		1.4				J 420 GS-B01		2017
3	N 3		1.4				J 420 GS-B01		2017
4	N 4		1.4				J 420 GS-B01		2017
5	N 5		1.4				J 420 GS-B01		2017
6	N 6		1.4				J 420 GS-B01		2017
7	N 7		1.4				J 420 GS-B01		2017
8	N 8		1.4				J 420 GS-B01		2017
9	N 9		1.4				J 420 GS-B01		2017
10	N 10		1.4				J 420 GS-B01		2017
Всего			14
ГПЭС Нижне-Шапшинского м.р. (ООО "РусГазСервис" )
1	N 1		1.4				J 420 GS-B01		2017
2	N 2		1.4				J 420 GS-B01		2017
3	N 3		1.4				J 420 GS-B01		2017
4	N 4		1.4				J 420 GS-B01		2017
5	N 5		1.4				J 420 GS-B01		2017
6	N 6		1.4				J 420 GS-B01		2017
7	N 7		1.4				J 420 GS-B01		2017
8	N 8		1.4				J 420 GS-B01		2017
9	N 9		1.4				J 420 GS-B01		2017
10	N 10		1.4				J 420 GS-B01		2017
11	N 11		1.4				J 420 GS-B01		2017
12	N 12		1.4				J 420 GS-B01		2017
13	N 13		1.4				J 420 GS-B01		2017
14	N 14		1.4				J 420 GS-B01		2017
15	N 15		1.4				J 420 GS-B01		2017
16	N 16		1.4				J 420 GS-B01		2017
17	N 17		1.4				J 420 GS-B01		2017
Всего			23,8
ГПЭС Энергокомплекса Аггреко Евразия (ООО "Аггреко Евразия")
1	N 1		1.1				QSK60G		2017
2	N 2		1.1				QSK60G		2017
3	N 3		1.1				QSK60G		2017
4	N 4		1.1				QSK60G		2017
5	N 5		1.1				QSK60G		2017
6	N 6		1.1				QSK60G		2017
7	N 7		1.1				QSK60G		2017
8	N 8		1.1				QSK60G		2017
9	N 9		1.1				QSK60G		2017
Всего			9,9
ГПЭС Омбинского м.р. (ООО "Альянс-Энерджи")
1		N 1	1,03			G3516SITA (Caterpillar)			2018
2		N 2	1,03			G3516SITA (Caterpillar)			2018
3		N 3	1,03			G3516SITA (Caterpillar)			2018
4		N 4	1,03			G3516SITA (Caterpillar)			2018
5		N 5	1,03			G3516SITA (Caterpillar)			2018
6		N 6	1,03			G3516SITA (Caterpillar)			2018
7		N 7	1,03			G3516SITA (Caterpillar)			2018
8		N 8	1,03			G3516SITA (Caterpillar)			2018
9		N 9	1,03			G3516SITA (Caterpillar)			2018
10		N 10	1,03			G3516SITA (Caterpillar)			2018
11		N 11	1,03			G3516SITA (Caterpillar)			2018
12		N 12	1,03			G3516SITA (Caterpillar)			2018
Всего			12,36

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

газотурбинная электростанция в пос. Хулимсунт установленной электрической мощностью 15 МВт;

газотурбинная электростанция в пос. Приполярный установленной электрической мощностью 20 МВт;

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

Суммарная установленная электрическая мощность электростанций, расположенных в энергорайонах, работающих изолированно от ЕЭС достигает 59,58 МВт.

Таблица 9

Информация
о текущем состоянии генерирующих мощностей в населенных пунктах автономного округа, находящихся в работающих изолировано от ЕЭС энергорайонов автономного округа

N п/п	Район	Наименование населенного пункта	Тип, марка оборудования (указать: основной, резервный)	Установленная мощность МВт	Располагаемая мощность МВт	Техническое состояние
N п/п	Район	Наименование населенного пункта	Тип, марка оборудования (указать: основной, резервный)	Установленная мощность МВт	Располагаемая мощность МВт	Год выпуска	Установленный моторесурс (час)	Фактически отработано (час)	% износа
1	Березовский	с. Няксимволь	Volvo Penta TAD1343GE (основной)	0,320	0,272	2011	30000	19428	65
			Volvo Penta TAD1343GE (резервный)	0,320	0,272	2011	30000	19350	65
			Volvo Penta TAD532GE (резервный)	0,100	0,085	2011	30000	7110	24
		с. Саранпауль	Cummins C1400D5 (основной)	1,000	0,850	2010	20000	852	4
			Cummins C1400D5 (основной)	1,000	0,850	2010	20000	1984	10
			Cummins C1400D5 (основной)	1,000	0,850	2011	20000	1979	10
			Cummins C1400D5 (основной)	1,000	0,850	2014	20000	5071	25
			Cummins C1400D5 (резервный)	1,000	0,850	2014	20000	3798	19
		с. Сосьва	Cummins С1100 (основной)	0,823	0,699	2013	20000	15812	79
		с. Сосьва	Mitsubishi (резервный)	1,008	0,856	2014	20000	707	4
		с. Ломбовож	АД-100, ЯМЗ-238 (основной)	0,100	0,085	2011	20000	2810	14
			АД-100, ЯМЗ-238 (основной)	0,100	0,085	2003	20000	10160	51
			АД-100, ЯМЗ-238 (резервный)	0,100	0,085	1998	20000	21012	105
		д. Кимкъясуй	АД-110, (основной)	0,110	0,093	2007	20000	10765	54
		д. Кимкъясуй	АД-60, (резервный)	0,060	0,051	2007	20000	13340	67
		д. Сартынья	Cummins C38D5 (основной)	0,028	0,023	2011	12000	9279	77
		д. Сартынья	Cummins C38D5 (резервный)	0,028	0,023	2012	12000	11206	93
		д. Анеева	АД-60, ЯМЗ-236(основной)	0,060	0,051	2007	20000	16041	80
			АД-60, ЯМЗ-236 (основной)	0,060	0,051	2002	20000	18283	91
			АД-30, А-41 (резервный)	0,030	0,025	1998	14000	14256	102
			Cummins C38D5 (резервный)	0,028	0,023	2012	12000	15720	131
2	Ханты-Мансийский	с. Елизарово	Vovlo Penta TAD1344GE (резервный)	0,320	0,272	2013	30000	13899	46
			Vovlo Penta TAD1344GE (основной)	0,320	0,272	2013	30000	17099	57
			Vovlo Penta TAD1344GE (основной)	0,320	0,272	2013	30000	15992	53
		п. Кедровый	Cummins C1400D5 (основной)	1,000	0,850	2010	20000	22508	113
			Cummins C1400D5 (резервный)	1,000	0,850	2011	20000	17050	85
			Cummins C1100D5 (резервный)	0,823	0,699	2014	20000	11179	56
		д. Согом	КУ Cento T-150 (основной)	0,150	0,127	2014	20000	11756	59
			КУ Cento T-150 (основной)	0,150	0,127	2014	20000	5083	25
			КУ Cento T-150 (резервный)	0,150	0,127	2009	20000	19352	97
			АД-120, Volvo (резервный)	0,120	0,102	2012	30000	9326	31
			АД-100, Volvo (резервный)	0,100	0,085	2012	30000	3200	11
			АД-100, Volvo (резервный)	0,100	0,085	2012	30000	6086	20
		п. Урманный	АД-600, Doosan (основной)	0,600	0,510	2015	20000	839	4
			АД-600, Doosan (основной)	0,600	0,510	2015	20000	1620	8
			АД-600, Doosan (резервный)	0,600	0,510	2015	20000	1776	9
			Cummins C1100D5 (резервный)	0,823	0,699	2014	20000	552	3
		п. Кирпичный	Cummins C500D5eo (основной)	0,360	0,306	2012	20000	19716	99
			Cummins C500D5eo (основной)	0,360	0,306	2012	20000	19127	96
			Cummins C500D5eo (резервный)	0,360	0,306	2012	20000	20260	101
3	Октябрьский	с. Большой-Атлым	Cummins С300 (резервный)	0,240	0,204	2008	20000	28082	140
			АД-100, ЯМЗ-238 (резервный)	0,100	0,085	2006	20000	23419	117
			Cummins AKSA (основной)	0,400	0,340	2008	20000	14789	74
		п. Горнореченск	АД-200, ЯМЗ-7514 (резервный)	0,200	0,170	2007	20000	10991	55
			АД-250, ТМЗ-8435 (резервный)	0,250	0,212	2009	20000	13188	66
			АД-200, Volvo (основной)	0,200	0,170	2011	30000	10303	34
4	Нижневартовский	с. Корлики	Volvo Penta TAD1343GE (основной)	0,320	0,272	2011	30000	21628	72
			Volvo Penta TAD1343GE (основной)	0,320	0,272	2011	30000	19950	67
			Volvo Penta TAD1643GE (основной)	0,500	0,425	2014	30000	3858	13
			Volvo Penta TAD1643GE (основной)	0,500	0,425	2014	30000	4318	14
		д. Сосновый бор	АД-60, ЯМЗ-236 (резервный)	0,060	0,051	2001	20000	23028	115
		д. Сосновый бор	Cummins C38D5 (основной)	0,028	0,023	2012	12000	12350	103
5	Белоярский	п. Ванзеват	Volvo Penta TAD532GE (резервный)	0,100	0,085	2013	20000	9906	50
			Volvo Penta TAD733GE (основной)	0,160	0,136	2013	20000	10179	51
			Volvo Penta TAD734GE (основной)	0,200	0,170	2013	20000	10190	51
		с. Тугияны	АД-60, Д-246.4 (резервный)	0,060	0,051	2011	12000	14424	120
		с. Тугияны	Cummins C38D5 (основной)	0,028	0,023	2012	12000	3460	29
		п. Пашторы	Cummins C38D5 (основной)	0,028	0,023	2012	12000	7748	65
		п. Пашторы	Cummins C38D5 (резервный)	0,028	0,023	2012	12000	11942	100
		д. Нумто	АД-30, Д-243 (резервный)	0,030	0,025	2013	12000	12350	103
			Cummins C38D5 (основной)	0,028	0,023	2012	12000	8253	69
			АД-60, Д-246.4 (основной)	0,030	0,025	2008	12000	14216	118
6	Кондинский	д. Шугур	АД-250, ТМЗ-8435.10 (основной)	0,250	0,212	2009	20000	8164	41
			АД-250, ТМЗ-8435.10 (основной)	0,250	0,212	2009	20000	20245	101
			АД-250, ТМЗ-8435.10 (основной)	0,250	0,212	2009	20000	19539	98
			Perkins P400P2 (резервный)	0,320	0,272	2007	20000	33272	166
			Perkins P400P2 (резервный)	0,320	0,272	2007	20000	31196	156
		д. Карым	АД-100, ЯМЗ-238 (основной)	0,100	0,085	2003	12000	7398	62
		д. Карым	Cummins C38D5 (резервный)	0,028	0,023	2012	12000	12506	104
		д. Никулкино	Yamaha, EDL20000TE (резервный)	0,012	0,010	2008	12000	16791	140
		д. Никулкино	Cummins C33D5 (основной)	0,024	0,020	2012	12000	6803	57
7	Сургутский	д. Таурова	АД-30 Т400-1РП, Д-243 (основной)	0,030	0,025	2009	12000	9112	76
7	Сургутский	д. Таурова	Lamborgini (резервный)	0,012	0,010	2006	12000	14880	124

Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности

В таблице 10 приведена выработка электрической энергии электростанциями ЭЭС автономного округа за 2014 - 2018 годы. Выработка электроэнергии электростанциями ЭЭС автономного округа в 2018 году относительно 2017 года уменьшилась на 1,95% и составила 84 687,3 млн. кВт ч.

Таблица 10

Выработка электрической энергии электростанциями Ханты-Мансийского автономного округа за период 2014 - 2018 годы, млн кВт ч

Наименование	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.
Выработка электростанций, всего	89 142,2	88 230,1	90 228,3	86 139,25	84 687,3
Сургутская ГРЭС-1 (ПАО "ОГК-2")	21 617,6	20 825,3	20 413,3	20 263,02	18 642,10
Сургутская ГРЭС-2 (ПАО "Юнипро")	37 885,9	32 836,0	35 746,1	31 962,66	30 436,67
Нижневартовская ГРЭС (АО "Нижневартовская ГРЭС")	11 947,6	13 930,1	12 786,6	12 590,34	12 957,31
Няганская ГРЭС (ПАО "Фортум" филиал Энергосистема "Западная Сибирь")	6 455,2	9 299,8	9 394,2	9 159,91	10 248,70
ПЭС Казым (ПАО "Передвижная энергетика")	143,9	159,1	48,5	28,91	16,70
ПАО "Сургутнефтегаз"	5 167,1	5 241,5	5 300,2	5 330,17	5 320,30
Приобская ГТЭС (ООО "РН-Юганскнефтегаз")	2 435,7	2 385,8	2 413,7	2 360,08	2 494,00
Приразломная ГТЭС (ООО "РН-Юганскнефтегаз"))	138,1	91,98	129,9	119,58	162,20
Южно-Приобская ГТЭС (ООО "Газпромнефть-Хантос")	741,5	749,4	723,7	750,63	747,30
ГПЭС КНС-2 (ООО "Газпромнефть-Хантос")	67,1	61,6	62,9	70,49	69,98
Электростанции ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"	1 333,1	1 342,4	1 888,9	2 155,53	2 132,10
Электростанции ООО "ЛУКОЙЛ - АИК"	159,6	149,8	165,7	165,92	143,55
Электростанции ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз	102,8	130,0	135,5	145,71	170,80
ГТЭС Западно-Малобалыкского м.р. (ООО "ЮрскНефть")	57,0	44,7	63,9	53,57	50,90
ГТЭС Западно-Салымская (НФК "Салым Петролеум Девелопмент Н.В.")	471,3	511,2	498,6	502,86	507,80
ГТЭС Каменная (АО "РН-Няганьнефтегаз")	418,6	471,4	439,5	411,55	279,60
ГПЭС Кирско-Коттынского м.р. (ООО "Башнефть Добыча")			16,9	24,11	21,40
ГТЭС Соровского м.р. (ООО "Соровскнефть")				44,23	76,90
ГПЭС Энергокомплекса Аггреко Евразия (ООО "Аггреко Евразия")					14,10
ГПЭС Нижне-Шапшинского м.р. (ООО "РусГазСервис")					107,10
ГПЭС Омбинского м.р. (ООО "Альянс-Энерджи")					39,0
ГПЭС Верхне-Шапшинского м.р. (ООО "РусГазСервис")					48,50

* в период 2014 - 2018 годы в суммарной выработке учитывались не все электростанции промышленных предприятий автономного округа, работающие параллельно с ЕЭС России.

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

Доля фактической выработки электроэнергии крупными ТЭС автономного округа на 1 января 2019 года составила 89% от всего объема выработки электроэнергии по ЭЭС автономного округа, 14% общей выработки электроэнергии в энергокомплексе ЭЭС автономного округа осуществляется электростанциями предприятий нефтегазовой промышленности.

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

Характеристика балансов электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы

ЭЭС автономного округа является избыточной как по мощности, так и по электроэнергии. В таблице 11 приводится фактический баланс электроэнергии на территории автономного округа в период с 2014 по 2018 годы.

Фактический баланс мощности по территории ЭЭС автономного округа на час максимума энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов за период 2014 - 2018 годы приведен в таблице 12.

Таблица 11

Фактический баланс электроэнергии на территории автономного округа в период с 2014 по 2018 годы

Наименование показателя	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.
Электропотребление, млн кВт-ч	70 634,8	70 440,4	71 397,2	70 472,0	69 182,6
Собственная выработка, млн кВт-ч	89 142,2	88 230,1	90 228,3	86 139,3	84 687,3
Среднегодовые темпы прироста электропотребления, %	+2,38	-0,28	+1,4	-1,3	-1,8
Сальдо перетоков ("+" дефицит - получение; "-" избыток - выдача)	-18 507,4	-17 789,7	-18 831,1	-15 667,2	-15 504,7

Таблица 12

Фактический баланс мощности ЭЭС автономного округа в период с 2014 по 2018 годы, МВт

Наименование	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.
Нагрузка электростанций, всего	10 964,9*	10 211,4*	10 797,3*	11861*	11 171*
Сургутская ГРЭС-1 (ПАО "ОГК-2")	2 577,9	2 960,2	2444,2	2397	1963,5
Сургутская ГРЭС-2 (ПАО "Юнипро)	3 902,5	2 672,3	4562,4	4695	4343,2
Нижневартовская ГРЭС (АО "Нижневартовская ГРЭС")	1 977,4	2 015,1	1531,2	1974	1987,9
Няганская ГРЭС (ПАО "Фортум" филиал Энергосистема "Западная Сибирь" )	1 140,1	1 279,4	882	1335	1353,3
ПЭС Казым (ПАО "Передвижная энергетика")	21,7	22,0	10,2	11	5
ПАО "Сургутнефтегаз"	620,4	571,5	614,8	629	638
Приобская ГТЭС (ООО "РН-Юганскнефтегаз")	298,1	274,5	273,6	317	316
ГТЭС Приразломная (ООО "РН-Юганскнефтегаз")	15,0	11,2	13,5	20	23,9
Южно-Приобская ГТЭС (ООО "Газпромнефть-Хантос")	96,8	84,3	83,6	83	83,5
ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"	163,4	162,2	239,5	236	255,8
ООО "ЛУКОЙЛ - АИК"	15,0	15,9	18,9	21	14
ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз"	12,5	12,5	14,5	16	21,3
ГТЭС Западно-Малобалыкского м.р. (ООО "ЮрскНефть")	4,5	4,6	4.8	6	4,6
ГПЭС КНС-2 (ООО "Газпромнефть-Хантос")	7,5	7,5	7,2	7	7,2
ГТЭС Западно-Салымская (НФК "Салым Петролеум Девелопмент Н.В.")	62,8	63,1	46,2	62	64,9
ГТЭС Каменная (АО "РН-Няганьнефтегаз")	49,3	55,1	48,7	50	27,6
ГПЭС Кирско-Коттынского м.р. (ООО "Башнефть добыча")			2	2	1
ГТЭС Соровского м.р. (ООО "Соровскнефть")					8,4
ГПЭС Энергокомплекса Аггреко Евразия (ООО "Аггреко Евразия")					6,7
ГПЭС Омбинского м.р. (ООО "Альянс-Энерджи")					8,4
ГПЭС Нижне-Шапшинского м.р. (ООО "РусГазСервис")					23,7
ГПЭС Верхне-Шапшинского м.р. (ООО "РусГазСервис")					12,8
Потребление, всего	8 945,0	8 867,0	9 349	9101,0	8900
Сальдо перетоков ("+" дефицит - получение; "-" избыток - выдача)	-2 019,9	-1 344,4	-1 448,3	-2 760	-2 271

* в период 2014 - 2018 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

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 требований, указанных в методических указаниях, утвержденных приказом Минэнерго России от 29 ноября 2016 года N 1256.

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

АО "Тюменьэнерго";

АО "Горэлектросеть";

ООО "РН-Юганскнефтегаз";

ПАО "Сургутнефтегаз";

АО "ЮРЭСК";

МУП "СРЭС".

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

Таблица 13

Плановые значения показателя надежности

Наименование территориальной сетевой организации	Плановые значения показателя надежности
Наименование территориальной сетевой организации	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.
АО "Тюменьэнерго"	0,456	0,4492	0,4424	0,4358	0,4292	-
АО "Горэлектросеть"	0,0478	0,0885	0,0871	0,0858	0,0845	-
ООО "РН-Юганскнефтегаз"	0,03784	-	-	-	-	-
ПАО "Сургутнефтегаз"	0,18742	-	-	-	-	-
АО "ЮРЭСК"	0,0041	0,00404	0,00398	0,00392	-	-
МУП "СРЭС"	0,17787	0,1752	0,1726	0,16998	0,167432	0,1649

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

Основные характеристики электросетевого хозяйства региона напряжением 110 кВ и выше

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

На территории округа находятся:

12 электрических подстанций с высшим напряжением 500 кВ;

58 электрических подстанций с высшим напряжением 220 кВ;

435 электрических подстанций с высшим напряжением 110 кВ.

Суммарная трансформаторная мощность подстанций:

500 кВ - 16 056 МВА;

220 кВ - 13 820 МВА;

110 кВ - 23 9993 МВА.

Суммарная протяженность линий электропередачи по напряжениям:

500 кВ - 6 532 км;

220 кВ - 9 519 км;

110 кВ - 16 940 км.

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

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

Таблица 14

Сводные данные по существующим ПС автономного округа

Наименование показателя	Количество ПС, шт.	Количество Т/АТ, шт.	Мощность ПС, МВА
Всего	25980	32516	79958
По номинальному напряжению
500 кВ	12	158	16056
220 кВ	58	265	13820
110 кВ	435	835	23993
35 кВ	1116	2242	12643
6(10) кВ	24411	29076	15991

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

Таблица 15

Сводные данные о количестве и протяженности ЛЭП ЭЭС автономного округа

Наименование показателя	Количество ЛЭП, шт.	Длина, км
Всего	23967	212476
По номинальному напряжению
500 кВ	54	6532
220 кВ	187	9519
110 кВ	653	16940
35 кВ	8723	10009
6(10) кВ		173036

Основные внешние электрические связи ЭЭС автономного округа

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

Ноябрьский энергорайон ЯНАО:

ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 - Холмогорская;

ВЛ 500 кВ Кирилловская - Холмогорская;

ВЛ 220 кВ Кирилловская - Холмогорская;

ВЛ 220 кВ Холмогорская - Когалым;

ВЛ 220 кВ Вынгапур - Северный Варьеган;

ВЛ 220 кВ Вынгапур - Зима.

Северный энергорайон ЯНАО:

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

Тобольский энергорайон Тюменской области:

ВЛ 500 кВ Демьянская - Луговая;

ВЛ 500 кВ Демьянская - Пыть-Ях;

ВЛ 500 кВ Нелым - Магистральная;

ВЛ 500 кВ Нелым - Пыть-Ях;

ВЛ 220 кВ Демьянская - Болчары;

ВЛ 220 кВ Демьянская - Чеснок;

ВЛ 110 кВ Снежная - Фоминская - 1,2;

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

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

Тюменский энергорайон Тюменской области:

ВЛ 500 кВ Тюмень - Луговая.

Свердловская энергосистема:

ВЛ 110 кВ Картопья - Атымья - 1, 2;

ВЛ 110 кВ Сотник - Тавда - 2;

ВЛ 110 кВ МДФ - Тавда.

Томская энергосистема:

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

Особенности и проблемы
текущего состояния электроэнергетики на территории автономного округа

Схема электроснабжения потребителей ЭЭС автономного округа состоит из шести 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 2018 года зафиксированного 25 декабря 2018 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 2018 года

Нефтеюганский энергорайон

Нефтеюганский энергорайон территориально соответствует зоне деятельности одноименного филиала электрических сетей АО "Тюменьэнерго", а также находится в зоне ответственности Центрального ПМЭС филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири (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: г. Нефтеюганск, г. Ханты-Мансийск и г. 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 ОАО "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 2018 году максимум потребления мощности Нефтеюганского энергорайона в собственный максимум потребления мощности потребителей Энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов составил 2505 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, 89 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 3ЧАТГ 500/220 кВ номинальной мощностью 501 МВА каждый и три АТ 220/110 кВ номинальной мощностью 125 МВА каждый. На ПС 500 кВ Магистральная установлено 2ЧАТГ 500/220 кВ номинальной мощностью 501 МВА каждый и два АТ 220/110 кВ номинальной мощностью 125 МВА каждый. На ПС 500 кВ Святогор установлено 2ЧАТГ 500/220 кВ номинальной мощностью 501 МВА каждый и два АТ 220/110 кВ номинальной мощностью 200 МВА каждый.

В 2018 году были введены 2 ПС 110 кВ: ПС 110 кВ Фасаховская и ПС 110 кВ Омбинская-2.

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

ВЛ 500 кВ Демьянская - Пыть-Ях;

ВЛ 500 кВ Магистральная - Сомкинская;

ВЛ 500 кВ Нелым - Магистральная;

ВЛ 500 кВ Нелым - Пыть-Ях;

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

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

ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 - Святогор;

ВЛ 220 кВ Пересвет - Шубинская;

ВЛ 220 кВ Полоцкая - Шубинская;

ВЛ 220 кВ Сомкинская - Ленинская;

ВЛ 110 кВ Кирьяновская - Восточный - 2;

ВЛ 110 кВ Ореховская - Восточный;

ВЛ 110 кВ Снежная - Фоминская - 1,2;

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

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

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 "Тюменьэнерго", а также находится в зоне ответственности Восточного ПМЭС филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири (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: г. Нижневартовск, г. Мегион и г. Радужный.

Основными потребителями электроэнергии и электрической мощности Нижневартовского энергорайона являются:

нефтедобывающие компании: АО "Корпорация Югранефть", АО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие" (АО "ННП"), АО "Самотлорнефтегаз", ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз";

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

"Нижневартовский ГПЗ";

"Белозерный ГПЗ".

коммунально-бытовая нагрузка городов.

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

В 2018 году максимум потребления мощности Нижневартовского энергорайона в собственный максимум потребления мощности потребителей Энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов составил 2343 МВт.

Основным источником генерации Нижневартовского энергорайона является Нижневартовская ГРЭС установленной мощностью 2031 МВт. Нижневартовская ГРЭС была 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;

ГТЭС Ван-Еганского месторождения установленной мощностью 36,4 МВт (работает изолированно)*(3);

ГПЭС Кирско-Коттынского месторождения установленной мощностью 12 МВт.

Нижневартовский энергорайон является дефицитным. Покрытие дефицита 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 энергоузла размещаются три 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 3ЧАТГ 500/220 кВ номинальной мощностью 501 МВА каждая и три АТ 220/110 кВ номинальной мощностью 125 МВА каждый. На ПС 500 кВ Сибирская установлено 2ЧАТГ 500/220 кВ номинальной мощностью 501 МВА каждая. На ПС 500 кВ Кустовая установлено 2ЧАТГ 500/220 кВ номинальной мощностью 501 МВА каждая.

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

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

Когалымский энергорайон:

ВЛ 500 кВ Сибирская - Трачуковская;

ВЛ 500 кВ Кустовая - Трачуковская;

ВЛ 220 кВ Трачуковская - Кирьяновская;

ВЛ 220 кВ Трачуковская - Васильев;

ВЛ 110 кВ Васильев - Урьевская -1,2;

ВЛ 110 кВ Кирьяновская - Ореховская;

ВЛ 110 кВ Кирьяновская - Восточный - 2;

ВЛ 110 кВ Северный Варьеган - Таврическая 1,2.

Ноябрьский энергорайон:

ВЛ 220 кВ Северный Варьеган - Вынгапур;

ВЛ 220 кВ Зима - Вынгапур.

Сургутский энергорайон:

ВЛ 500 кВ сургутская ГPЭC-2 - сибирская.

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

Когалымский энергорайон

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

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

городские округа: г. Когалым, г. Покачи, г. 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

В 2018 году максимум потребления мощности Когалымского энергорайона в собственный максимум потребления мощности потребителей Энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов составил 1214 МВт.

Когалымский энергорайон является дефицитным. Основными питающими подстанциями Когалымского энергорайона 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 6хАТГ 500/220 кВ номинальной мощностью 167 МВА каждый и четыре АТ 220/110 кВ номинальной мощностью 125 МВА каждый. На ПС 500 кВ Трачуковская установлено 9хАТГ 500/220 кВ номинальной мощностью 167 МВА каждый.

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

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

ГТЭС Покачевского месторождения установленной мощностью 48 МВт;

ГТЭС Ватьеганского месторождения установленной мощностью 72 МВт;

ГТЭС Повховского месторождения установленной мощностью 48 МВт;

ГТЭС ДНС-2 установленной мощностью 5,3 МВт;

ГТЭС ДНС-3 установленной мощностью 15,9 МВт;

ГТЭС Тевлино-Русскинского установленной мощностью 48 МВт.

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

ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 - Трачуковская;

ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 - Трачуковская;

ВЛ 500 кВ Кустовая - Трачуковская;

ВЛ 500 кВ Сибирская - Трачуковская;

ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 - Кирилловская;

ВЛ 500 кВ Кирилловская - Холмогорская;

ВЛ 220 кВ Трачуковская - Кирьяновская;

ВЛ 220 кВ Трачуковская - Васильев;

ВЛ 220 кВ Имилор - Кирилловская;

ВЛ 220 кВ В.Моховая - Кирилловская;

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

ВЛ 220 кВ Холмогорская - Когалым;

ВЛ 220 кВ Холмогорская - Кирилловская;

ВЛ 110 кВ Урьевская - Васильев-1,2;

ВЛ 110 кВ Сарымская - Сова-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 "Тюменьэнерго", а также находится в зоне ответственности Центрального ПМЭС филиала ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Западной Сибири (рисунок 9), в который входят:

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

часть Белоярского муниципального района (восточнее пос. Юильск);

городской округ - г. 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 2018 году максимум потребления мощности Сургутского энергорайона в собственный максимум потребления мощности Энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов составил 1937 МВт.

Основными источниками электроснабжения потребителей Сургутского энергорайона являются Сургутская ГРЭС-1 и Сургутская ГРЭС-2 установленной мощностью 3333 МВт и 5657,1 МВт соответственно, и собственные электростанции ПАО "Сургутнефтегаз".

На территории Сургутского энергоузла размещаются 2 электрические ПС 500 кВ, 9 ПС 220 кВ, 87 ПС 110 кВ, 1 ПП 110 кВ.

В 2018 году были введена ПС 110 кВ Южно-Ватлорская.

Электроснабжение потребителей Сургутского энергорайона осуществляется по следующим сетевым объектам 220-500 кВ:

1, 2 АТГ 500/220 кВ ПС Пересвет;

1, 2, 3 АТГ 500/220 кВ ПС Сомкинская;

ВЛ 220 кВ Сургутская ГРЭС-1 - Барсово;

ВЛ 220 кВ Сургутская ГРЭС-1 - Сургут;

ВЛ 220 кВ Сургутская ГРЭС-1 - Полоцкая.

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 двух двухцепных ЛЭП 110 кВ Сургут - Барсово, выполненного на четырехцепных опорах (4Ч7,03 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 "Тюменьэнерго", а также находится в зоне ответственности Центрального и Южного ПМЭС филиала ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Западной Сибири (рисунок 10), в который входят:

Кондинский и Советский муниципальные районы автономного округа;

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

городские округа: г. Урай, г. 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 2018 году максимум потребления мощности Урайского энергорайона в собственный максимум потребления мощности Энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов составил 359 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 6,3 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 энергоузла размещаются одна ПС 500 кВ, 8 ПС 220 кВ, 38 ПС 110 кВ.

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

Няганский энергорайон:

ВЛ 500 кВ Няганская ГРЭС - Луговая;

ВЛ 220 кВ Няганская ГРЭС - Картопья;

ВЛ 220 кВ Новая - Хора;

ВЛ 110 кВ Яхлинская - Хора;

ВЛ 110 кВ Лазаревская - Хора;

ВЛ 110 кВ Картопья - Вандмтор-1, 2.

Тобольский энергорайон:

ВЛ 500 кВ Демьянская - Луговая;

ВЛ 220 кВ Демьянская - Болчары;

ВЛ 220 кВ Демьянская - Чеснок.

Тюменский энергорайон:

ВЛ 500 кВ Тюмень - Луговая.

Свердловская энергосистема:

ВЛ 110 кВ Картопья - Атымья-1, 2;

ВЛ 110 кВ Сотник - Тавда - 2;

ВЛ 110 кВ МДФ - Тавда.

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

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

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

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

Няганский энергорайон

Няганский энергорайон территориально соответствует зоне деятельности филиала электрических сетей филиала АО "Тюменьэнерго" Энергокомплекс, а также находится в зоне ответственности Южного ПМЭС филиала ПАО "ФСК ЕЭС" МЭС Западной Сибири (рисунок 11), в который входят территории МО города Нягани, Октябрьского, Белоярского, Березовского районов, части Советского, части Ханты-Мансийского муниципального района севернее пос. Красноленинский и части Шурышкарского района Ямало-Ненецкого автономного округа с общей площадью одна третья часть территории округа.

Рисунок 11. Карта-схема филиала Энергокомплекс ЭЭС автономного округа

Основными потребителями электроэнергии и электрической мощности в Няганском энергорайоне являются:

нефтедобывающая компания ПАО "Сургутнефтегаз", ПАО НК "Роснефть";

КС магистральных газопроводов;

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

коммунальная бытовая нагрузка городов.

В 2018 году максимум потребления мощности Няганского энергорайона в собственный максимум потребления мощности Энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов составил 542 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 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 энергоузла 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 2ЧАТГ 500/220 кВ номинальной мощностью 501 МВА каждая. На ПС 220 кВ Красноленинская и ПС 220 кВ Вандмтор установлено по два АТ 220/110 кВ номинальной мощностью 125 МВА и 200 МВА соответственно.

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

Урайский энергорайон:

ВЛ 500 кВ Няганская ГРЭС - Луговая;

ВЛ 220 кВ Няганская ГРЭС - Картопья;

ВЛ 220 кВ Новая - Хора;

ВЛ 110 кВ Яхлинская - Хора;

ВЛ 110 кВ Лазаревская - Хора;

ВЛ 110 кВ Картопья - Вандмтор 1, 2.

Сургутский энергорайон:

ВЛ 500 кВ Пересвет - Ильково.

Северный энергорайон:

ВЛ 110 кВ Надым - Лонг-Юган - Сорум.

Базовый вариант развития

Направления развития электроэнергетики автономного округа

Цели и задачи развития электроэнергетики автономного округа

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

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

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

"Повышение энергоэффективности в отраслях экономики", направленная на развитие энергосбережения и повышение 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", направленная на организацию деятельности по исполнению государственной программы, предполагающая реализацию мероприятий обеспечивающего характера, которые направлены на научное обоснование принимаемых решений по развитию электроэнергетики и повышение энергоэффективности в автономном округе.

Прогноз потребления электроэнергии и мощности

Прогноз электропотребления и мощности по территории автономного округа на период до 2024 года сформирован на основании данных базового варианта долгосрочного прогноза согласно СиПР ЕЭС России 2019 - 2025 и представлен в таблице 16.

Таблица 16

Прогноз электропотребления и мощности по территории автономного округа до 2024 года

Показатель	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.
Электропотребление автономного округа, млн кВт·ч	69272	70199	71382	72224	72598	73419
в т.ч. Когалымский энергорайон	10771	10894	11015	11087	11078	11124
Нефтеюганский энергорайон	19208	19627	20244	20783	21219	21816
Нижневартовский энергорайон	17485	17663	17863	17952	17925	18001
Няганьский энергорайон	3873	3906	3947	3974	3968	3985
Сургутский энергорайон	14571	14717	14878	14968	14953	15024
Урайский энергорайон	3364	3392	3435	3460	3455	3469
Максимум нагрузки, МВт	8977	9072	9256	9493	9556	9638
в т.ч. Когалымский энергорайон	1232	1236	1252	1261	1267	1273
Нефтеюганский энергорайон	2578	2615	2740	2982	3029	3092
Нижневартовский энергорайон	2323	2369	2397	2398	2406	2414
Няганьский энергорайон	601	604	608	605	606	607
Сургутский энергорайон	1905	1911	1921	1912	1913	1917
Урайский энергорайон	338	337	338	335	335	335
Минимум нагрузки, МВт	7350	7411	7535	7817	7868	7936
в т.ч. Когалымский энергорайон	994	997	1009	1035	1040	1047
Нефтеюганский энергорайон	2139	2163	2258	2487	2526	2577
Нижневартовский энергорайон	1972	2003	2016	2037	2043	2049
Няганьский энергорайон	481	482	483	485	485	485
Сургутский энергорайон	1516	1518	1521	1525	1526	1529
Урайский энергорайон	248	248	248	248	248	249

Примечание: прогноз потребления мощности по территории ЭСС 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 2014 - 2018 годы (факт) и 2019 - 2024 годы представлены на рисунках 12 и 13 соответственно.

Рисунок 12. График отчетных и прогнозных данных максимума потребления мощности ЭЭС автономного округа на 2014 - 2018 годы (факт) и на период до 2024 года (план), МВт

Рисунок 13. Динамика изменения потребления электроэнергии ЭЭС автономного округа на 2014 - 2018 годы (факт) и на период до 2024 года (план), млн кВт·ч

Динамика изменения максимума нагрузки и потребления электроэнергии по энергорайонам ЭЭС автономного округа на период до 2024 года представлены на рисунках 14 и 15 соответственно.

Рисунок 14. Динамика изменения максимума нагрузки по энергорайонам автономного округа на период до 2024 года, МВт

Рисунок 15. Динамика изменения потребления электроэнергии по энергорайонам автономного округа на период до 2024 года, млн кВт·ч

Данные о прогнозном потреблении электроэнергии и мощности крупными потребителями на период до 2024 года приведены в таблице 17 и 18.

На рисунках 16 и 17 приведена структура прогнозного потреблении электрической энергии и мощности крупными потребителями (более 50 МВт) на период до 2024 года.

Прирост нагрузки в ЭЭС автономного округа по прогнозу, соответствующему СиПР ЕЭС России 2019 - 2025, на период до 2024 года составляет 660 МВт. Среднегодовой прирост нагрузки по Ханты-Мансийскому автономному округу - Югре ожидается величиной 1,3%.

Основной рост потребления электрической мощности ЭЭС автономного округа на рассматриваемый перспективный период до 2024 года намечается в Нефтеюганском энергорайоне. Основной рост электропотребления Нефтеюганского энергорайона обусловлен разработкой и увеличением нефтедобычи и электропотребления нефтяных м/р ООО "РН-Юганскнефтегаз".

Таблица 17

Прогноз потребления мощности крупными потребителями на территории автономного округа на период до 2024 года, МВт

Наименование	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.
"Сургутский ЗСК" филиал ООО "Газпром переработка"	31,5	33,1	33,8	33,8	43,4	53,0
ООО "Газпром трансгаз Югорск"	45,9	45,4	45,0	44,5	44,1	43,6
от АО "Тюменьэнерго"	25,6	22,3	22,0	21,8	21,6	21,4
от собственной генерации	20,3	23,2	22,9	22,7	22,5	22,2
ООО "Газпром трансгаз Сургут"	115,1	116,1	117,1	118,1	119,1	120,1
ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"	1202,0	1136,4	1098,4	1173,2	1165,7	1155,2
от АО "Тюменьэнерго"	915,6	857,8	837,3	885,9	878,9	868,8
от ПАО "ФСК ЕЭС"	40,6	40,1	39,9	41,4	40,9	40,5
от собственной генерации	245,9	238,6	221,1	245,9	245,9	245,9
ЗООО "ЛУКОЙЛ-АИК"	31,0	32,0	32,0	32,0	32,0	32,0
АО "РН-Няганьнефтегаз"	209,0	223,3	226,6	226,7	225,9	225,9
от АО "Тюменьэнерго"	132,7	135,8	135,8	135,8	135,8	135,8
от ПАО "ФСК ЕЭС"	25,3	28,5	28,5	28,5	28,5	28,5
от собственной генерации	51,0	59,0	62,2	62,4	61,6	61,6
ООО "РН-Юганскнефтегаз" (с учётом собственной генерации)	1555,5	1629,6	1648,0	1689,3	1710,5	1720,4
АО "Самотлорнефтегаз"	1081,1	1082,5	1077,5	1070,0	1056,8	1056,2
"Белозерный ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	146,0	146,0	146,0	146,0	146,0	146,0
"Нижневартовский ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	202,8	202,8	202,8	202,8	202,8	202,8
Южно-Балыкский ГПЗ - филиал АО "СибурТюменьГаз"	65,8	65,8	65,8	65,8	65,8	65,8
"Няганьгазпереработка" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	80,1	80,1	80,1	80,1	80,1	80,1
ПАО "Сургутнефтегаз"	1325,1	1337,3	1350,7	1364,4	1377,3	1390,5
от АО "Тюменьэнерго"	584,9	596,6	608,5	620,7	633,1	645,7
от ПАО "ФСК ЕЭС"	87,1	87,5	87,9	88,4	88,8	89,3
от ООО "СГЭС"	10,5	10,5	11,5	12,5	12,5	12,5
от собственной генерации	640,2	640,2	640,2	640,2	640,2	640,2
иные источники электроснабжения	2,5	2,5	2,6	2,6	2,7	2,7
ООО "Газпромнефть-Хантос" (с учётом собственной генерации)	129,529	165,014	178,160	179,754	180,243	179,486
ОАО "Варьеганнефть"	63,1	67,7	66,5	79,6	80,3	80,8
от ОАО "Варьёганэнергонефть"	62,3	66,9	65,7	78,8	79,5	80,0
от филиала АО "Горэлектросеть" РГЭС"	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8	0,8
ПАО "Варьеганнефтегаз"	44,8	46,4	47,8	49,4	52,1	53,3
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология"	28,0	26,5	24,9	24,9	24,9	24,9
ООО "ЮрскНефть" (с учётом собственной генерации)	28,0	28,3	28,8	29,6	29,8	30,0
ОАО "Славнефть-Мегионефтегаз"	430,8	429,1	430,8	436,0	435,3	435,3
от АО "Тюменьэнерго"	364,0	366,0	350,6	355,2	358,3	358,3
от ПАО "ФСК ЕЭС"	22,8	22,8	22,8	22,8	22,8	22,8
от собственной генерации	43,9	40,2	57,4	57,9	54,1	54,1
ОАО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие"	87,5	84,3	83,1	80,9	77,9	76,0
от АО "Тюменьэнерго"	87,5	84,3	83,1	80,9	77,9	76,0

Примечание. Информация о прогнозном потреблении электроэнергии и мощности в соответствии с предоставленными данными от крупных потребителей.

Таблица 18

Прогноз потребления электроэнергии крупными потребителями на территории автономного округа на период до 2024 года, млн. кВт ч

Наименование	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.
"Сургутский ЗСК" филиал ООО "Газпром переработка"	289,7	296,3	296,3	296,3	406,1	464,3
ООО "Газпром трансгаз Югорск"	342,6	339,2	335,8	332,4	329,1	325,8
от АО "Тюменьэнерго"	191,2	166,2	164,5	162,9	161,3	159,6
от собственной генерации	151,4	173,0	171,3	169,5	167,8	166,2
ООО "Газпром трансгаз Сургут"	932,7	932,7	932,7	932,7	932,7	932,7
ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"	10264,6	9720,4	9405,3	9677,0	9614,5	9528,0
от АО "Тюменьэнерго"	7900,0	7418,7	7248,2	7320,1	7262,0	7178,4
от ПАО "ФСК ЕЭС"	349,9	346,8	345,1	342,3	337,9	334,9
от собственной генерации	2014,6	1954,9	1812,0	2014,6	2014,6	2014,6
ООО "ЛУКОЙЛ-АИК"	245,8	259,3	263,0	265,2	266,3	268,2
от АО "Тюменьэнерго"	165,9	169,6	169,6	169,6	169,6	169,6
от собственной генерации	79,9	89,7	93,4	95,6	96,7	98,6
АО "РН-Няганьнефтегаз"	1613,6	1697,4	1775,0	1804,8	1825,3	1825,3
от АО "Тюменьэнерго"	1007,8	1020,3	1070,5	1099,1	1126,5	1126,5
от ПАО "ФСК ЕЭС"	158,9	158,9	158,9	158,9	158,9	158,9
от собственной генерации	446,9	518,3	545,6	546,9	539,9	539,9
ООО "РН-Юганскнефтегаз" (с учётом собственной генерации)	12920,1	13579,9	13707,4	14061,9	14243,4	14361,9
ОАО "Самотлорнефтегаз"	7799,4	7822,3	7789,2	7722,3	7640,8	7640,8
"Белозерный ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	1176,8	1176,8	1176,8	1176,8	1176,8	1176,8
"Нижневартовский ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	1518,6	1518,6	1518,6	1518,6	1518,6	1518,6
"Южно-Балыкский ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	533,6	533,6	533,6	533,6	533,6	533,6
"Няганьгазпереработка" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	579,7	579,7	579,7	579,7	579,7	579,7
ПАО "Сургутнефтегаз"	11440,5	11549,5	11666,7	11786,0	11901,5	12019,3
от АО "Тюменьэнерго"	5234,3	5339,0	5445,8	5554,7	5665,8	5779,1
от ПАО "ФСК ЕЭС"	782,2	786,1	790,0	794,0	797,9	801,9
от ООО "СГЭС"	91,3	91,3	97,3	103,3	103,3	103,3
от собственной генерации	5310,6	5310,6	5310,6	5310,6	5310,6	5310,6
иные источники электроснабжения	22,1	22,5	23,0	23,4	23,9	24,4
ООО "Газпромнефть-Хантос" (с учётом собственной генерации)	1 111,978	1 416,611	1 530,151	1 543,151	1 547,351	1 541,427
ОАО "Варьеганнефть"	515,1	552,0	541,2	632,4	637,4	641,2
от ОАО "Варьёганэнергонефть"	511,5	548,4	537,6	628,8	633,8	637,6
от филиала АО "Горэлектросеть" РГЭС"	3,6	3,6	3,6	3,6	3,6	3,6
ПАО "Варьеганнефтегаз"	392,7	406,5	418,7	431,4	454,7	454,7
от АО "Тюменьэнерго"	359,4	279,5	295,7	311,4	335,8	335,8
от собственной генерации	33,3	127,0	123,0	120,0	119,0	119,0
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология"	245,0	233,2	218,6	218,6	218,6	218,6
ООО "ЮрскНефть" (с учётом собственной генерации)	256,3	259,8	264,1	267,3	268,6	271,7
ОАО "Славнефть-Мегионефтегаз"	3737,1	3732,8	3737,8	3783,0	3776,7	3776,7
от АО "Тюменьэнерго"	3156,5	3182,9	3040,2	3080,6	3107,6	3107,6
от ПАО "ФСК ЕЭС"	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0
от собственной генерации	380,7	350,0	497,7	502,3	469,1	469,1
АО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие"	766,2	738,9	730,0	708,2	682,5	682,5
от АО "Тюменьэнерго"	766,2	738,9	730,0	708,2	682,5	682,5

Рисунок 16. Структура потребления электрической мощности крупными потребителями на территории автономного округа на период до 2024 года

Рисунок 17. Структура потребления электрической энергии крупными потребителями на территории автономного округа на период до 2024 года

Перечень основных перспективных потребителей

В ЭЭС автономного округа в рассматриваемый период до 2024 года основная часть планируемой к вводу электрической нагрузки в рамках реализации заключенных договоров на технологическое присоединение приходится на увеличение потребляемой мощности существующих крупных потребителей, задействованных в сфере нефтегазодобывающей отрасли. В таблице 19 приведены данные о планируемых к вводу электрических нагрузках, заявленная мощность которых согласно заключенным договорам на технологическое присоединение превышает 5 МВт.

Таблица 19

Планируемая к вводу электрическая нагрузка с указанием заявленной мощности согласно заключенным договорам на технологическое присоединение

N	Наименование заявителя	Район (расположение энергопринимающего устройства)	Наименование центра питания	Заявляемая мощность, МВт
1	ООО "РН-Юганскнефтегаз"	Соровское месторождение	ПС 110 кВ Соровская	24
		Северо-Салымское месторождение	ПС 110/35/6 кВ Водозабор	13
		Нефтеюганский район	ПС 110 кВ Петелинская	11
		Среднебалыкское месторождение нефти	ПС 110 кВ Арго (вновь вводимая)	20
		Встречное месторождение нефти	ПС 110 кВ Встречная (вновь вводимая)	23
		Кузоваткинское месторождение нефти	ПС 110 кВ Кузоваткинская (вновь вводимая)	23
		Приразломное месторождение нефти	ПС 110 кВ Север (вновь вводимая)	26
		Соровское месторождение нефти	ПС 110 кВ Александрова (вновь вводимая)	27
		Среднеугутское месторождение нефти	ПС 110 кВ Крымская (вновь вводимая)	38
		Среднеугутское месторождение нефти	ПС 110 кВ Тупсилор (вновь вводимая)	39
		Мамонтовское месторождение нефти	ПС 110 кВ УПСВ-1 (Суворовская) (вновь вводимая)	21
		Чупальское месторождение нефти	ПС 110 кВ Московская (вновь вводимая)	27
		Нефтеюганский район	ПС 110 кВ Водозабор-2	27
		Нефтеюганский район	ПС 110 кВ Пойковская-2	30
		Нефтеюганский район	ПС 110 кВ Юганская-2 (вновь вводимая)	39
2	ПАО "НК "Роснефть"	Нефтеюганский район	ПС 110 кВ Эргинская (вновь вводимая)	41
3	ООО "РН-ЮганскГазПереработка"	Нефтеюганский район	ПС 110 кВ ГПК Майский (вновь вводимая)	20
4	ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"	Урайский район	ПС 110 кВ Яхлинская	9
4	ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"	Когалымский район	ПС 110 кВ Полюс (вновь вводимая)	36
5	АО "Самотлорнефтегаз"	Самотлорское месторождение нефти	ПС 110 кВ КНС-39 (вновь вводимая)	29
		Самотлорское месторождение нефти	ПС 110 кВ КНС-18	13.3*
		Самотлорское месторождение нефти	ПС 110 кВ КНС-8А	9
6	ТПП "Повхнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"	Когалымский район	ПС 110 кВ КНС-1	8
7	ОАО "СН-МНГ"	Ачимовское месторождение	ПС 110 кВ Куст-15 (вновь вводимая)	8
7	ОАО "СН-МНГ"	Нижневартовский район	ПС 110 кВ Северо-Ватинская	13
8	МУП "ГЭС" г. Ханты-Мансийск	г. Ханты-Мансийск	ПС 110 кВ АБЗ	26
8	МУП "ГЭС" г. Ханты-Мансийск	г. Ханты-Мансийск	ПС 110 кВ Пойма	33
9	ООО "КАНБАЙКАЛ"	Нефтеюганский район	ПС 110 кВ Лазеевская	10
9	ООО "КАНБАЙКАЛ"	Нефтеюганский район	ПС 110 кВ Унтыгейская (вновь вводимая)	25
10	АО "ЮТЭК-Региональные сети"	Нефтеюганский район	ПС 500 кВ Пыть-Ях	15
11	ООО "СГЭС"	г. Сургут	ПС 110 кВ Олимпийская	8
11	ООО "СГЭС"	г. Сургут	ПС 110 кВ Западная	6
12	ООО "Торгплаза-Сургут"	г. Сургут	ПС 110 кВ Западная	6
13	АО "ЮРЭСК"	г. Югорск	ПС 110 кВ Хвойная	5
14	"Салым Петролеум Девелопмент Н.В."	Нефтеюганский район	ПС 110 кВ Южной части Верхнесалымского месторождения (вновь вводимая)	30
15	АО "НК "Конданефть"	Нефтеюганский район	ПС 110 кВ Чапровская	20
15	АО "НК "Конданефть"	Нефтеюганский район	ПС 110 кВ Невская	20
16	АО "Газпромэнерго"	Когалымский район	ПС 110 кВ Родник	32
17	АО "СибурТюменьГаз"	Когалымский район	ПС 220 кВ Зима	7
18	МУП "СРЭС" муниципального образования Сургутский район	г. Лянтор	ПС 110 кВ Вынга	24
19	ОАО "Варьеганнефть"	Тагринское месторождение	ПС 110 кВ КНС-3 Тагринского м/р	9
20	ООО "Соровскнефть"	Тортасинская группа месторождений	ПС 110 кВ Тортасинская	34,6

* В том числе предусмотрен перевод существующей нагрузки в объеме 3,55 МВт с ПС 110 кВ КНС-21 на ПС 110 кВ КНС-18

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

В разделе представлены перспективные балансы электроэнергии и мощности ЭЭС автономного округа на период 2024 года, учитывающие перспективный прогноз электроэнергии (мощности) ЭЭС автономного округа, соответствующие СиПР ЕЭС России 2019 - 2025.

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 2019 - 2025.

Перспективный баланс электроэнергии (мощности) приведен таблицах 20, 21 и на рисунках 18, 19.

Таблица 20

Перспективный баланс
электроэнергии ЭЭС автономного округа на период до 2024 года, млн кВт·ч

Наименование показателя	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.
Электропотребление, млн кВт-ч	69 272	70 199	71 382	72 224	72 598	73 419
Собственная выработка, млн кВт-ч	86 278	87 677	87 705	87 733	87 749	88 905
Среднегодовые темпы прироста электропотребления, %	0.13	1.34	1.69	1.18	0.52	1.13
Сальдо перетока ("+" дефицит - получение; "-" избыток - выдача)	-17 006	-17 478	-16 323	-15 509	-15 151	-15 486

Таблица 21

Перспективный баланс
мощности ЭЭС автономного округа на период до 2024 года, МВт

Показатель	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.
Потребление мощности, всего	8 977	9 072	9 256	9 493	9 556	9 638
Установленная мощность, всего	14 165,37	14 165,37	14 165,37	14 165,37	14 165,37	14 165,37
Сургутская ГРЭС-1 (ПАО "ОГК-2")	3 333	3 333	3 333	3 333	3 333	3 333
Сургутская ГРЭС-2 (ПАО "Юнипро")	5657,1	5657,1	5657,1	5657,1	5657,1	5657,1
Нижневартовская ГРЭС (АО "Нижневартовская ГРЭС")	2 031	2 031	2 031	2 031	2 031	2 031
Няганская ГРЭС (ПАО "Фортум" филиал Энергосистема "Западная Сибирь")	1361	1361	1361	1361	1361	1361
ПАО "Сургутнефтегаз" (27 ГТЭС, 85 тг)	624,942	624,942	624,942	624,942	624,942	624,942
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
ОАО "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	12	12	12	12	12
ГТЭС Ван-Еганского месторождения	36,26	36,26	36,26	36,26	36,26	36,26
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 "Хантек Южная"	8,4	8,4	8,4	8,4	8,4	8,4
ГПЭС Энергокомплекса Аггреко Евразия (ООО "Аггреко Евразия")	9,9	9,9	9,9	9,9	9,9	9,9
ГПЭС Омбинского м.р. (ООО "Альянс-Энерджи")	12,36	12,36	12,36	12,36	12,36	12,36
Резерв+ремонт (среднестатистический показатель),	2 488	2 488	2 488	2 488	2 488	2 488
в т.ч. на электростанциях крупных потребителей	332	332	332	332	332	332
Нагрузка станций, всего	11 345,37	11 345,37	11 345,37	11 345,37	11 345,37	11 345,37
Сальдо перетока ("+" дефицит - получение; "-" избыток - выдача)	-2 368,37	-2 273,37	-2 089,37	-1 852,37	-1 789,37	-1 707,37

Примечание: данные перспективного баланса мощности ЭЭС автономного округа приведены на час максимума энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов

Рисунок 18. Баланс электрической мощности автономного округа до 2024 года

Рисунок 19. Баланс электрической энергии автономного округа до 2024 года

Несмотря на увеличение максимумов нагрузки потребителей в ЭЭС автономного округа перспективный баланс электроэнергии (мощности) на период до 2024 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 2024 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

Согласно СиПР ЕЭС России на 2019 - 2025 в период до 2024 года по ЭЭС автономного округа в соответствии с мероприятиями с высокой вероятностью реализации в 2019 году планируется ввод в эксплуатацию и включение на параллельную работу с ЕЭС Российской Федерации ГТЭС Шапшинского месторождения (таблица 22).

Выполнение иных мероприятий по модернизации, демонтажу и перемаркировке генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования в ЭЭС ХМАО в период 2019 - 2024 годов не планируется.

Таблица 22

Объемы и структура вводов генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации по ЭЭС ХМАО на 2019 - 2024 годы, МВт

Электростанция (станционный номер, тип турбины)	Генерирующая компания	Вид топлива	2019	2020	2021	2022	2023	2024	2019 - 2024
ГПЭС Хантэк-Южная Нижне-Шапшинского м/р
1-6 КЭС газопоршневые	ООО "РусГазСервис"	Газ попутный	1,4	-	-	-	-	-	1,4
Всего по станции			8,4	-	-	-	-	-	8,4

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 (наименее затратного), в том числе в рамках выполнения внестудийного проектирования, выполненного субъектами электроэнергетики Ханты-Мансийского автономного округа - Югры.

Перечень рассмотренных мероприятий и укрупненные капитальные затраты на их реализацию представлены в конце настоящего раздела и суммарно составляют 42115,21 млн руб. с НДС в ценах 1 кв. 2019 года.

С целью формирования перечня планируемых к вводу электросетевых объектов в работе 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 2019 - 2025;

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 проведены расчеты электроэнергетических режимов ЭЭС автономного округа для отчетных режимов зимних и летних нагрузок сети при нормативных возмущениях в электрической сети 110 кВ и выше ЭЭС автономного округа для нормальной и основных ремонтных схем. 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 летним и зимним контрольными замерами 2018 года.

Расчеты проведены для режимов зимних максимальных нагрузок рабочего дня, зимних минимальных нагрузок рабочего дня, летних максимальных нагрузок рабочего дня, летних минимальных нагрузок выходного дня. При выполнении расчетов и анализа электрических режимов температура воздуха для зимнего периода принята минус 5⁰С, для летнего периода - плюс 25⁰С.

Нормативные возмущения определены согласно методическим указаниям по устойчивости энергосистем, утвержденным приказом Минэнерго России от 3 августа 2018 года N 630.

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

При проведении плановых ремонтов электросетевого оборудования выбирается наиболее благоприятные условия для проведения ремонтов элементов сети, а также 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.

В нормальной схеме электрической сети ЭЭС автономного округа в электрических режимах зимнего и летнего максимума и минимума нагрузок на период 2018 года параметры режима находятся в области допустимых значений.

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

секционирование сети 220, 110 кВ;

увеличение/снижение генерирующей мощности электростанциями;

изменение коэффициентов трансформации автотрансформаторов;

перевод отключенных элементов сети на оставшуюся в работе СШ 110 кВ и выше (в ПАР отключения одной из СШ) в случае возможности реализации данного мероприятия в течение 20 минут.

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 - АОПО (АРЛ), действующие по факту превышения допустимой токовой загрузки элементов сети.

Расчет и анализ электрических режимов основной электрической сети 110 кВ и выше ЭЭС автономного округа на перспективу до 2024 года

В настоящем разделе проведены расчеты электроэнергетических режимов ЭЭС автономного округа при нормативных возмущениях в электрической сети 110 кВ и выше ЭЭС автономного округа для нормальной и основных ремонтных схем на период 2020 - 2024 годы.

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

В качестве исходной информации при проведении анализа режимов работы схемы электрической сети 110 кВ и выше ЭЭС автономного округа на перспективу развития 2020 - 2024 годы были использованы данные о развитии энергосистемы в соответствии с СиПР ЕЭС России 2019 - 2025, а также мероприятия, предусмотренные техническими условиями на технологическое присоединение к электрическим сетям. Перечень вышеуказанных мероприятий приведен в таблице 23.

Согласно информации ПАО "Сургутнефтегаз" планируется сооружение электросетевых объектов в сетях 110 кВ ПАО "Сургутнефтегаз" без образования новых точек присоединения к сетям АО "Тюменьэнерго" и увеличения мощности (перетока) из сети АО "Тюменьэнерго":

ПС 110/35/6 кВ Южно-Ляминская с питающей двухцепной ВЛ 110 кВ (отпайка от ВЛ 110 кВ Западно-Камынская - Селияровская - 1,2) (0,375 км, 2х25 МВА, год ввода 2019).

Таблица 23

Перечень планируемых к вводу объектов электросетевого хозяйства в ЭЭС автономного округа на период до 2024 года, предусмотренных в рамках технологического присоединения объектов заявителей

N п/п	Наименование	Параметры		Год ввода	Основание для выполнения мероприятия
N п/п	Наименование	цепность х км	МВА	Год ввода	Основание для выполнения мероприятия
1.	ПС 110/35/10 кВ КНС-39 с питающими ВЛ 110 кВ Мираж - КНС-39 - 1,2	2х16.3	2х40	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств АО "Самотлорнефтегаз"
1.	Расширение ОРУ-110 кВ ПС 220 кВ Мираж на две линейные ячейки 110 кВ			2020
2.	ПС 110 кВ Куст-15 с отпайкой от ВЛ 110 кВ ПП Восточный - Чистиная 1, 2 цепи	2х0,1	2х10	2019	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз"
3.	Реконструкция ПС 110 кВ Петелинская с заменой трансформаторов 2х25 на 2х40 МВА		2х40	2019	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "РН-Юганскнефтегаз"
4.	ПС 110 кВ Арго с ВЛ 110 кВ СП Средний Балык - Арго - 1,2	2х14	2х25	2019	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "РН-Юганскнефтегаз"
4.	СП 110 кВ в районе ПС 220 кВ Средний Балык			2019
5.	ПС 110 кВ УПСВ Майского м/р (Тупсилор) с отпайками от ВЛ 110 кВ СП Средний Балык - Арго - 1,2	2х16	2х40	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "РН-Юганскнефтегаз"
6.	ПС 110 кВ УПСВ-1 Мамонтовского м/р (Суворовская) с отпайками от ВЛ 110 кВ Пыть-Ях - Лосинка 1, 2 цепи	2х4	2х25	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "РН-Юганскнефтегаз"
7.	ПС 110 кВ Кузоваткинского м/р с ВЛ 110 кВ СП Чупальская - Кузоваткинская - 1,2	2х25	2х25	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "РН-Юганскнефтегаз"
7.	СП 110 кВ в районе ПC 110 кВ Чупальская			2020
8.	ПС 110 кВ Север с отпайками от ВЛ 110 кВ Правдинская - Меркурий - 1,2	2х5	2х40	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "РН-Юганскнефтегаз"
9.	ПС 110 кВ Александрова с ВЛ 110 кВ Соровская - Александрова - 1,2	2х17	2х40	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "РН-Юганскнефтегаз"
9.	Реконструкция ПС 110 кВ Соровская с расширением ОРУ 110 кВ на две линейные ячейки			2020
10.	ПС 110 кВ Московская с отпайками от ВЛ 110 кВ СП Чупальская - Кузоваткинская - 1,2	2х17	2х40	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "РН-Юганскнефтегаз"
11.	Строительство ВЛ 110 кВ Кинтус - Соровская - 1,2	2х35		2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "РН-Юганскнефтегаз"
	Реконструкция ПС 110 кВ Кинтус с расширением ОРУ 110 кВ на две линейные ячейки			2020
	Реконструкция ПС 110 кВ Соровская с расширением ОРУ 110 кВ на две линейные ячейки			2020
12.	Надстройка 220 кВ на ПП 110 кВ Угутский (ПС 220 кВ Погорелова) трансформаторной мощностью 250 МВА (2х125 МВА)		2х125	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "РН-Юганскнефтегаз"
	Сооружение двухцепной ВЛ 220 кВ Святогор - Угутская I, II цепь	2х70*		2020
	Расширение ОРУ 220 кВ ПС 500 кВ Святогор на две линейные ячейки			2020
	Реконструкция ПП 110 кВ Угутский с расширением ОРУ 110 кВ на две линейные ячейки			2020
13.	Перефиксация 4 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Пыть-Ях за 1 СШ-220 кВ и 6 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Пыть-Ях за 2 СШ-220 кВ			2019	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "РН-Юганскнефтегаз"
14.	Установка на ПП 110 кВ Меркурий и Приобской ГТЭС на ВЛ 110 кВ Приобская ГТЭС - Меркурий - 1,2 микропроцессорных устройств РЗиА			2019	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "РН-Юганскнефтегаз"
15.	Установка АОПО 4,5,6 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Пыть-Ях			2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "РН-Юганскнефтегаз"
16.	Установка АОПО ВЛ 110 кВ Святогор - Средний Балык - 1,2 на ПС 500 кВ Святогор с реализацией каналов УПАСК			2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "РН-Юганскнефтегаз"
17.	Установка АОПО ВЛ 110 кВ Кинтус - Соровская - 1,2 на ПС 110 кВ Соровская			2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "РН-Юганскнефтегаз"
18.	Установка АОПО ВЛ 110 кВ Святогор - Чупальская - 1,2 на ПС 110 кВ Чупальская			2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "РН-Юганскнефтегаз"
19.	Установка АОПО ВЛ 110 кВ Магистральная - Кинтус - 1,2 на ПС 500 кВ Магистральная с реализацией каналов УПАСК ПС 500 кВ Магистральная - ПС 110 кВ Кинтус - ПС 110 кВ Соровская			2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "РН-Юганскнефтегаз"
20.	Установка АОСН на ПС 110 кВ Соровская, ПС 110 кВ Чупальская			2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "РН-Юганскнефтегаз"
21.	ПС 110 кВ Эргинская с ВЛ 110 кВ СП Выкатная - Эргинская - 1,2	2х36	2х40	2020	Технологическое присоединение ПАО "НК "Роснефть"
	СП 110 кВ в районе ПС 110 кВ Выкатная с подключением к отпайкам на ПС 110 кВ Выкатная ВЛ 110 кВ Снежная - Фоминская			2020
	Установка АПНУ на ПС 220 кВ Снежная с реализацией каналов УПАСК			2020
	Установка АОПО ВЛ 110 кВ Снежная - Фоминская - 1,2 на ПС 110 кВ Фоминская с реализацией каналов УПАСК			2020
	Установка АОПО ВЛ 110 кВ Снежная - КС-7 на ПС 220 кВ Снежная с реализацией каналов УПАСК			2020
22.	Строительство ПС 110/10 кВ ГПК Майский		2х25	2021	Технологическое присоединение ООО "РН-ЮганскГазПереработка"
	Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ Кратер - Средний Балык - 1,2 (между ПС 220 кВ Кратер и ПС 110 кВ Инглинская) до ПС 110 кВ ГПК Майский	2х2.5
	Реконструкция ПС 110 кВ Промысловая с приведением схемы ОРУ-110 кВ к схеме "110-5Н"
	Отсоединение ПС 110 кВ Промысловая от отпайки от ВЛ 110 кВ Кратер - Средний Балык - 1,2 на ПС 110 кВ Иглинская. Сооружение шлейфового захода ВЛ 110 кВ Кратер - Средний Балык - 1 на ПС 110 кВ Промысловая	2х3
23.	Строительство ПС 110/35/10 кВ Унтыгейская		2х25	2020	Технологическое присоединение ООО "Кан-Байкал"
	Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ ПП Восточный - ПП Угутский - 1,2 до ПС 110 кВ Унтыгейская	2х20		2020
	Сооружение шлейфового захода одной из цепей ВЛ 110 кВ Восточный - Угутский - 1,2 на ПС 110 кВ Тайга	1х0,5		2020
24.	Строительство ПС 110/35/6 кВ Южной части Верхнесалымского м.р. с отпайками от ВЛ 110 кВ Снежная - Западно-Салымская - 1,2	2х13	2х40	2019	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств "Салым Петролеум Девелопмент Н.В."
	Замена ОВ-110 в ОРУ-110 кВ ПС 220 кВ Снежная
	Замена провода ВЛ 110 кВ Снежная - Западно-Салымская - 1,2 на участке от ПС 220 кВ Снежная до отпайки на ПС 110 Эвихон и замена ошиновки в ячейках В-110 Западно-Салымская-1,2 на ПС 220 кВ Снежная	2х37
	Замена трансформаторов тока и ВЧ-заградителей ВЛ 110 кВ Снежная - Западно-Салымская - 1,2 на ПС 220 кВ Снежная
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 марки АС-150	2х11,7		2022	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ТПП "Повховнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"
26.	Строительство ПС 110 кВ Пойковская-2		2х40	2021	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
	Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ Правдинская - Пойковская-2 I,II цепь	2х19		2021
	Строительство ПС 110 кВ Водозабор-2 с питающей двухцепной ВЛ 110 кВ (отпайка от ВЛ 110 кВ Правдинская - Пойковская-2 I,II цепь)	2х45	2х40	2021
	Расширение ОРУ-110 кВ ПС 220 кВ Правдинская на две линейные ячейки для присоединения ВЛ 110 кВ Правдинская - Пойковская-2 I,II цепь			2021
	Установка третьего АТ 220/110 кВ мощностью 125 МВА на ПС 220 кВ Правдинская		1х125	2021
	Реконструкция ОРУ 110 и 220 кВ ПС 220 кВ Правдинская с подключением третьего АТ 220/110 кВ мощностью 125 МВА на ПС 220 кВ Правдинская через два выключателя 220 кВ и 110 кВ			2021
27.	Сооружение ПС 110 кВ Чапровская		2х25	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств АО "НК "Конданефть"
	Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ от СП 110 кВ в районе ПС 110/10 кВ Батово до вновь сооружаемой ПС 110/35/10 Чапровская	2х16		2020
	Строительство СП 110 кВ в районе ПС 110/10 кВ Батово с двумя линейными ячейками с присоединением СП к ОРУ 110 кВ ПС 110/10 кВ Батово			2020
28.	Строительство ПС 110 кВ Юганская-2 с ВЛ 110 кВ от СП в районе ПС 110 кВ Лосинка	2х26	2х40	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "РН-Юганскнефтегаз"
	Строительство СП 110 кВ в районе ПС 110 кВ Лосинка			2020
	Сооружение ПС 220 кВ в районе ПС 110 кВ Лосинка и установкой АТ 220/110 кВ (2х125 МВА)		2х125	2020
	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Пыть-Ях - ЮБГПЗ на РУ 220 кВ ПС 220 кВ в районе ПС 110 кВ Лосинка	2х8
	Расширение ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Лосинка на две ячейки
	Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ от вновь сооружаемой ПС 220 кВ в районе ПС 110 кВ Лосинка до ПС 110 кВ Лосинка	2х1
29.	Строительство ПС 110 кВ Невская		2х25	2021	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств АО "НК "Конданефть", ООО "РН-Ендырнефтегаз"
29.	Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ отпайками от ВЛ 110 кВ СП Батово - Чапровская - 1,2 до вновь сооружаемой ПС 110 кВ Невская	2х50		2021
30.	Сооружение ПС 220 кВ в районе ПС 110 кВ Батово с установкой двух АТ 220/110 кВ мощностью 125 МВА каждый		2х125	2021	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть", АО "НК "Конданефть", ООО "РН-Ендырнефтегаз"
30.	Строительство двухцепной ВЛ 220 кВ от вновь сооружаемой ПС 220 кВ в районе ПС 110 кВ Батово до точки врезки в ВЛ 220 кВ Демьянская - Болчары с образованием шлейфового захода ВЛ 220 кВ Демьнская - Болчары на ПС 220 кВ в районе ПС 110 кВ Батово	2х90		2021
31.	Реконструкция ПС 110/10 кВ Батово с приведением схемы ОРУ-110 кВ к схеме "110-13Н"			2021	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть", АО "НК "Конданефть", ООО "РН-Ендырнефтегаз"
	Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Батово до точки врезки в ВЛ 110 кВ Снежная - Фоминская I,II цепи с отпайками с образованием шлейфового захода на ПС 110 кВ Батово	2х10
	Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ от вновь сооружаемой ПС 220 кВ в районе ПС 110 кВ Батово до ПС 110 кВ Батово	2х1
32.	Реконструкция ПС 110 кВ Родник с заменой трансформаторов 2х40 на 2х63 МВА		2х63	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "Газпромэнерго"
	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	2х4,4
	Замена на ПС 220 кВ Когалым ошиновки в ячейках 110 кВ Тевлин 1, 2
	Замена на ПС 220 кВ Когалым ВЧЗ номинальным током 630 А в ячейках 110 кВ Тевлин - 1,2 на ВЧЗ с номинальным током не менее 1000 А
33.	Установка АОПО ВЛ 110 кВ Кирилловская - Апрельская и ВЛ 110 кВ Кирилловская - Уральская II цепь с отпайкой на ПС 110 кВ Ягун с организацией каналов УПАСК
34.	Установка АОПО ВЛ 110 кВ Святогор - Сибирь - 1,2 на ПС 500 кВ Святогор с реализацией каналов УПАСК			2021	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
35.	Сооружение ПС 110/35/6 кВ Полюс		2х40	2021	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" ТПП "Когалымнефтегаз"
	Сооружение питающей двухцепной ВЛ 110 кВ до ПС 110 кВ Полюс	2х56
	Расширение ОРУ-110 кВ ПС 220 кВ Когалым на две линейные ячейки 110 кВ
36.	Строительство ПС 110 кВ Тортасинская		2х40	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "Соровскнефть" Тортасинской группы месторождений
	Строительство ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Рогожниковская до ПС 110 кВ Тортасинская	2х116
	Расширение РУ 110 кВ ПС 110/35/6 кВ Рогожниковская с установкой двух линейных ячеек 110 кВ

С учетом мероприятий, представленных в таблице 23 произведены расчеты электроэнергетических режимов на период до 2024 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 электрических режимов показал, что с учетом выполнения мероприятий по электросетевому строительству, предусмотренных в рамках реализации технических условий на технологическое присоединение новых энергопринимающих устройств, приведенных в таблице 23, в целях ввода параметров режима в область допустимых значений при единичных нормативных возмущениях в нормальной и ремонтных схемах достаточно выполнения следующих схемно-режимных мероприятий:

секционирование сети 220, 110 кВ;

увеличение/снижение генерирующей мощности электростанциями;

изменение коэффициентов трансформации автотрансформаторов;

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 электрических режимов при единичных 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 ПС 110 кВ КНС-21 на основании актуализированных данных по загрузке трансформаторного оборудования в период зимних и летних максимальных и минимальных нагрузок 2018 года.

В таблице 24 приведены данные о текущей загрузке трансформаторного оборудования рассматриваемого центра питания, а также сведения об объемах присоединяемой мощности в рамках реализации договоров на технологическое присоединение энергопринимающих устройств.

ПС 110 кВ КНС-21

На ПС 110 кВ КНС-21 установлено два силовых трансформатора: Т-1 типа ТДТН-25000/110/35/6, 1981 года выпуска, тип системы охлаждения - Д (масляное охлаждение с дутьем и с естественной циркуляцией масла) и Т-2 типа ТДТН-25000/110/35/6, 1979 года выпуска, тип системы охлаждения - Д (масляное охлаждение с дутьем и с естественной циркуляцией масла).

Параметры допустимой загрузки Т-1(2), 25 МВА в соответствии с информацией АО "Тюменьэнерго" (письмо NКВ-2111 от 15 апреля 2019 года):

номинальный ток обмотки ВН, ДДТН: 125,6 А без ограничения длительности

величина аварийной перегрузки обмотки ВН в течение 20 минут вне зависимости от температуры окружающей среды, АДТН: 220 А / 175 процентов ДДТН (соответствует данным п. 5.3.15 Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ).

Наибольшая загрузка ПС 110 кВ КНС-21 зафиксирована в период летних максимальных нагрузок 2018 года и составила 36 МВА (184 А).

Суточный график загрузки ПС 110 кВ КНС-21 для дня летнего контрольного замера 2018 года приведен на рисунке 20.

Рисунок 20. Суточный график загрузки ПС 110 кВ КНС-21 для дня летнего контрольного замера 2018 года

При аварийном отключении 1(2)Т ПС 110 кВ КНС-21 токовая нагрузка оставшегося в работе 2(1)Т превышает ДДТН и составляет 146% от (184 А), при этом не превышает величину АДТН в зимний период (-5°С) допустимой в течении 20 минут. Допустимая длительность данной перегрузки не более 80 минут в соответствии с информацией АО "Тюменьэнерго" (письмо NКВ-2111 от 15 апреля 2019 года).

От ПС 110 кВ КНС-21 питаются электроустановки только АО "Самотлорнефтегаз" по сетям 6, 35 кВ. Граница балансовой принадлежности на вводах 6 кВ Т-1, Т-2 и на линейных ячейках 35 кВ (4 шт.).

ПС 110 кВ КНС-21 имеет связь по электрической сети 35 кВ АО "Самотлорнефтегаз" с ПС 110 кВ КНС-22 (2х25 МВА), ПС 110 кВ Самотлор (3х25 МВА).

Ликвидация перегрузки 1(2)Т ПС 110 кВ КНС-21 возможна путем перевода питания Фидера N 4 "КНС-21" на ПС 110 кВ Самотлор посредством замыкания СВ-35 кВ на ПС 35 кВ К-524 в ПАР 1(2)Т ПС 110 кВ КНС-21. При этом токовая загрузка в ПАР оставшегося в работе трансформатора на ПС 110 кВ КНС-21 составит 98% от . С учетом предложенного перевода токовая загрузка 1,2 Т ПС 110 кВ Самотлор не превышает ДДТН. Однако по данным собственника сетей 35 кВ (АО "Самотлорнефтегаз") перевод нагрузки на другие центры питания занимает более 5 часов и перегрузка не может быть ликвидирована действиями оперативного персонала в течение допустимой длительности загрузки трансформаторов в послеаварийной схеме в соответствии с информацией АО "Самотлорнефтегаз" (письмо NГЭ-593 от 9 апреля 2019 года).

В целях устранения существующего превышения ДДТН одного из трансформаторов на ПС 110 кВ КНС-21 при отключении другого и исключения риска ввода ГВО при существующей нагрузке рекомендуется выполнить замену существующих трансформаторов 2х25 МВА на 2х40 МВА с ПС 110 кВ Вах с последующей установкой на ПС 110 кВ Вах высвободившихся трансформаторов 2х25 МВА с ПС 110 кВ КНС-21 ("перекатка").

Рекомендуемое мероприятие по "перекатке" трансформаторов 2х40 МВА с ПС 110 кВ Вах на ПС 110 КНС-21 позволяет обеспечить планируемое потребление АО "Самотлорнефтегаз" от ПС 110 кВ КНС-21.

Таблица 24

Данные о текущем потреблении мощности ПС 110 кВ КНС-21

Наименование питающего центра	Наименование Т	Sном , МВА	Зимний максимум 16-00 19.12.2018			Зимний минимум 02-00 19.12.2018			Летний максимум 10-00 20.06.2018			Летний минимум 03-00 20.06.2018
Наименование питающего центра	Наименование Т	Sном , МВА	Р, МВт	Q, Мвар	S, МВА	Р, МВт	Q, Мвар	S, МВА	Р, МВт	Q, Мвар	S, МВА	Р, МВт	Q, Мвар	S, МВА
КНС-21	Т1	25	13,8	3,5	34,4	9,8	3,2	34,3	15,0	7,1	36,0	14,9	7,1	35,9
КНС-21	Т2	25	18,3	9,0	34,4	22,1	9,6	34,3	17,0	9,5	36,0	16,9	9,6	35,9

Рекомендации по корректировке сроков ввода электросетевых объектов 220 кВ и выше относительно СиПР ЕЭС России 2019 - 2025

Анализ расчетов электрических режимов на период до 2024 года показал, что необходимость изменения сроков реализации мероприятий по развитию электроэнергетики ЭЭС автономного округа, предусмотренных СиПР ЕЭС России 2019 - 2025, отсутствует.

Перечень электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу в период до 2024 года

На основании расчета и анализа перспективных электрических режимов в целях устранения выявленных схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений рекомендуется выполнение следующих мероприятий (в дополнение к мероприятиям, представленным в таблице 24) представлено в таблице 25.

Таблица 25

Перечень электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу в период до 2024 года.

N п/п	Электросетевой объект	Параметры объекта,		Год ввода	Основание для выполнения мероприятия
		км	МВА, Мвар
1	"Перекатка" трансформаторов 2х40 МВА с ПС 110 кВ Вах на ПС 110 кВ КНС-21 с последующей установкой на ПС 110 кВ Вах высвободившихся трансформаторов 2х25 МВА с ПС 110 кВ КНС-21.	-	-	2021	Исключение перегруза 1(2)Т ПС 110 кВ КНС-21

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.

Реконструкция ПС 110 кВ Быстринская

В настоящее время к транзитным ВЛ 110 кВ "Полоцкая - Пимская" и "Полоцкая - Агат - Пимская", протяженностью более 80 км каждая, подключены 5 подстанций 110 кВ (4 отпайкой и 1 шлейфовым заходом) обеспечивающих электроснабжение объектов нефтегазодобычи ПАО "Сургутнефтегаз" (ПС 110 кВ Дальняя, Агат, Быстринская, Алмаз и Солкино). Фактическая максимальная нагрузка по данным подстанциям за последние 5 лет составила 101,7 МВт (контрольный замер нагрузок в 2016 году).

Оборудование, здания и сооружения, расположенные на территории подстанции ПС 110/35/6 кВ Быстринская, морально устарели и физически изношены, что подтверждено актом обследования подстанции "Быстринская" от 26 апреля 2017 года. На ПС установлены трансформаторы 1Т и 2Т мощностью по 25 МВА напряжением 110/35/6 кВ, срок службы которых составляет 39 и 40 лет соответственно (1978 и 1977 год изготовления), капитальный ремонт проводился в 1995 году для 1Т. Рекомендуется комплексная реконструкция ПС 110 кВ Быстринская, при этом при выполнении проектной документации целесообразно рассмотреть возможность изменения схемы подключения ПС 110 кВ Быстринская с отпаечной на шлейфовый заход.

Сооружение ЛЭП 110 кВ Победа - Сайма в г. Сургут

В настоящее время ПС 110 кВ Сайма запитана отпаечной ВЛ 110 кВ от двухцепного захода ВЛ 110 кВ Сургут - Северная - Барсово на ПС 110 кВ Северная. Также от данной ВЛ 110 кВ и ВЛ 110 кВ Сургут - Западная - Барсово запитано ещё 4 подстанции 110 кВ.

Кроме того, от ПС 110 кВ Сайма осуществляется электроснабжение пиковой котельной, которая обеспечивает тепловой энергией и горячим теплоснабжением 11, 11А, 11Б, 12, 13, 13А, 14, 15, 15А, 16, 16А, ЦЖ-6 микрорайоны г. Сургут, общей численностью около 60 тысяч человек. Электроснабжение нагрузки пиковой котельной не резервируется от других центров питания. При повреждении на линии (аварийное отключение двух цепей захода ВЛ 110 кВ Сургут - Северная - Барсово на ПС 110 кВ Северная) происходит полное погашение ПС 110 кВ Сайма и ПС 110 кВ Северная, что влечет за собой возникновение чрезвычайной ситуации, особенно в зимний период. Таким образом, в настоящее время схема электроснабжения потребителей ПС Сайма не обеспечивает достаточной надежности, что подтверждает фактическая ситуация, произошедшая в 2012 году. Согласно акту N 4 расследования технологического нарушения в работе электростанции, сети или энергосистемы от 15 марта 2012 года при одновременном отключении двух цепей захода ВЛ 110 кВ Сургут - Северная - Барсово на ПС 110 кВ Северная (причина - падения стрелы крана) полностью отключились ПС 110 кВ Северная и ПС 110 кВ Сайма. В результате аварии без электроснабжения остались: пиковая котельная, насосные станции, 400 домов (около 90 тыс. жителей), 32 образовательных, 4 лечебно-профилактических учреждения (электроснабжение осуществлялось от собственных резервных источников).

При этом нарушение электроснабжения пиковой котельной может привести к гидравлическому удару и как следствие к повреждению элементов тепловых сетей.

Учитывая вышесказанное рекомендуется строительство ЛЭП 110 кВ Победа - Сайма, что позволит исключить возможность полного погашения ПС 110 кВ Сайма, повысит надежность питания ПС 110 кВ Северная и электроснабжения потребителей г. Сургут.

Строительство отпайки от ВЛ 110 кВ Прогресс - Нефтяник-2 на ПС 110 кВ Роса

В настоящее время электроснабжение 2Т ПС 110 кВ Роса осуществляется ответвлением от ВЛ 110 кВ Прогресс - Нефтяник-2 (ответвление от ВЛ 110 кВ Прогресс - Нефтяник-2 состоит из арендованных АО "Тюменьэнерго" участков ВЛ 35 кВ от опоры N 5 до опоры N 23 (в габаритах 110 кВ), находящихся на балансе ТПП "ПОКАЧЕВНЕФТЕГАЗ" ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"). В соответствии с Актами технического обследования оборудования и сооружений N 1, N 2, N 3, N 4 от 03 июля 2014 года выявлено, что техническое состояние свайных фундаментов опор N 6, N 13, N 14, N 15 данных ВЛ (снижение несущей способности фундамента опор по причине разрушения бетона в наземной и подземной частях опор) не отвечает требованиям нормативно-технической документации, предъявляемым к конструктивным элементам ВЛ, и является неудовлетворительным.

Учитывая вышесказанное, рекомендуется выполнение мероприятия по строительству отпайки от ВЛ 110 кВ Прогресс - Нефтяник-2 на ПС 110 кВ Роса".

Строительство ВЛ 110 кВ на ПС 110 кВ Сытомино с отпайкой на ПС 110 кВ Песчаная

В настоящее время электроснабжение населенных пунктов Сытомино, Лямино, Песчаное, Горный 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. Указанная ВЛ 110 кВ введена в работу в 1986 году - срок эксплуатации составляет 31 год (нормативный срок эксплуатации - 35 лет). 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 ремонт может осуществляться только в зимний период.

В настоящее время по итогам технического обследования ВЛ 110 кВ (акт осмотра технического состояния от 22 сентября 2017 года N 43) требуется выполнение реконструкции ВЛ с выполнением таких работ, как:

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.

Учитывая отсутствие возможности перевода питания потребителей на электроснабжение от других источников в соответствии с информацией АО "Тюменьэнерго" (письмо NКВ-2111 от 15 апреля 2019 года) отключение питающей ВЛ 110 кВ приводит к полному обесточению потребителей населенных пунктов Сытомино, Лямино, Горный, Песчаное (численность сельского поселения Сытомино составляет около 2000 человек, деревни Лямино - 765 человек, поселка Песчаное - 135 человек, поселка Горный - 200 человек). Суммарная нагрузка ПС 110 кВ Сытомино и ПС 110 кВ Песчаная в зимний период составляет порядка 2,5 МВА. Основная часть потребителей относится к III категории по надежности электроснабжения и не имеет резервных источников питания. Согласно требованиям "Правил устройства электроустановок" (ПУЭ-7) для электроприемников III категории электроснабжение может выполняться от одного источника питания, при условии, что перерывы в электроснабжении, необходимые для ремонта или замены поврежденного элемента системы электроснабжения, не превышают одних суток. При этом перерыв в электроснабжении свыше 24 часов для коммунально-бытовых потребителей является недопустимым.

Выполнение вышеуказанных работ по реконструкции требует вывода ВЛ 110 кВ на длительный период (свыше 24 часов). В связи с тем, что ВЛ проходит по болотистой местности минимальный период единичного вывода в ремонт составит не менее нескольких дней (увеличение периода ремонта ВЛ снижает количество единичных выводов в ремонт). Таким образом, без сооружения второй одноцепной ВЛ, питающей населенные пункты, выполнение реконструкции существующей ВЛ 110 кВ невозможно.

Для создания технической возможности вывода существующей ВЛ 110 кВ на продолжительный срок под реконструкцию, в целях исключения погашения потребителей в зимний период на длительное время рекомендуется выполнение мероприятия по строительству второй цепи ВЛ 110 кВ на ПС 110 кВ Сытомино с отпайкой на ПС 110 кВ Песчаная.

ПС 110 кВ Ореховская

На ПС 110 кВ Ореховская установлен один трансформатор мощностью 16 МВА типа ТДН-16000/110/35/6 1990 года выпуска, тип системы охлаждения - Д (масляное охлаждение с дутьем и с естественной циркуляцией масла).

В соответствии с информацией АО "Тюменьэнерго" (письмо NКВ-2111 от 15 апреля 2019 года) параметры допустимой загрузки Т-1, 16 МВА:

номинальный ток обмотки ВН, ДДТН: 80,3 А без ограничения длительности,

величина аварийной перегрузки обмотки ВН в течение 20 минут вне зависимости от температуры окружающей среды, АДТН: 140 А / 175 процентов ДДТН (соответствует данным п. 5.3.15 Правил технической эксплуатации электрических станций и сетей РФ).

При этом максимальная загрузка рассматриваемой ПС 110 кВ по данным зимнего/летнего максимума и минимума нагрузок в день контрольного замера 2018 года составила 10,8 МВА (летний максимум).

Фактическая нагрузка ПС 110 кВ Ореховская в день контрольных замеров в период 2014 - 2018 годов составила:

2014 год - 9 МВА;

2015 год - 12,1 МВА;

2016 год - 14,4 МВА;

2017 год - 12,8 МВА;

2018 год - 10,8 МВА.

При этом фактическая максимальная загрузка ПС 110 кВ Ореховская за последние 5 лет составила 14,4 МВА и зафиксирована в 4 квартале 2016 года.

Суточный график загрузки ПС 110 кВ Ореховская для дня зимнего контрольного замера 2016 года приведен на рисунке 21.

Рисунок 21. Суточный график загрузки ПС 110 кВ Ореховская для дня зимнего контрольного замера 2016 года

В соответствии с информацией АО "Тюменьэнерго" (письмо NКВ-2111 от 15 апреля 2019 года) в ПАР 1 Т Ореховская имеется возможность перевода нагрузки по сети 35 кВ на ПС 110 кВ Ермаковская в объеме не более 10,4 МВт из 13,5 МВт (14,4 МВА). Требуется ввод ГВО в объеме до 3,5 МВт.

Строительство новых распределительных сетей 35 кВ для перевода нагрузки на другие центры питания является нецелесообразным ввиду отсутствия возможности расширения ближайшего центра питания ПС 110 кВ Ермаковская, строительство сетей 6 кВ нецелесообразно ввиду большой удаленности ПС друг от друга (25,5 км).

Для исключения риска ввода ГВО в размере 3,5 МВт рекомендуется установка второго трансформатора на ПС 110 кВ Ореховская мощностью 16 МВА.

Анализ баланса реактивной мощности в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше ЭЭС автономного округа на перспективу до 2024 года

Расчет баланса реактивной мощности показал, что во всех рассмотренных режимах 2019 - 2024 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) наблюдается 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.

Умеренно-оптимистический вариант развития

При формировании умеренно-оптимистического варианта развития использовалась информация, предоставленная органами исполнительной власти муниципальных образований автономного округа.

Перечень электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу в период до 2024 года

Мероприятие по строительству ПС 110 кВ Парковая

В 2014 - 2017 годах в рамках государственной программы Российской Федерации "Обеспечение доступным и комфортным жильем и коммунальными услугами граждан Российской Федерации", утвержденной постановлением Правительства Российской Федерации от 15 апреля 2014 года N 323 осуществлялась реализация программы "Жилье для российской семьи".

В результате проведенного конкурсного отбора, объявленного на основании приказа Департамента строительства Ханты-Мансийского автономного округа - Югры от 30 апреля 2015 года N 124-п признана отобранной для участия в реализации на территории автономного округа программы "Жилье для российской семьи" заявка ОАО "Сургутстройтрест", с реализацией проекта "Земельный участок под комплексное освоение, в целях жилищного строительства на территории "Гидронамыв" в п.г.т. Белый Яр Сургутского района. Многоквартирная застройка".

При реализации данного проекта, в целях технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей рекомендуется проработать варианты схемы внешнего электроснабжения потребителей, в том числе вариант электроснабжения, предусматривающий сооружение ЛЭП 6-35 кВ от существующих центров питания, а также вариант, предусматривающий сооружение нового центра питания 110 кВ (ПС 110 кВ Парковая) с технико-экономическим обоснованием.

Технические параметры объектов, обеспечивающих технологическое присоединение энергопринимающих устройств, в том числе ПС 110 кВ Парковая (в случае целесообразности её сооружения), а также сроки реализации строительства следует определить в рамках осуществления процедуры технологического присоединения в соответствии с Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27 декабря 2004 года N 861. Информация по сооружению ПС 110 кВ Парковая приведена справочно и не входит в итоговый перечень, рекомендуемых мероприятий.

В рамках умеренно-оптимистического варианта развития расчеты электроэнергетических режимов не выполняются.

Перечень рекомендуемых мероприятий по развитию электрической сети 110 кВ и выше на территории автономного округа и укрупненные капитальные вложения в их реализацию

Для рассматриваемых мероприятий по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше определены объемы электросетевого строительства и выполнена оценка капитальных затрат на их реализацию.

Стоимость реализации мероприятий по сетевому строительству определена укрупненно с использованием:

"Сборника укрупненных показателей стоимости строительства (реконструкции) подстанций и линий электропередачи для нужд ОАО "Холдинг МРСК"*(4) для мероприятий на объектах МРСК и других собственников;

сборника "Укрупненные стоимостные показатели линий электропередачи и подстанций напряжением 35-750 кВ"*(5), внесенного приказом Минстроя России от 6 октября 2014 года N 597/пр в Федеральный реестр сметных нормативов для мероприятий на объектах ФСК;

отраслевого сборника сметных цен на основные материалы, изделия и конструкции, применяемые в электросетевом строительстве "Сборник цен на оборудование АСУТП, РЗА и ПА"*(6);

данных о стоимости по объектам-аналогам.

Укрупненные стоимостные показатели в указанном стандарте приведены в базисном уровне цен 2000 года.

Для определения величины капитальных затрат в текущих ценах применены индексы пересчета стоимости в соответствии с рекомендуемыми к применению Минстроем России в 1 квартале 2019 года индексами изменения сметной стоимости оборудования, строительно-монтажных работ, пусконаладочных работ, проектных и изыскательских работ, прочих работ и затрат*(7).

Индексы пересчета сметной стоимости строительства в базисном уровне цен в текущие цены 1 квартала 2019 года представлены в таблице 26.

Таблица 26

Индексы пересчета сметной стоимости строительства в базисном уровне цен в текущие цены 1 квартала 2019 года (без НДС)

Наименование	Значение
Индекс изменения сметной стоимости оборудования	4,61
Индексы изменения сметной стоимости СМР (к ФЕР-2001):
Воздушная прокладка провода с алюминиевыми жилами	5,16
Прочие объекты	8,96
Пусконаладочные работы	20,03
Индекс изменения сметной стоимости проектно-изыскательских работ*(8)	4,75
Индекс изменения сметной стоимости прочих работ и затрат	9,10

В стоимость строительства воздушных линий электропередачи (далее - ВЛ) включены затраты, учитывающие усложняющие условия строительства - затраты на вырубку и подготовку просеки, устройство лежневых дорог*(9), а также дополнительные затраты на строительство ВЛ на болотистых трассах.

Объемы электросетевого строительства и укрупненные капитальные затраты на реализацию мероприятий по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше автономного округа приведены в таблице 27.

Таблица 27

Объемы
электросетевого строительства и укрупненные капитальные затраты на реализацию мероприятий по развитию электрической сети напряжением 110 кВ и выше автономного округа

N п/п	Наименование проекта (строительство/ реконструкция/ проектирование)	Наименование титула по ИПР филиалов ПАО "Россети", предусматривающего выполнение рекомендуемого мероприятия	Параметры		Год ввода*	Год ввода по ИПР ДЗО ПАО "Россети"	Заказчик	Источник данных по стоимости	Стоимость в базисном уровне цен, млн руб. с НДС	Стоимость в ценах 1 кв. 2019 года, млн руб. с НДС**
N п/п			Цепность х км	МВА / МВАр	Год ввода*	Год ввода по ИПР ДЗО ПАО "Россети"	Заказчик	Источник данных по стоимости	Стоимость в базисном уровне цен, млн руб. с НДС	Стоимость в ценах 1 кв. 2019 года, млн руб. с НДС**
1	ПС 110/35/10 кВ КНС-39 с питающими ВЛ 110 кВ Мираж - КНС-39 - 1,2	-	2х16,3	2х40	2020	-	АО "Самотлорнефтегаз"	Оценка капитальных затрат	131,91	817,89
1	Расширение ОРУ-110 кВ ПС 220 кВ Мираж на две линейные ячейки 110 кВ	-	-	-	2020	-	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири	Оценка капитальных затрат	26,87	160,08
2	ПС 110 кВ Куст-15 с отпайкой от ВЛ 110 кВ ПП Восточный - Чистиная 1, 2 цепи	-	2х0,1	2х10	2020	-	ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз"	Оценка капитальных затрат	73,72	478,78
3	Реконструкция ПС 110 кВ Петелинская с заменой трансформаторов 2х25 на 2х40 МВА	Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Петелинская (реконструкция ОРУ-110, ОРУ-35, ОПУ, установка КРУН-6 с увеличением трансформаторной мощности на 30 МВА до 80 МВА)	-	2х40	2019	2020	АО "Тюменьэнерго"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	н/д	614,50
4	ПС 110 кВ Арго с ВЛ 110 кВ СП Средний Балык - Арго - 1,2	Подстанция 110/35/6 кВ "Арго" с питающей ВЛ 110 кВ Среднебалыкского месторождения (новое строительство ПС с трансформаторной мощностью 2х25 МВА и ВЛ протяженностью 2х14 км)	2х14	2х25	2019	2019	АО "Тюменьэнерго"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	н/д	1276,55
4	СП 110 кВ в районе ПС 220 кВ Средний Балык	СП 110 кВ Средний Балык (строительство секционирующего пункта 110 кВ с установкой 2-х линейных ячеек 110 кВ)	-	-	2019	2019	АО "Тюменьэнерго"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	н/д	121,41
5	ПС 110 кВ УПСВ Майского м/р (Тупсилор) с отпайками от ВЛ 110 кВ СП Средний Балык - Арго - 1,2	Подстанция 110/35/6 кВ с питающей ВЛ 110 кВ в районе УПСВ Майского месторождения (новое строительство ПС с трансформаторной мощностью 2х40 МВА и ВЛ протяженностью 2х16 км)	2х16	2х40	2020	2021	АО "Тюменьэнерго"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	н/д	935,89
6	ПС 110 кВ УПСВ-1 Мамонтовского м/р (Суворовская) с отпайками от ВЛ 110 кВ Пыть-Ях - Лосинка 1, 2 цепи	Подстанция 110/35/6 кВ "УПСВ-1" с питающей ВЛ 110 кВ Мамонтовского месторождения (новое строительство ПС с трансформаторной мощностью 2х25 МВА и ВЛ протяженностью 2х4 км)	2х4	2х25	2020	2020	АО "Тюменьэнерго"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	н/д	757,99
7	ПС 110 кВ Кузоваткинского м/р с ВЛ 110 кВ СП Чупальская - Кузоваткинская - 1,2	Подстанция 110/35/6 кВ с питающей ВЛ 110 кВ Кузоваткинского месторождения (новое строительство ПС с трансформаторной мощностью 2х25 МВА)	-	2х25	2020	2020	АО "Тюменьэнерго"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	н/д	618,05
		ВЛ 110 кВ Чупальская-Кузоваткинская (новое строительство ВЛ протяженностью 2х25 км)	2х25	-		2020	АО "Тюменьэнерго"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	н/д	456,22
	СП 110 кВ в районе ПC 110 кВ Чупальская	СП 110 кВ Чупальский (строительство секционирующего пункта 110 кВ с установкой 2-х линейных ячеек 110 кВ)	-	-		2020	АО "Тюменьэнерго"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	н/д	126,20
8	ПС 110 кВ Север с отпайками 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	2х40	2020	2021	АО "Тюменьэнерго"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	н/д	837,28
9	ПС 110 кВ Александрова с ВЛ 110 кВ Соровская - Александрова - 1,2	ПС 110/35/6 кВ Соровская 2 с ВЛ 110 кВ (новое строительство ПС с трансформаторной мощностью 2х40 МВА и ВЛ протяженностью 2х17 км)	2х17	2х40	2020	2020	АО "Тюменьэнерго"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	н/д	1053,98
9	Реконструкция ПС 110 кВ Соровская с расширением ОРУ 110 кВ на две линейные ячейки	Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Соровская (расширение ОРУ-110 кВ на 4 линейных ячейки)*(10)	-	-	2020	2020	АО "Тюменьэнерго"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	н/д	217,17
10	ПС 110 кВ Московская с отпайками от ВЛ 110 кВ СП Чупальская - Кузоваткинская - 1,2	ПС 110/35/6 кВ Чупальская-2 с ВЛ 110 кВ (новое строительство ПС с трансформаторной мощностью 2х40 МВА и ВЛ протяженностью 2х17 км)	2х17	2х40	2020	2021	АО "Тюменьэнерго"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	н/д	1019,56
11	Строительство ВЛ 110 кВ Кинтус - Соровская - 1,2	ВЛ 110 кВ Соровская-Кинтус (новое строительство ВЛ протяженностью 2х35 км)	2х35	-	2020	2020	АО "Тюменьэнерго"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	н/д	677,08
	Реконструкция ПС 110 кВ Кинтус с расширением ОРУ 110 кВ на две линейные ячейки	Расширение ПС 110/10 кВ Кинтус (строительство 2 линейных ячеек 110 кВ)	-	-	2020	2020	АО "Тюменьэнерго"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	н/д	182,98
	Реконструкция ПС 110 кВ Соровская с расширением ОРУ 110 кВ на две линейные ячейки	Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Соровская (расширение ОРУ-110 кВ на 4 линейных ячейки)*(11)	-	-	2020	2020	АО "Тюменьэнерго"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	н/д	217,17
12	Надстройка 220 кВ на ПП 110 кВ Угутский (ПС 220 кВ Погорорелова) трансформаторной мощностью 250 МВА (2х125 МВА)	Надстройка 220 кВ на ПП 110 кВ Угутский c ВЛ 220 кВ Святогор - Угутский (строительство надстройки с трансформаторной мощностью 2х125 МВА и ВЛ протяженностью 2х90 км)	-	2х125	2020	2022	АО "Тюменьэнерго"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	н/д	3519,44
	Сооружение двухцепной ВЛ 220 кВ Святогор - Угутская I, II цепь		2х70*(12)	-
	Реконструкция ПП 110 кВ Угутский с расширением ОРУ 110 кВ на две линейные ячейки		-	-
	Расширение ОРУ 220 кВ ПС 500 кВ Святогор на две линейные ячейки	-	-	-	2020	-	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири	Оценка капитальных затрат	51,08	298,66
13	Перефиксация 4 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Пыть-Ях за 1 СШ-220 кВ и 6 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Пыть-Ях за 2 СШ-220 кВ	-	н/д	н/д	2019	-	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири	н/д	н/д	н/д
14	Установка на ПП 110 кВ Меркурий и Приобской ГТЭС на ВЛ 110 кВ Приобская ГТЭС - Меркурий - 1,2 микропроцессорных устройств РЗиА	-	-	-	2019	-	АО "Тюменьэнерго"	Оценка капитальных затрат	3,20	20,71
15	Установка АОПО 4,5,6 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Пыть-Ях	Реконструкция ПС 500 кВ Пыть-Ях с установкой АОПО (Для ТП энергопринимающих устройств АО "Тюменьэнерго")	-	-	2020	2019	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири	ИПР ПАО "ФСК ЕЭС"	н/д	15,80
16	Установка АОПО ВЛ 110 кВ Святогор - Средний Балык - 1,2 на ПС 500 кВ Святогор с реализацией каналов УПАСК	Реконструкция ПС 500 кВ Святогор и ПС 500 кВ Магистральная с установкой АОПО (для ТП энергопринимающих устройств АО "Тюменьэнерго")	-	-	2020	2019	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири	ИПР ПАО "ФСК ЕЭС"	н/д	23,63
16	Установка АОПО ВЛ 110 кВ Магистральная - Кинтус - 1,2 на ПС 500 кВ Магистральная с реализацией каналов УПАСК ПС 500 кВ Магистральная - ПС 110 кВ Кинтус - ПС 110 кВ Соровская					2019	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири	ИПР ПАО "ФСК ЕЭС"	н/д	23,63
17	Установка АОПО ВЛ 110 кВ Кинтус - Соровская - 1,2 на ПС 110 кВ Соровская	-	-	-	2020	-	АО "Тюменьэнерго"	Оценка капитальных затрат	2,25	14,56
18	Установка АОПО ВЛ 110 кВ Святогор - Чупальская - 1,2 на ПС 110 кВ Чупальская	-	-	-	2020	-	АО "Тюменьэнерго"	Оценка капитальных затрат	2,25	14,56
19	Установка АОСН на ПС 110 кВ Соровская, ПС 110 кВ Чупальская	-	-	-	2020	-	АО "Тюменьэнерго"	Оценка капитальных затрат	0,72	4,65
20	Установка на ПС 500 кВ Святогор основной быстродействующей защиты ВЛ 110 кВ Святогор - Чупальская I,II цепи	-	-	-	2019	-	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири	Оценка капитальных затрат	1,33	7,76
21	ПС 110 кВ Эргинская с ВЛ 110 кВ СП Выкатная - Эргинская - 1,2	ПС 110/35/6 кВ Эргинская с ВЛ 110 кВ (новое строительство ПС с трансформаторной мощностью 2х40 МВА и ВЛ протяженностью 2х36 км)	2х36	2х40	2020	2022	АО "Тюменьэнерго"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	н/д	1436,75
21	СП 110 кВ в районе ПС 110 кВ Выкатная с подключением к отпайкам на ПС 110 кВ Выкатная ВЛ 110 кВ Снежная - Фоминская	СП 110 кВ Выкатной (строительство секционирующего пункта 110 кВ с установкой 2-х линейных ячеек 110 кВ)	-	-	2020	2022	АО "Тюменьэнерго"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	н/д	219,29
22	Установка АПНУ на ПС 220 кВ Снежная с реализацией каналов УПАСК	-	-	-	2020	-	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири	Оценка капитальных затрат	4,61	26,89
	Установка АОПО ВЛ 110 кВ Снежная - Фоминская - 1,2 на ПС 110 кВ Фоминская с реализацией каналов УПАСК	-	-	-	2020	-	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири / АО "Тюменьэнерго" / ООО "Газпромнефть-Хантос"	Оценка капитальных затрат	2,25	14,56
	Установка АОПО ВЛ 110 кВ Снежная - КС-7 на ПС 220 кВ Снежная с реализацией каналов УПАСК	-	-	-	2020	-	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири / АО "Тюменьэнерго" / ООО "Газпромнефть-Хантос"	Оценка капитальных затрат	1,13	7,28
23	Строительство ПС 110/10 кВ ГПК Майский	ПС 110/10 кВ Майского ГПК с ВЛ 110 кВ (новое строительство ПС с трансформаторной мощностью 2х25 МВА и ВЛ протяженностью 2х2,5 км)	-	2х25	2021	2022	АО "Тюменьэнерго"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	н/д	607,97
	Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ Кратер - Средний Балык - 1,2 (между ПС 220 кВ Кратер и ПС 110 кВ Инглинская) до ПС 110 кВ ГПК Майский		2х2,5	-		2022		ИПР АО "Тюменьэнерго"	н/д	607,97
	Реконструкция ПС 110 кВ Промысловая с приведением схемы ОРУ-110 кВ к схеме "110-5Н"	-	-	-		-		Оценка капитальных затрат	19,59	126,84
	Отсоединение ПС 110 кВ Промысловая от отпайки от ВЛ 110 кВ Кратер - Средний Балык - 1,2 на ПС 110 кВ Иглинская. Сооружение шлейфового захода ВЛ 110 кВ Кратер - Средний Балык - 1 на ПС 110 кВ Промысловая	-	2х3	-		-		Оценка капитальных затрат	8,30	46,74
24	Строительство ПС 110/35/10 кВ Унтыгейская	-	-	2х25	2020	-	ООО "Кан-Байкал"	Оценка капитальных затрат	83,13	539,88
	Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ ПП Восточный - ПП Угутский - 1,2 до ПС 110 кВ Унтыгейская	ВЛ 110 кВ на ПС 110 кВ Унтыгейского мр (новое строительство 2х20 км)	2х20	-	2020	2021	АО "Тюменьэнерго"	Оценка капитальных затрат	н/д	384,01
	Сооружение шлейфового захода одной из цепей ВЛ 110 кВ Восточный - Угутский - 1,2 на ПС 110 кВ Тайга	-	1х0,5	-	2020	-	АО "Тюменьэнерго"	Оценка капитальных затрат	0,93	5,24
25	Строительство ПС 110/35/6 кВ Южной части Верхнесалымского м.р. с отпайками от ВЛ 110 кВ Снежная - Западно-Салымская - 1,2	-	2х13	2х40	2019	-	"Салым Петролеум Девелопмент Н.В."	Оценка капитальных затрат	123,83	772,99
	Замена провода ВЛ 110 кВ Снежная - Западно-Салымская - 1,2 на участке от ПС 220 кВ Снежная до отпайки на ПС 110 Эвихон и замена ошиновки в ячейках В-110 Западно-Салымская-1,2 на ПС 220 кВ Снежная	-	2х37	-		-	"Салым Петролеум Девелопмент Н.В."	Оценка капитальных затрат	51,27	288,40
	Замена ОВ-110 в ОРУ-110 кВ ПС 220 кВ Снежная	Реконструкция ПС 220 кВ Снежная (для ТП энергопринимающих устройств Компании "Салым Петролеум Девелопмент Н.В.") замена ТТ-110 кВ - 16 компл. В 110 кВ - 1 шт., ВЧЗ 110 кВ - 2 шт.	-	-		2021	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири	ИПР ПАО "ФСК ЕЭС"	н/д	44,36
	Замена трансформаторов тока и ВЧ-заградителей ВЛ 110 кВ Снежная - Западно-Салымская - 1,2 на ПС 220 кВ Снежная		-	-		2021	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири	ИПР ПАО "ФСК ЕЭС"	н/д	44,36
26	Замена провода марки АС-95 ВЛ 110 кВ Таврическая - КНС-5 - 1,2 на участке от ПП 110 кВ Таврическая до ПС 110 кВ КНС-1 на провод марки АС-150	Реконструкция ВЛ-110 кВ Таврическая - КНС-5 1, 2 с отпайками (замена провода АС95/16 на АС150/19 от ПП 110 кВ Таврическая по опору N 85 с учетом отпаек с перестановкой, заменой опор, грозотроса, переподвесом ВОЛС, ОПН, заменой ВЧ-оборудования) 1-2 этап	2х11,7	-	2022	2022	АО "Тюменьэнерго"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	н/д	495,79
27	Строительство ПС 110 кВ Пойковская-2	-	-	2х40	2021	-	ПАО "НК "Роснефть"	Оценка капитальных затрат	87,85	570,41
27	Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ Правдинская - Пойковская-2 I, II цепь	-	2х19	-	2021	-	ПАО "НК "Роснефть"	Оценка капитальных затрат	52,59	296,07
28	Строительство ПС 110 кВ Водозабор-2 с питающей двухцепной ВЛ 110 кВ (отпайка от ВЛ 110 кВ Правдинская - Пойковская-2 I, II цепь)	-	2х45	2х40	2021	-	ПАО "НК "Роснефть"	Оценка капитальных затрат	219,11	1309,46
29	Расширение ОРУ-110 кВ ПС 220 кВ Правдинская на две линейные ячейки для присоединения ВЛ 110 кВ Правдинская - Пойковская-2 I, II цепь	-	-	-	2021	-	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири	Оценка капитальных затрат	26,70	159,13
30	Установка третьего АТ 220/110 кВ мощностью 125 МВА на ПС 220 кВ Правдинская	-	-	1х125	2021	-	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири	Оценка капитальных затрат	61,79	343,99
30	Реконструкция ОРУ 110 и 220 кВ ПС 220 кВ Правдинская с подключением третьего АТ 220/110 кВ мощностью 125 МВА на ПС 220 кВ Правдинская через два выключателя 220 кВ и 110 кВ	-	-	-	2021	-	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири	Оценка капитальных затрат	81,28	477,34
31	Сооружением ПС 110 кВ Чапровская	ПС 110/35/6 кВ Чапровская с ВЛ 110 кВ (новое строительство ПС с трансформаторной мощностью 2х25 МВА и ВЛ протяженностью 2х16 км)	-	2х25	2020	2022	АО "Тюменьэнерго"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	н/д	1062,86
	Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ от СП 110 кВ в районе ПС 110/10 кВ Батово до вновь сооружаемой ПС 110/35/10 Чапровская		2х16	-		2022	АО "Тюменьэнерго"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	н/д	1062,86
	Строительство СП 110 кВ в районе ПС 110/10 кВ Батово с двумя линейными ячейками с присоединением СП к ОРУ 110 кВ ПС 110/10 кВ Батово	СП 110 кВ Батово (строительство секционирующего пункта 110 кВ с установкой 2-х линейных ячеек 110 кВ)	-	-		2022	АО "Тюменьэнерго"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	н/д	237,37
32	Строительство ПС 110 кВ Юганская-2 с ВЛ 110 кВ от СП в районе ПС 110 кВ Лосинка	-	2х26	2х40	2020	-	АО "Тюменьэнерго"	Оценка капитальных затрат	163,69	997,42
32	Строительство СП 110 кВ в районе ПС 110 кВ Лосинка	-	-	-	2020	-	АО "Тюменьэнерго"	Оценка капитальных затрат	26,67	172,74
33	Сооружение ПС 220 кВ в районе ПС 110 кВ Лосинка и установкой АТ 220/110 кВ (2х125 МВА)	-	-	2х125	2020	-	ПАО "Россети"	Оценка капитальных затрат	182,31	1181,25
	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Пыть-Ях - ЮБГПЗ на РУ 220 кВ ПС 220 кВ в районе ПС 110 кВ Лосинка	-	2х8	-		-	ПАО "Россети"	Оценка капитальных затрат	31,23	175,77
	Расширение ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Лосинка на две ячейки	-	-	-		-	АО "Тюменьэнерго"	Оценка капитальных затрат	29,09	188,42
	Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ от вновь сооружаемой ПС 220 кВ в районе ПС 110 кВ Лосинка до ПС 110 кВЛосинка	-	2х1	-		-	АО "Тюменьэнерго"	Оценка капитальных затрат	2,77	15,58
34	Строительство ПС 110 кВ Невская	ПС 110/35/6 кВ Невская с ВЛ 110 кВ (новое строительство ПС с трансформаторной мощностью 2х25 МВА и ВЛ протяженностью 2х50 км)	-	2х25	2021	2022	АО "Тюменьэнерго"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	н/д	1493,02
34	Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ отпайками от ВЛ 110 кВ СП Батово - Чапровская - 1,2 до вновь сооружаемой ПС 110 кВ Невская		2х50	-	2021	2022	АО "Тюменьэнерго"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	н/д	1493,02
35	Сооружение ПС 220 кВ в районе ПС 110 кВ Батово с установкой двух АТ 220/110 кВ мощностью 125 МВА каждый	-	-	2х125	2021	-	ПАО "Россети"	Оценка капитальных затрат	286,25	1647,60
35	Строительство двухцепной ВЛ 220 кВ от вновь сооружаемой ПС 220 кВ в районе ПС 110 кВ Батово до точки врезки в ВЛ 220 кВ Демьянская - Болчары с образованием шлейфового захода ВЛ 220 кВ Демьнская - Болчары на ПС 220 кВ в районе ПС 110 кВ Батово	-	2х90	-	2021	-	ПАО "Россети"	Оценка капитальных затрат	314,33	1756,64
36	Реконструкция ПС 110/10 кВ Батово с приведением схемы ОРУ-110 кВ к схеме "110-13Н"	Реконструкция ПС 110/10 кВ Батово (ОРУ 110 кВ с приведением до схемы 110-13, установка ОПУ, установка 10 ячеек 110 кВ, организация шлейфового захода ВЛ 110 кВ Снежная-Ханты-Мансийская 2х10 км)	-	-	2021	2022	АО "Тюменьэнерго"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	н/д	1138,71
	Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Батово до точки врезки в ВЛ 110 кВ Снежная - Фоминская I,II цепи с отпайками с образованием шлейфового захода на ПС 110 кВ Батово		2х10	-		2022	АО "Тюменьэнерго"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	н/д	1138,71
	Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ от вновь сооружаемой ПС 220 кВ в районе ПС 110 кВ Батово до ПС 110 кВ Батово	-	2х1	-		-	АО "Тюменьэнерго"	Оценка капитальных затрат	4,45	25,03
37	Реконструкция ПС 110 кВ Родник с заменой трансформаторов 2х40 на 2х63 МВА	-	-	2х63	2020	-	ООО "Газпромэнерго"	Оценка капитальных затрат	40,81	263,98
	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	-	2х4,4	-		2021	АО "Тюменьэнерго"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	н/д	71,40
	Замена на ПС 220 кВ Когалым ошиновки в ячейках 110 кВ Тевлин 1, 2	-	-	-		-	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири	н/д	н/д	н/д
	Замена на ПС 220 кВ Когалым ВЧЗ номинальным током 630 А в ячейках 110 кВ Тевлин - 1,2 на ВЧЗ с номинальным током не менее 1000 А	-	-	-		-	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири	Оценка капитальных затрат	0,22	1,14
	Установка АОПО ВЛ 110 кВ Кирилловская - Апрельская и ВЛ 110 кВ Кирилловская - Уральская II цепь с отпайкой на ПС 110 кВ Ягун с организацией каналов УПАСК	-	-	-		-	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири	Оценка капитальных затрат	1,87	10,92
38	Установка АОПО ВЛ 110 кВ Святогор - Сибирь - 1,2 на ПС 500 кВ Святогор с реализацией каналов УПАСК	-	-	-	2021	-	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири	Оценка капитальных затрат	1,87	10,92
39	Сооружение ПС 110/35/6 кВ Полюс	-	-	2х40	2021	-	ООО "Лукойл-ЗС"	Оценка капитальных затрат	87,85	570,41
40	Сооружение питающей двухцепной ВЛ 110 кВ до ПС 110 кВ Полюс от ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Когалым	-	2х56	-		-	ООО "Лукойл-ЗС"	Оценка капитальных затрат	163,35	919,70
41	Расширение ОРУ-110 кВ ПС 220 кВ Когалым на две линейные ячейки 110 кВ	-	-	-		-	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири	Оценка капитальных затрат	26,70	159,13
42	Строительство ПС 110 кВ Тортасинская			2х40	2020	-	АО "Тюменьэнерго"	Оценка капитальных затрат	96,23	624,64
43	Строительство ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Рогожниковская до ПС 110 кВ Тортасинская		2х116			-	АО "Тюменьэнерго"	Оценка капитальных затрат	354,25	1994,72
44	Расширение РУ 110 кВ ПС 110/35/6 кВ Рогожниковская с установкой двух линейных ячеек 110 кВ					-	АО "Тюменьэнерго"	Оценка капитальных затрат	26,47	171,51
Объекты ОАО "Сургутнефтегаз"
45	ПС 110/35/6 кВ Южно-Ляминская с питающей двухцепной ВЛ 110 кВ (отпайка от ВЛ 110 кВ Западно-Камынская - Селияровская - 1,2)		2х0,32	2х25	2019	-	ПАО "Сургутнефтегаз"	Оценка капитальных затрат	100,33	650,43
Рекомендуемые мероприятия
46	Перекатка трансформаторов 2х40 МВА с ПС 110 кВ Вах на ПС 110 кВ КНС-21 с последующей установкой на ПС 110 кВ Вах высвободившихся трансформаторов 2х25 МВА с ПС 110 кВ КНС-21***	-	-	2х25 2х40	2021	-	АО "Тюменьэнерго"	Оценка капитальных затрат	4,03	30,01
47	ЛЭП 110 кВ Победа-Сайма в г. Сургут (новое строительство)	ЛЭП 110 кВ Победа-Сайма в г. Сургут (новое строительство)	1х10	-	2019	2019	АО "Тюменьэнерго"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	н/д	909,66
48	Реконструкция ПС 110 кВ Быстринская	Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Быстринская (реконструкция ОРУ-110 кВ, ОРУ-35 кВ, КРУН-6 кВ, ОПУ, кабельного хозяйства, замена оборудования АСУ ТП, СДТУ, РЗА, выполнение охранных мероприятий видеонаблюдения и периметральной сигнализации)	-	-	2021	2021	АО "Тюменьэнерго"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	н/д	246,38
49	Строительство отпайки от ВЛ-110 кВ Прогресс-Нефтяник 2 на ПС Роса (новое строительство)	Строительство отпайки от ВЛ-110 кВ Прогресс-Нефтяник 2 на ПС Роса (новое строительство)	1х6,2	-	2022	2025	АО "Тюменьэнерго"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	н/д	26,34
50	Строительство второй цепи "ВЛ 110 кВ на ПС Сытомино с отпайкой на ПС Песчаная протяженностью 46,83 км"	-	1х46,83	-	2023	-	АО "Тюменьэнерго"	Оценка капитальных затрат	94,19	530,57
51	Реконструкция ПС 110 кВ Ореховская (увеличение трансформаторной мощности на 16 МВА)	Реконструкция ПС 110 кВ Ореховская (увеличение трансформаторной мощности на 16 МВА, выключателей 110 кВ 3 шт., разъединителей 110 кВ 8 шт.)	-	1х16	2020	2020	АО "Тюменьэнерго"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	н/д	327,46

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

** Для объектов, стоимость которых принята на основании ИПР ПАО "ФСК ЕЭС" и ИПР АО "Тюменьэнерго", указано предложение по корректировке утвержденного плана оценки полной стоимости инвестиционного проекта в прогнозных ценах соответствующих лет (млн руб. с НДС).

*** Рекомендуемые сроки и объемы 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

Перспективные направления развития "цифрового" электроэнергетического комплекса автономного округа

На сегодняшний день стратегическое управление отраслью осуществляется на основе Энергетической стратегии России на период до 2030 года, утверждённой распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 года N 1715-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 её внешнеэкономических позиций.

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

В рамках Стратегии особое внимание уделяется деятельности ПАО "Россети" и входящих в него организаций, для которых заданы основные цели ("миссия") российского электросетевого комплекса - долгосрочное обеспечение надёжного, качественного и доступного энергоснабжения потребителей Российской Федерации за счёт 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 в рамках Стратегии определена цель функционирования распределительного комплекса - долгосрочное обеспечение надёжного, качественного и доступного энергоснабжения потребителей на всей территории соответствующего региона на этапе распределения электрической энергии за счёт организации максимально эффективной инфраструктуры.

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

Цели и задачи цифровой трансформации

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

Задачи цифровой трансформации:

1. Адаптивность компаний к новым задачам и вызовам.

2. Улучшение характеристик надежности электроснабжения потребителей.

3. Повышение эффективности компании.

4. Повышение доступности электросетевой инфраструктуры.

5. Развитие кадрового потенциала и новых компетенций.

6. Диверсификация бизнеса компании за счет дополнительных сервисов.

Этапы цифровой трансформации

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

Первый этап цифровой трансформации, являющийся фундаментом всех последующих, заключается во внедрении действующих, уже опробованных, технологий, формирующих аппаратную и информационную основу для дальнейшего развития. Начало работы с массивами данных. Частичная цифровизация производственных процессов. Пилотирование перспективных технологий. Срок реализации 2019 - 2024 гг.

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 рамках пилотирования, а также завершение внедрения технологий первого уровня. Срок реализации 2023 - 2026 гг.

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 рамках пилотирования, и продолжения внедрения технологий второго уровня. Срок реализации 2026 - 2030 гг.

Технологии программы цифровой трансформации

В рамках реализации проекта "Цифровая подстанция" пилотируются следующие перспективные технологии, входящие 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 повышения точности прогнозирования необходимо использовать огромный набор как структурированных, так и неструктурированных данных (Big Data) из различных источников, таких как:

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 позволят более качественно, в динамике, выполнять предиктивный анализ и проводить оценку состояния оборудования, что позволит реализовать риск-ориентированный подход - выявлять, анализировать и прогнозировать аварии, оценивать риски и возможные последствия аварий в целях оптимизации необходимых организационно-технических мер предупреждения аварий, недопущения возникновения угроз аварий и повышения эффективности обеспечения промышленной безопасности в целом.

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

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

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

д. Анеева,

с. Сосьва,

д. Ломбовож,

д. Кимкъясуй,

д. Сартынья,

д. Хурумпауль,

д. Щекурья,

д. Ясунт,

д. Верхненильдино,

пос. Приполярный,

пос. Хулимсунт,

с. Няксимволь,

д. Нерохи,

д. Усть-Манья,

пос. Шугур,

с. Карым,

д. Никулкино,

д. Большой Атлым,

пос. Горнореченск,

д. Верхние Нарыкары,

с. Ванзеват,

с. Тугияны,

д. Пашторы,

д. Нумто,

п. Урманный,

с. Елизарово,

п. Кедровый,

п. Красноленинский,

п. Кирпичный,

д. Согом,

с. Корлики,

д. Сосновый Бор,

д. Таурова.

Общая характеристика населенных пунктов в автономном округе, работающих изолированно от ЕЭС России

Все рассматриваемые населенные пункты входят в перечень труднодоступных и отдаленных местностей в автономном округе (установлен законом Ханты-Мансийского автономного округа - Югры от 31 декабря 2004 года N 101-оз).

Информация о численности населения в населенных пунктах автономного округа, работающих изолированно от ЕЭС России, по итогам Всероссийской переписи населения - 2010 приведена в таблице 28.

Таблица 28

Численность населения в населенных пунктах автономного округа, работающих изолированно от ЕЭС России, по итогам Всероссийской переписи населения - 2010

Район	Сельское поселение	Населенный пункт	Численность населения, чел
Белоярский	Казым	д. Нумто	199
Белоярский	Полноват	п. Ванзеват	310
Белоярский	Полноват	д. Пашторы	71
Белоярский	Полноват	с. Тугияны	79
Березовский	Игрим	д. Анеева	127
Березовский	Саранпауль	д. Кимкъясуй	83
Березовский	Саранпауль	с. Ломбовож	198
Березовский	Саранпауль	с. Саранпауль	2575
Березовский	Саранпауль	д. Сартынья	38
Березовский	Саранпауль	с. Сосьва	824
Березовский	Хулимсунт	с. Няксимволь	506
Кондинский	Кондинское	д. Никулкина	22
Кондинский	Шугур	д. Карым	10
Кондинский	Шугур	д. Шугур	637
Нижневартовский	Ларьяк	с. Корлики	654
Нижневартовский	Ларьяк	д. Сосновый бор	72
Октябрьский	Карымкары	п. Горнореченск	163
Октябрьский	Малый Атлым	с. Большой-Атлым	326
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	306

Белоярский район

Рисунок 22. Карта Белоярского района с указанием городских и сельских поселений*(13)

В Белоярском районе находятся следующие рассматриваемые населенные пункты, работающие изолированно от ЕЭС России: с. Ванзеват, д. Нумто, д. Пашоры, с. Тугияны.

Березовский район

Рисунок 23. Карта Березовского района с указанием городских и сельских поселений

В Березовском районе находятся следующие рассматриваемые населенные пункты, работающие изолированно от ЕЭС России: д. Анеева, д. Кимкъясуй, с. Ломбовож, с. Няксимволь, с. Саранпауль, д. Сартынья, Деревня Сартынья, п. Сосьва.

Кондинский район

Рисунок 24. Карта Кондинского района с указанием городских и сельских поселений

В Кондинском районе находятся следующие рассматриваемые населенные пункты, работающие изолированно от ЕЭС России: д. Карым, д. Никулкина, д. Шугур.

Нижневартовский район

Рисунок 25. Карта Нижневартовского района с указанием городских и сельских поселений

В Нижневартовском районе находятся следующие рассматриваемые населенные пункты, работающие изолированно от ЕЭС России: с. Корлики, д. Сосновый бор.

Октябрьский район

Рисунок 26. Карта Октябрьского района с указанием городских и сельских поселений

В Октябрьском районе находятся следующие рассматриваемые населенные пункты, работающие изолированно от ЕЭС России: с. Большой-Атлым, п. Горнореченск.

Сургутский район

Рисунок 27. Карта Сургутского района с указанием городских и сельских поселений

В Сургутском районе находятся следующие рассматриваемые населенные пункты, работающие изолированно от ЕЭС России: д. Таурова.

Ханты-Мансийский район

Рисунок 28. Карта Ханты-Мансийского района с указанием городских и сельских поселений

В Ханты-Мансийском районе находятся следующие рассматриваемые населенные пункты, работающие изолированно от ЕЭС России: с. Елизарово, п. Кедровый, п. Кирпичный, д. Согом, п. Урманный.

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

Белоярский район

д. Нумто, сельское поселение Казым

Электроснабжение д. Нумто осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено четыре генератора суммарной установленной электрической мощностью 243 кВт (таблица 29).

Таблица 29

Сведения о существующих генерирующих мощностях д. Нумто по состоянию на 1 января 2019 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		исправен
АД-40 N 9796, Д-246, N 007502, 2018 г. (Инв. N 00-000170)	Marellis MGB-200SB4 NMEM13147, 2018 г.	40		исправен
АД-75 N 9797, ЯМЗ-236М2, NН0626026, 2018 г. (Инв. N 00-000171)	Marellis MGB-225SB4 NME50760, 2018 г.	75		исправен
Cummins C38D5, N А12I069714, X3.3-G1, N А37022, 2012 г. (Инв. N 710)	Stamford PI144G, NG11L511751, 2011 г.	28		исправен
Итого		243	64

В таблице 30 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы.

Таблица 30

Данные о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы, д. Нумто

Показатель	ед.изм.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	46980	73025	46698	52718	84402
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	702	708	708	711	6403
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	14	15	32	30	35

Электроснабжение потребителей электрической энергии д. Нумто от ДЭС осуществляется по сети 0,4 кВ. Состав объектов электросетевого хозяйства д. Нумто приведен в таблице 31.

Таблица 31

Состав объектов электросетевого хозяйства д. Нумто

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
ВЛ-0,4 кВ	-	СИП-2 3х35+1х54,6+1х16	1,424	2018/1985
ВЛ-0,4 кВ		СИП-4 4х16	0,062	2018
ВЛ-0,4 кВ		СИП-2 3х50+1х70	0,498	2018
Итого ВЛ 0,4 кВ		13 шт.	1,984

На территории д. Нумто имеются в настоящее время технические условия на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства суммарной заявленной мощностью 13 кВт. Новое строительство и реконструкция объектов электросетевого комплекса также не планируется.

Баланс электрической мощности д. Нумто до 2024 года с учетом планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 32.

Таблица 32

Баланс электрической мощности д. Нумто до 2024 г., кВт

Показатель	2018 г.	ТУ	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.
Мощность в период максимальных нагрузок	35	13
Установленная мощность	243		243	243	243	243	243	243
Располагаемая мощность	64		64	64	64	64	64	64
Ввод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"	115
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"
Вывод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"	60
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	35		48	48	48	48	48	48
Баланс электрической мощности: "+" профицит; "-" дефицит	-11		+16	+16	+16	+16	+16	+16

п. Ванзеват, сельское поселение Полноват

Электроснабжение п. Ванзеват осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено четыре генератора суммарной установленной электрической мощностью 660 кВт (таблица 33).

Таблица 33

Сведения о существующих генерирующих мощностях п. Ванзеват по состоянию на 1 января 2019 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		исправен
ADV-160, Volvo N 2	Magnaplus МР-200-4, N 4320AS-120185, 2012 г.	160		исправен
ADV-100, Volvo N 3	363CSL1607, N 1631S-120225, 2012 г.	100		исправен
АД-200, ЯМЗ-7514.10	БГ-200-4У2, N 116940, 2004 г.	200		исправен
Итого		660	221

В таблице 34 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы.

Таблица 34

Данные о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы, п. Ванзеват

Показатель	ед.изм.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	1020417	1030750	1055762	979259	1026088
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	46497	30190	30962	27729	21308
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	213	312	253	242	250

Электроснабжение потребителей электрической энергии п. Ванзеват от ДЭС осуществляется по сети 0,4 кВ. Состав объектов электросетевого хозяйства п. Ванзеват приведен в таблице 35.

Таблица 35

Состав объектов электросетевого хозяйства д. Ванзеват

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
ВЛ-0,4 кВ перенос ДЭС	-	СИП 4 4*120+1х25	0,630	2008
ВЛ-0,4 кВ ул. Набережная	-	СИП 4 4х70	0,460	2008
ВЛ-0,4 кВ ул. Центральная	-	СИП 4 4х50	2,102	2008
Итого ВЛ 0,4 кВ		3 шт.	3,4

На территории п. Ванзеват имеются в настоящее время технические условия на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства суммарной заявленной мощностью 7 кВт.

Новое строительство и реконструкция объектов электросетевого комплекса по состоянию на 1 февраля 2019 года не планируется.

В п. Ванзеват в целях повышение надежности электроснабжения с учетом роста нагрузок планируется в 2019 году ввод в работу дизельных установок в блочно-модульном исполнении полной заводской готовности, напряжением 0,4 кВ (ДГУ-1 - 250 кВт, ДГУ-2 - 250 кВт, ДГУ-3 - 250 кВт) с группой резервуаров (РГС - 130 м3*3 шт (390 м3)) с системой учета и контроля движения ГСМ.

Баланс электрической мощности п. Ванзеват до 2024 года с учетом объектов технологического присоединения и планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 36.

Таблица 36

Баланс электрической мощности п. Ванзеват до 2024 г., кВт

Показатель	2018 г.	ТУ	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.
Мощность в период максимальных нагрузок	250	7
Установленная мощность	660		660	750	750	750	750	750
Располагаемая мощность	221		221	425	425	425	425	425
Ввод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"				750
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"
Вывод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"				660
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	250		257	257	257	257	257	257
Баланс электрической мощности: "+" профицит; "-" дефицит	- 29		- 36	+168	+168	+168	+168	+168

д. Пашторы, сельское поселение Полноват

Электроснабжение д. Пашторы осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено два генератора суммарной установленной электрической мощностью 56 кВт (таблица 37).

Таблица 37

Сведения о существующих генерирующих мощностях д. Пашторы по состоянию на 1 января 2019 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		исправен
Cummins C38D5 N 2	Stamford PI144G, зав. NG12J427338, 2012 г.	28		исправен
Итого		56	24

В таблице 38 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы.

Таблица 38

Данные о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы, д. Пашторы

Показатель	ед.изм.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	35720	33600	37360	41775	54997
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	986	983	1356	963	724
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	15	16	16	30	24

Электроснабжение потребителей электрической энергии д. Пашторы от ДЭС осуществляется по сети 0,4 кВ. Состав объектов электросетевого хозяйства д. Пашторы приведен в таблице 39.

Таблица 39

Состав объектов электросетевого хозяйства д. Пашторы

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
ВЛ-0,4 кВ	-	СИП 2А 3*35+1х50+1х16	1,812	2009
Итого ВЛ 0,4 кВ		1 шт.	1,812

В настоящее время отсутствуют заявки и технические условия на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства на территории д. Пашторы. Новое строительство и реконструкция объектов электросетевого комплекса по состоянию на 1 февраля 2019 года также не планируется.

Баланс электрической мощности д. Пашторы до 2024 года с учетом планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 40.

Таблица 40

Баланс электрической мощности д. Пашторы до 2024 г., кВт

Показатель	2018 г.	ТУ	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.
Мощность в период максимальных нагрузок	30	-
Установленная мощность	56		56	56	56	56	56	56
Располагаемая мощность	24		24	24	24	24	24	24
Ввод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"
Вывод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	24		24	24	24	24	24	24
Баланс электрической мощности: "+" профицит; "-" дефицит	0		0	0	0	0	0	0

с. Тугияны, сельское поселение Полноват

Электроснабжение с. Тугияны осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено два генератора суммарной установленной электрической мощностью 88 кВт (таблица 41).

Таблица 41

Сведения о существующих генерирующих мощностях с. Тугияны по состоянию на 1 января 2019 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		исправен
Cummins C38D5	Stamford PI144G, NG12A020418, 2012 г.	28		исправен
Итого		88	24

В таблице 42 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы.

Таблица 42

Данные о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы, с. Тугияны

Показатель	ед.изм.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	45400	55360	61440	72338	96732
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	1170	1188	1188	1209	1019
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	20	20	29	28	30

Электроснабжение потребителей электрической энергии с. Тугияны от ДЭС осуществляется по сети 0,4 кВ. Состав объектов электросетевого хозяйства с. Тугияны приведен в таблице 43.

Таблица 43

Состав объектов электросетевого хозяйства с. Тугияны

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
ВЛ-0,4 кВ	-	А 35	1,50	нд
ВЛ-0,4 кВ		СИП-4 4х50	0,035	нд
Итого ВЛ 0,4 кВ		1 шт.	1,535

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

В соответствии с инвестиционной программой АО "Юграэнерго" планируется переустройство ДЭС путем установки оборудование в новый блок-контейнер.

В соответствии с программой энергосбережения АО "Юграэнерго" планируется строительство ВЛИ-0,4 кВ (1,535 км).

Баланс электрической мощности с. Тугияны до 2024 года с учетом планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 44.

Таблица 44

Баланс электрической мощности с. Тугияны до 2024 г., кВт

Показатель	2018 г.	ТУ	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.
Мощность в период максимальных нагрузок	30	-
Установленная мощность	88		88	148+3	148+3	148+3	148+3	148+3
Располагаемая мощность	24		24	51	51	51	51	51
Ввод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"			3
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"			60
Вывод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	30		30	30	30	30	30	30
Баланс электрической мощности: "+" профицит; "-" дефицит	-6		-6	+21	+21	+21	+21	+21

Березовский район

д. Анеева, сельское поселение Игрим

Электроснабжение д. Анеева осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено пять генераторов суммарной установленной электрической мощностью 263 кВт (таблица 45).

Таблица 45

Сведения о существующих генерирующих мощностях д. Анеева по состоянию на 1 января 2019 года

Марка, модель оборудования, тип генератора		Мощность электростанции, кВт		Техническое состояние
Марка, модель оборудования, тип генератора		Установленная	Располагаемая	Техническое состояние
АД-75С, N 3504, ЯМЗ-236М2 NJ0636348, 2018 г. (Инв. N 607)	MJB 225 LA4 NMF50757, 05/2018 г.	75		исправен
Cummins C38D5, N А12I069715, ДВСX3.3-G1, N А43737, 2012 г. (Инв. N 712)	Stamford PI144G, NG12А020404, 2012 г.	28		исправен
АД-100-Т400, ЯМЗ-238М2-2, NЕ0031618, 2014 г. (Инв. N 604)	ГС-100У2, N 010501932, 2014 г.	100		исправен
АД-60, ЯМЗ-236, зав. N 10069832, 2003 г.в. (Инв. N 692)	Генератор БГ-60 4У2 зав. N 000543	60		исправен
АД-75С, N 3504, ЯМЗ-236М2 N J0636348, 2018 г. (Инв. N 607)	MJB 225 LA4 NMF50757, 05/2018 г.	75		исправен
Итого		263	63

В таблице 46 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы.

Таблица 46

Данные о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы, д. Анеева

Показатель	ед.изм.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	176833	193135	235847	215778	185041
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	11593	11575	11927	7944	8747
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	30	40	72	70	62

Электроснабжение потребителей электрической энергии д. Анеева от ДЭС осуществляется по сети 0,4 кВ. Состав объектов электросетевого хозяйства д. Анеева приведен в таблице 47.

Таблица 47

Состав объектов электросетевого хозяйства д. Анеева

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
ДЭС д. Анеево ф. Посёлок	-	СИП-2 3х70+1х70+1х16	1,823	2018
	-	СИП-4 4х16	0,337
	-	СИП-4 2х16	0,155
Итого ВЛ 0,4 кВ		2 шт.	2,315

На территории д. Анеева имеются в настоящее время технические условия на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства суммарной заявленной мощностью 3 кВт.

В соответствии с инвестиционной программой АО "Юграэнерго" планируется переустройство ДЭС, в 2020 году ввод в работу дизельной электростанции, напряжением 0,4 кВ мощностью 100 кВт.

Баланс электрической мощности д. Анеева до 2024 года с учетом и планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 48.

Таблица 48

Баланс электрической мощности д. Анеева до 2024 г., кВт

Показатель	2018 г.	ТУ	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.
Мощность в период максимальных нагрузок	62	3
Установленная мощность	263		263	263	363	363	363	363
Располагаемая мощность	63		63	63	85	85	85	85
Ввод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"				100
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"
Вывод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	62		65	65	65	65	65	65
Баланс электрической мощности: "+" профицит; "-" дефицит	+1		+1	+1	+20	+20	+20	+20

д. Кимкъясуй, сельское поселение Саранпауль

Электроснабжение д. Кимкъясуй осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено четыре генератора суммарной установленной электрической мощностью 288 кВт (таблица 49).

Таблица 49

Сведения о существующих генерирующих мощностях д. Кимкъясуй по состоянию на 1 января 2019 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		исправен
АД-50-Weifing, ДВС Deutz TD226B-4D N 4В070200497, 2007 г.(Инв. N 861)	Stamford UCI224F, N 7020118, 2007 г.в.	50		исправен
АД-110-Weifing, ДВС Ricardo R6105AZLD-1 N 7090038, 2007 г. (Инв. N 862)	н/д	110		исправен
АД-100, N 991105313, ЯМЗ-238М2, NH0627029, 2017 г. (Инв. N 655)	ГС-100У2, N 930600827, 2011 г.	100		исправен
Итого		288	85

В таблице 50 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы.

Таблица 50

Данные о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы, д. Кимкъясуй

Показатель	ед.изм.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	178448	207667	216105	234627	278137
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	7058	7462	8625	7561	6449
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	25	25	65	69	70

Электроснабжение потребителей электрической энергии д. Кимкъясуй от ДЭС осуществляется по сети 0,4 кВ. Состав объектов электросетевого хозяйства д. Кимкъясуй приведен в таблице 51.

Таблица 51

Состав объектов электросетевого хозяйства д. Кимкъясуй

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
ВЛ-0,4 кВ д. Кимкъясуй	-	СИП-4 4х70+2х16	2,436	2017
ВЛ-0,4 кВ д. Кимкъясуй	-	СИП-4 2х16	0,69	2017
Итого ВЛ 0,4 кВ		1 шт.	3,126

На территории д. Кимкъясуй имеются в настоящее время технические условия на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства суммарной заявленной мощностью 15 кВт.

Баланс электрической мощности д. Кимкъясуй до 2024 года с учетом объектов технологического присоединения и планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 52.

Таблица 52

Баланс электрической мощности д. Кимкъясуй до 2024 г., кВт

Показатель	2018 г.	ТУ	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.
Мощность в период максимальных нагрузок	70	15
Установленная мощность	160		288	288	288	288	288	288
Располагаемая мощность	85		85	85	85	85	85	85
Ввод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"	128
Вывод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	70		85	85	85	85	85	85
Баланс электрической мощности: "+" профицит; "-" дефицит	+15		0	0	0	0	0	0

с. Ломбовож, сельское поселение Саранпауль

Электроснабжение с. Ломбовож осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено четыре генератора суммарной установленной электрической мощностью 598 кВт (таблица 53).

Таблица 53

Сведения о существующих генерирующих мощностях с. Ломбовож по состоянию на 1 января 2019 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		исправен
ДГ-250 N 2509359, ТМЗ 8435.10, NН0025434, 2017 г. (Инв. N 438)	БГ-250-4У2, N 118114, 2009 г.	250		исправен
АД-100, ЯМЗ-238М2, NH0627150, 2017 г. (Инв.695)	ГСФ-100ДУ2, N 9507014, 1998 г.	100		исправен
Cummins C60, NН100086, 6BT5.9-G2, N 87074398, 2010 г.	Stamford UCI224E14, NХ10Е200736, 2010 г.	48		исправен
Итого		598	170

В таблице 54 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы.

Таблица 54

Данные о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы, с. Ломбовож

Показатель	ед.изм.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	297252	400257	472026	360711	392618
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	11562	10737	9810	8696	8772
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	47	38	110	112	114

Электроснабжение потребителей электрической энергии с. Ломбовож от ДЭС осуществляется по сети 0,4 кВ. Состав объектов электросетевого хозяйства с. Ломбовож приведен в таблице 55.

Таблица 55

Состав объектов электросетевого хозяйства с. Ломбовож

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
ВЛ-0,4 кВ "Поселок"	-	СИП4 3х70+2х35	3,023	2018
Итого ВЛ 0,4 кВ		1 шт.	3,023

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

Баланс электрической мощности с. Ломбовож до 2024 года с учетом объектов технологического присоединения и планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 56.

Таблица 56

Баланс электрической мощности с. Ломбовож до 2024 г., кВт

Показатель	2018 г.	ТУ	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.
Мощность в период максимальных нагрузок	114	20
Установленная мощность	248		598	598	598	598	598	598
Располагаемая мощность	85		170	170	170	170	170	170
Ввод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"	450
Вывод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"	100
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	114		134	134	134	134	134	134
Баланс электрической мощности: "+" профицит; "-" дефицит	+56		+36	+36	+36	+36	+36	+36

с. Саранпауль, сельское поселение Саранпауль

Электроснабжение с. Саранпауль осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено пять генераторов суммарной установленной электрической мощностью 4823 кВт (таблица 57).

Таблица 57.

Сведения о существующих генерирующих мощностях с. Саранпауль по состоянию на 1 января 2019 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 PI734B1, N 0260067/006, 2010 г.	1 000		исправен
Cummins C1400D5 N 2	Stamford PI734B1, N 0259535/001, 2010 г.	1 000		исправен
Cummins C1400D5 N 3	Stamford PI734B1, N 0275319/008, 2011 г.	1 000		исправен
Cummins C1400D5 N 4	Stamford PI734B1, N А131404899, 2014 г.	1 000		исправен
Cummins C1100D5	Stamford HC64K, N 0222633/001, 2013 г.	823		исправен
Итого		4823	3440

В таблице 58 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы.

Таблица 58

Данные о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы, с. Саранпауль

Показатель	ед.изм.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	10918650	10531318	10826172	9771829	9811623
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	340032	151215	182939	87710	96311
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	2281	2237	2464	2907	2548

Электроснабжение потребителей электрической энергии с. Саранпауль от ДЭС осуществляется по сетям 10-0,4 кВ. Состав объектов электросетевого хозяйства с. Саранпауль приведен в таблице 59.

Таблица 59

Состав объектов электросетевого хозяйства с. Саранпауль

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
ТП 11-3112	160	ТМГ	-	1996
ТП 11-3113	400	ТМГ	-	2005
ТП 11-3114	250	ТМГ	-	2005
ТП 11-3115	250	ТМГ	-	1997
ТП 11-3116	160	ТМГ	-	1888
ТП 11-3118	250	ТМГ	-	1996
ТП 11-3119	400	ТМГ	-	2012
ТП 11-3120	250	ТМГ	-	1996
ТП 11-3121	250	ТМГ	-	1996
ТП 11-3122	250	ТМГ	-	1998
ТП 11-3123	250	ТМГ	-	1999
ТП 11-3124	2х630	ТМГ	-	2005
ТП 11-3125	400	ТМГ	-	2007
ТП 11-3126	2х630	ТМГ	-	2005
ТП 11-3127	250	ТМГ	-	2003
ТП 11-3128	250	ТМГ	-	2008
ТП 11-3129	250	ТМГ	-	1996
ТП 11-3130	250	ТМГ	-	2008
ТП 11-3131	100	ТМГ	-	1997
ТП 11-3145	2х400	ТМГ	-	2014
Итого ТП 10 кВ	11690	21 шт.
ЗРУ РП 11-3146. 0.4-10кВ. 4Х100кВА. КТП N 9 10-0,4кВ - КТП N 9;КТП N 1;КТП N 2;КТП N 3;КТП N 13; КТП N 16	-	3 АС-50	3,556	-
ЗРУ РП 11-3146. 0.4-10кВ. 4Х100кВА. КТП N 4 10-0,4кВ - КТП N 4;КТП N 5; КТП N 6; КТП N 7	-	3 АС-50	1,149	-
ЗРУ РП 11-3146. 0.4-10кВ. 4Х100кВА. КТПН N 11-3132. 10-0,4кВ	-	3 АС-50	0,413	-
ЗРУ РП 11-3146. 0.4-10кВ. 4Х100кВА КТП N 12 - КТП N 21; КТП N 20; КТП N 17; КТП N 11	-	3 АС-50	3,851	-
ЗРУ РП 11-3146. 0.4-10кВ. 4Х100кВА. КТП N 11-3145. 10-0,4кВ	-	СИП3 1Х95 СИП3 1Х70	2,385	-
ЗРУ РП 11-3146. 0.4-10кВ. 4Х100кВА. КТП N 10. 10-0,4кВ	-	3 АС-50	0,327	-
ЗРУ РП 11-3146. 0.4-10кВ. 4Х100кВА. КТП N 8. 10-0,4кВ		3 АС-50	0,156
ЗРУ РП 11-3146. 0.4-10кВ. 4Х100кВА. КТП N 18. 10-0,4кВ		3 АС-50	0,465
ЗРУ РП 11-3146. 0.4-10кВ. 4Х100кВА. КТП N 14. 10-0,4кВ		3 АС-50	0,309
ЗРУ РП 11-3146. 0.4-10кВ. 4Х100кВА. КТП N 15. 10-0,4кВ		3 АС-50	0,085
Итого ВЛ 10 кВ		10 шт.	12,696
ДЭС Саранпауль N 1 "ООО Урал"	-	5А35; СИП-4 4х35; СИП-4 4х16; СИП-4 2х16	1,621	2015
ТП 11-3112 N 1 Сбербанк; ул. Артеевой	-	5АС35	1,034	2015
ТП 11-3112 N 2 маг. Купец; ул. Артеевой	-	4АС35	0,621	2015
ТП 11-3112 N 3 ул. Набережная	-	5АС35	0,804	2015
ТП 11-3113 N 1 "Пекарня"	-	СИП-4 4х35	0,5	2015
ТП 11-3113 N 2 "ул. Кооперации"	-	4 АС-35	1,126	2015
ТП 11-3113 N 3 "Лесничество"	-	4 АС-35	0,681	2015
ТП 11-3113 N 4 "Е.Артеевой"	-	4 АС-35	0,696	2015
ТП 11-3114 N 2 "Музыкальная школа"	-	5 АС-35	0,63	2015
ТП 11-3114 N 3 "2-ая деревня"	-	5АС-35	0,71	2015
ТП 11-3114 N 4 "ул. Советская"	-	5АС-35	0,712	2015
ТП 11-3115 N 2 "Дока хлеб"	-	5АС-35	1,159	2015
ТП 11-3115 N 3 "ул. Собянина"	-	4 АС-50	0,779	-
ТП 11-3115 N 4 "ул. Южная"	-	5АС-35	0,77	2015
ТП 11-3116 N 1 третья деревня	-	5А-35	0,39	2015
ТП 11-3116 N 2 ГСМ	-	4А-35	0,82	2015
ТП 11-3118 N 2 "ул. Семяшкина; пер. Молодежный"	-	5А-35	0,877	2015
ТП 11-3118 N 3 "ул. Геологическая"	-	4А35	1,101	2015
ТП 11-3120 N 1 "администрация, милиция"	-	5А-35	1,371	2015
ТП 11-3120 N 2 "Пекарня , Аптека"	-	5А-35	0,646	-
ТП 11-3120 N 3 котельная ДЮЦ	-	5А-35	0,67	2015
ТП 11-3121 N 1 "аэропорт"	-	4А35	0,894	2015
ТП 11-3121 N 2 база СПГ	-	КГХЛ 4Х50	0,011	2015
ТП 11-3122 N 1 Звероферма	-	4А35	1,048
ТП 11-3122 N 2 офис	-	4А35	1,509	2015
ТП 11-3122 N 3 детский сад	-	СИП 4х35	0,15	2015
	-	5А-35	0,885	2015
	-	4А35	0,085	2015
	-	СИП 4х35	0,15	2015
	-	СИП 4х50	0,08	2015
	-	СИП4х16	0,621	2015
	-	СИП 4х50	0,733	2015
	-	СИП 4х50	0,174	2015
	-	СИП 4х50 5А-35	1,073	2015
	-	СИП4х16	0,788	2015
	-	4А-35 СИП 4х16	0,927	2015
ТП 11-3127 N 2 ул. Полевая	-	5А-35	0,185	2015
ТП 11-3127 N 4 Важенин	-	4А-35	0,58	2015
ТП 11-3128 N 2 ул. Полевая	-	5А-35	0,58	2015
ТП 11-3128 N 1 ул. Юбилейная, Полевая	-	4А-35	0,8
ТП 11-3129 N 1 ул. Отрадная, Белоярская	-	4АС-35	0,978	2015
ТП 11-3130 N 1 ул. Белоярская	-	СИП 4х50 СИП-4. 4х16	1,129	2015
ТП 11-3130 N 2 ул. Западная	-	СИП 4х50 СИП-2. 4х16.А35.	0,498	2015
ТП 11-3131 N 1 Школа, детский сад	-	СИП4 2х16; А35	1,388	2015
ТП 11-3131 N 2 ул. Панкова	-	СИП-4 2х16;А35	0,998	2015
Итого ВЛ 0.4 кВ		46 шт.	33,982
ТП 11-3119 N 3 "ДК (ввод-1)"	-	АВБбШв 4х150	0,05	-
ТП 11-3119 N 4 "ДК (ввод-2)"	-	АВБбШв 4х150	0,05	-
Итого КЛ 0,4 кВ		2 шт.	0,1

На территории с. Саранпауль имеются в настоящее время технические условия на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства суммарной заявленной мощностью 287 кВт.

В соответствии с инвестиционной программой АО "Юграэнерго" планируется строительство "Сети энергоснабжения 10-0,4 кВ, КТП-0,1/10 кВ, и РУ-0,4 кВ от ДЭС в с. Саранпауль Березовского района".

Баланс электрической мощности с. Саранпауль до 2024 года с учетом объектов технологического присоединения и планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 60.

Таблица 60

Баланс электрической мощности с. Саранпауль до 2024 г., кВт

Показатель	2018 г.	ТУ	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.
Мощность в период максимальных нагрузок	2907	287
Установленная мощность	5000		4823	4823	4823	4823	4823	4823
Располагаемая мощность	3300		3440	3440	3440	3440	3440	3440
Ввод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"	823
Вывод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"	1000
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	2907		3194	3194	3194	3194	3194	3194
Баланс электрической мощности: "+" профицит; "-" дефицит	+533		+246	+246	+246	+246	+246	+246

д. Сартынья, сельское поселение Саранпауль

Электроснабжение д. Сартынья осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено два генератора суммарной установленной электрической мощностью 115 кВт (таблица 61).

Таблица 61

Сведения о существующих генерирующих мощностях д. Сартынья по состоянию на 01 января 2019 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		исправен
АД-75 N 9083, ЯМЗ-236 NН0608822, 2017 г. (Инв. N 00-00074)	MJB225SB4, NMD51485, 2017 г.	75		исправен
Итого		115	34

В таблице 62 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы.

Таблица 62.

Данные о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы, д. Сартынья

Показатель	ед.изм.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	102533	121340	115913	110411	125536
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	444	444	444	677	316
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	26	17	33	35	27

Электроснабжение потребителей электрической энергии д. Сартынья от ДЭС осуществляется по сети 0,4 кВ. Состав объектов электросетевого хозяйства д. Сартынья приведен в таблице 63.

Таблица 63.

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	-	АС-50СИП4 4х50	2,217	2008
ВЛ-0,4 кВ д. Сартынья	-	СИП4 2х16	0,244	2015
Итого ВЛ 0,4 кВ		1 шт.	2,461

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 февраля 2019 года также не планируется.

Баланс электрической мощности д. Сартынья до 2024 года с учетом планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 64.

Таблица 64

Баланс электрической мощности д. Сартынья до 2024 г., кВт

Показатель	2018 г.	ТУ	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.
Мощность в период максимальных нагрузок	33	-
Установленная мощность	56		115	115	115	115	115	115
Располагаемая мощность	24		34	34	34	34	34	34
Ввод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"	115
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"
Вывод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"	56
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	27		27	27	27	27	27	27
Баланс электрической мощности: "+" профицит; "-" дефицит	-11		+ 5	+ 5	+ 5	+ 5	+ 5	+ 5

с. Сосьва, сельское поселение Саранпауль

Электроснабжение с. Сосьва осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено четыре генератора суммарной установленной электрической мощностью 3191 кВт (таблица 65).

Таблица 65

Сведения о существующих генерирующих мощностях с. Сосьва по состоянию на 1 января 2019 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		исправен
Cummins C1400D5 N 5	Stamford PI734B1, N X13H321716, 2014 г.	1 000		исправен
Cummins C1100D5	Stamford НСI634K1, N 0277903/004, 2011 г.	823		исправен
Cummins С500D5, NG10KBHB820, QSX15-G8, N 79428990, 2010 г.	Stamford HCI534D1, N 0270535/004, 2010 г.	360		исправен
Итого		3191	1046

В таблице 66 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы.

Таблица 66

Данные о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы, с. Сосьва

Показатель	ед.изм.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	3882336	3847080	4018240	3603231	3735249
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	79800	46200	61640	57469	40445
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	775	770	900	900	800

Электроснабжение потребителей электрической энергии с. Сосьва от ДЭС осуществляется по сетям 10-0,4 кВ. Состав объектов электросетевого хозяйства с. Сосьва приведен в таблице 67.

Таблица 67

Состав объектов электросетевого хозяйства с. Сосьва

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
ТП 11-3133	400	-	-	1996
ТП 11-3134	250	-	-	2001
ТП 11-3135	160	-	-	1998
ТП 11-3136	400	-	-	2000
ТП 11-3137	160	-	-	1996
Итого ТП 10 кВ	1130	5 шт.
ВЛ-10 кВ. от ТП 11-3133 ф. "Посёлок"	-	3 АС-50	2,915	-
Итого ВЛ 10 кВ		1 шт.	2,915
КЛ-10 кВ от ДЭС Сосьва до ТП 11-3133	-	АБбШв 4х185	0,05	-
Итого КЛ 10 кВ		1 шт.	0,05
ДЭС Сосьва N 3 "Рыбучасток"	-	5 АС-35	0,434	2015
ДЭС Сосьва N 1 "ул. Зеленая"	-	5 АС-35	1,907	2015
ДЭС Сосьва N 2 "Поселок"	-	5АС-35	1,656	2015
ДЭС Сосьва N 4 "Выделенный"	-	5 АС-35	0,55	2015
ТП 11-3134 N 1 "ул. Грибная, ул. Ягодная"	-	4АС35	2,334	2015
ТП 11-3134 N 2 "ул. Озёрная"	-	4 АС-35	0,636	2015
ТП 11-3135 N 2 ул. Зеленая, Клуб	-	5АС-35	1,229	2015
ТП 11-3135 N 3 администрация	-	5АС-35	0,313	2015
ТП 11-3136 N 8 "Котельная"	-	5АС-35	2,11	2015
ТП 11-3136 N 3 "Школа"	-	4 АС-35	0,051	2015
ТП 11-3136 N 1 "пер. Таёжный"	-	4 АС-35	0,648	2015
ТП 11-3137 N 1 "ул. Центральная, Рыбкооп"	-	5АС-35	1,137	2015
ТП 11-3137 N 2 "ул. Береговая"	-	4АС-35	1,25	2015
ТП 11-3137 N 3 "ул. Веселая"	-	4АС-35	2,202	2015
ТП 11-3136 ФN2 Байпас от ТП 11-1135	-	4АС-35	0,01	2015
Итого ВЛ 0.4 кВ		15 шт.	16,467

На территории п. Сосьва имеются в настоящее время технические условия на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства суммарной заявленной мощностью 80 кВт.

В соответствии с инвестиционной программой АО "Юграэнерго" планируется строительство "Сети электроснабжения 10-0,4 кВ, КТП -0,4/10 кВ и РУ-0,4 кВ от ДЭС п. Сосьва Березовского района".

Баланс электрической мощности с. Сосьва до 2024 года с учетом объектов технологического присоединения и планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 68.

Таблица 68

Баланс электрической мощности с. Сосьва до 2024 г., кВт

Показатель	2018 г.	ТУ	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.
Мощность в период максимальных нагрузок	900	80
Установленная мощность	2831		3191	3191	3191	3191	3191	3191
Располагаемая мощность	900		1046	1046	1046	1046	1046	1046
Ввод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"	360
Вывод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	900		980	980	980	980	980	980
Баланс электрической мощности: "+" профицит; "-" дефицит	0		+66	+66	+66	+66	+66	+66

с. Няксимволь, сельское поселение Хулимсунт

Электроснабжение с. Няксимволь осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено четыре генератора суммарной установленной электрической мощностью 1100 кВт (таблица 69).

Таблица 69

Сведения о существующих генерирующих мощностях с. Няксимволь по состоянию на 1 января 2019 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		исправен
ADV-320, Volvo N 2	Magnaplus, 433CSL6220, N 4335-110110, 2011 г.	320		исправен
ADV-100, Volvo N 3	Magnaplus, 363CSL1607, N 3631-110707, 2011 г.	100		исправен
Cummins С500D5, NG10KBHG490, QSX15-G8, N 80006559, 2017 г. (Инв. N 586)	Stamford HCI534D1, N 0269950/004, 2010 г.	360		исправен
Итого		1100	544

В таблице 70 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы.

Таблица 70

Данные о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы, с. Няксимволь

Показатель	ед.изм.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	1581915	1606665	1762455	15170455	1555275
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	45195	36285	39975	31289	20840
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	374	372	470	488	425

Электроснабжение потребителей электрической энергии с. Няксимволь от ДЭС осуществляется по сетям 10-0,4 кВ. Состав объектов электросетевого хозяйства с. Няксимволь приведен в таблице 71.

Таблица 71

Состав объектов электросетевого хозяйства с. Няксимволь

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
ТП 11-3138	160	ТМГ	-	2001
ТП 11-3139	160	ТМГ	-	2001
ТП 11-3140	160	ТМГ	-	2001
ТП 11-3141	160	ТМГ	-	2001
ТП 11-3142	160	ТМГ	-	2001
Итого ТП 10 кВ	800	5 шт.
ВЛ-10 кВ. от ТП 11-3142 ф. "Посёлок"	-	АС-50	1,435	-
Итого ВЛ 10 кВ		1 шт.	1,45
ТП 11-3138 N 1 ул. Таёжная, Болотная, Кооперативная, Центральная	-	4АС35	1,471	2005
ТП 11-3138 N 3 ул. Советская	-	АС35	1,189	2005
ТП 11-3139 N 1 ул. Садовая, Лесная	-	5 А-50	0,705	2005
ТП 11-3139 N 2 ул. Кооперативная	-	5 А-50	1,142	2005
ТП 11-3139 N 3 ул. Октябрьская	-	5 А-50	1,069	2005
ТП 11-3139 N 5 ул. Геологов	-	5 А-50	0,579	2005
ТП 11-3141 ф.1	-	5 АС-35	0,011	2005
ТП 11-3140 ф.1 "Школа"	-	АВБбШв4х70	0,1	-
ТП 11-3140 ф.2 "детский сад"	-	АВБбШв4х95	0,06	-
ТП 11-3140 ф.3 "котельная"	-	АВБбШв4х50	0,19	-
ТП 11-3141 ф.2 "больница" ввод-2	-	АВБбШв4х185	0,15	-
ТП 11-3141 ф.4 "больница" ввод-1	-	АВБбШв4х95	0,15	-
Итого ВЛ 0.4 кВ		12 шт.	6,816

На территории с. Няксимволь в настоящее время нет технических условий на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства.

В соответствии с инвестиционной программой АО "Юграэнерго" планируется строительство "Сети электроснабжения 10-0,4 кВ, КТП -0,4/10 кВ и РУ-0,4 кВ от ДЭС с. Няксимволь Березовского района".

Баланс электрической мощности с. Няксимволь до 2024 года с учетом объектов технологического присоединения и планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 72.

Таблица 72

Баланс электрической мощности с. Няксимволь до 2024 г., кВт

Показатель	2018 г.	ТУ	2019 г.	2020 г.	2021 г.		2022 г.		2023 г.	2024 г.
Мощность в период максимальных нагрузок	488	0
Установленная мощность	740		1100	1100+60	1100+60	1100+60		1100+60		1100+60
Располагаемая мощность	357		544	544	544	544		544		544
Ввод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"			60
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"	360
Вывод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	488		488	488	488		488		488	488
Баланс электрической мощности: "+" профицит; "-" дефицит	-131		+56	+56	+56		+56		+56	+56

Кондинский район

д. Никулкина, сельское поселение Кондинское

Электроснабжение д. Никулкина осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено три генератора суммарной установленной электрической мощностью 63 кВт в том числе СЭС 15 кВт (таблица 73).

Таблица 73.

Сведения о существующих генерирующих мощностях д. Никулкина по состоянию на 1 января 2019 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		исправен
Cummins C33D5	Stamford PI144G, NG12С138057, 2012 г.	24		исправен
Солнечная электростанция		15		исправен
Итого		63	15

В таблице 74 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы.

Таблица 74

Данные о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы, д. Никулкина

Показатель	ед.изм.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	11730	13684	16779	16468	25229
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	144	144	317	502	1261
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	9	6	7	8	22

Электроснабжение потребителей электрической энергии д. Никулкина от ДЭС осуществляется по сети 0,4 кВ. Состав объектов электросетевого хозяйства д. Никулкина приведен в таблице 75.

Таблица 75.

Состав объектов электросетевого хозяйства д. Никулкина

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
ВЛ-0,4 кВ ф. Население	-	СИП2 3х50+1х54,6+1х6	0,500	2018
Итого ВЛ 0,4 кВ		1 шт.	0,500

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

Баланс электрической мощности д. Никулкина до 2024 года с учетом объектов технологического присоединения и планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 76.

Таблица 76

Баланс электрической мощности д. Никулкина до 2024 г., кВт

Показатель	2018 г.	ТУ	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.
Мощность в период максимальных нагрузок	22	-
Установленная мощность	47		63	63	63	63	63	63
Располагаемая мощность	10		15	15	15	15	15	15
Ввод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"	15
Вывод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	22		22	22	22	22	22	22
Баланс электрической мощности: "+" профицит; "-" дефицит	-12		-7	-7	-7	-7	-7	-7

д. Карым, сельское поселение Шугур

Электроснабжение д. Карым осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено три генератора суммарной установленной электрической мощностью 116 кВт (таблица 77).

Таблица 77

Сведения о существующих генерирующих мощностях д. Карым по состоянию на 1 января 2019 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		исправен
Cummins C38D5	Stamford PI144G, NG11К458395, 2011 г.	28		исправен
Cummins C38D5	Stamford PI144G, NG12A020422, 2012 г.	28		исправен
Итого		116	24

В таблице 78 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы.

Таблица 78

Данные о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы, д. Карым

Показатель	ед.изм.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	142454	93494	87618	69725	90846
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	14674	14514	14798	15240	13160
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	56	41	27	28	29

Электроснабжение потребителей электрической энергии д. Карым от ДЭС осуществляется по сети 0,4 кВ. Состав объектов электросетевого хозяйства д. Карым приведен в таблице 79.

Таблица 79

Состав объектов электросетевого хозяйства д. Карым

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
ВЛ-0,4 кВ ф. Население	-	СИП-3 3х70+1х70+1х25	0,769	2010
Итого ВЛ 0,4 кВ		1 шт.	0,769

В настоящее время отсутствуют заявки и технические условия на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства на территории д. Карым. Новое строительство и реконструкция объектов электросетевого комплекса и объектов генерации по состоянию на 1 февраля 2019 года также не планируется.

В соответствии с инвестиционной программой АО "Юграэнерго" планируется строительство Мобильной ДЭС с двумя ДГУ по 40 кВт каждая со вспомогательным оборудованием для ДЭС д. Карым Кондинского района.

Баланс электрической мощности д. Карым до 2024 года с учетом планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 80.

Таблица 80

Баланс электрической мощности д. Карым до 2024 г., кВт

Показатель	2018 г.	ТУ	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.
Мощность в период максимальных нагрузок	29	-
Установленная мощность	163		116	116	80+36	80+36	80+36	80+36
Располагаемая мощность	24		24	24	34	34	34	34
Ввод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"				80+36
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"
Вывод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"	47			116
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	29		29	29	29	29	29	29
Баланс электрической мощности: "+" профицит; "-" дефицит	-5		-5	-5	+5	+5	+5	+5

д. Шугур, сельское поселение Шугур

Электроснабжение д. Шугур осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено четыре генератора суммарной установленной электрической мощностью 1280 кВт (таблица 81).

Таблица 81

Сведения о существующих генерирующих мощностях д. Шугур по состоянию на 1 января 2019 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		исправен
Perkins Р400P2,	LL6114D, N 222386/7, 2007 г.	320		исправен
Perkins Р400P2,	LL6114D, N 222703/09, 2007 г.	320		исправен
Cummins С300D5, NG08KAQF190, ДВС QSL9-G5, N 22006564, 2008 г. (N 408)	Stamford HC.1434 E1, NX08B080529, 2008 г.	240		исправен
Итого		1280	544

В таблице 82 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы.

Таблица 82

Данные о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы, д. Шугур

Показатель	ед.изм.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	2061100	1932354	1965262	1677046	1777709
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	26100	27554	28462	30896	24450
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	456	411	470	418	432

Электроснабжение потребителей электрической энергии д. Шугур от ДЭС осуществляется по сетям 10-0,4 кВ. Состав объектов электросетевого хозяйства д. Шугур приведен в таблице 83.

Таблица 83

Состав объектов электросетевого хозяйства д. Шугур

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
ТП-10/0,4 N 12-1001	630	ТМГ	-	2014
ТП-10/0,4 N 12-1002	400	ТМГ	-	2014
ТП-10/0,4 N 12-1003	100	ТМГ	-	2013
ТП-10/0,4 N 12-1004	400	ТМГ	-	2014
ТП-10/0,4 N 12-1005	250	ТМГ	-	2014
Итого ТП 10 кВ	1830	5 шт.
ВЛ-10 кВ фид. "Поселок"	-	СИП-3*95	1,567	2013
Итого ВЛ 10 кВ		1 шт.	1,567
ВЛ-0.4 кВ ф. Северная от КТП-10/0,4 N 12-1005	-	СИП-2 3х70+1х70+1х25	0,764	2013
ВЛ-0.4 кВ ф. Котельная от КТП-10/0,4 N 12-1004	-	СИП-2 3х95+1х95+1х25, СИП-2 3х70+1х70+1х25	0,207	2013
ВЛ-0.4 кВ ф. Таёжная от КТП-10/0,4 N 12-1004	-	СИП-2 3х70+1х70+1х25	0,501	2013
ВЛ-0.4 кВ ф. Центральная от КТП-10/0,4 N 12-1002	-	СИП-2 3х95+1х95+1х25, СИП-2 3х70+1х70+1х25,	0,773	2013
ВЛ-0.4 кВ ф. Центральная от КТП-10/0,4 N 12-1004	-	СИП-2 3х50+1х50+1х25	0,542	2013
ВЛ-0.4 кВ ф. Школьная 1 от КТП-10/0,4 N 12-1002	-	СИП-2 3х70+1х70+1х25 СИП-2 3х50+1х50+1х25,	0,701	2013
ВЛ-0.4 кВ ф. Боровая от КТП-10/0,4 N 12-1005	-	СИП-2 3х70+1х70+1х25	0,438	2013
ВЛ-0.4 кВ ф. Мира от КТП-10/0,4 N 12-1005	-	СИП-2 3х50+1х50+1х25	0,379	2013
ВЛ-0.4 кВ ф. Сибирская от КТП-10/0,4 N 12-1002	-	СИП-2 3х70+1х70+1х25, СИП-2 3х50+1х50+1х25	0,625	2013
ВЛ-0.4 кВ ф. Таежная - Лесная 1 от КТП-10/0,4 N 12-1004	-	СИП-2 3х95+1х95+1х25, СИП-2 3х50+1х50+1х25	0,501	2013
ВЛ-0.4 кВ ф. Таежная - Лесная 2 от КТП-10/0,4 N 12-1005	-	СИП-2 3х70+1х70+1х25, СИП-2 3х50+1х50+1х25	0,563	2013
ВЛ-0.4 кВ ф. Таежная-Сосновая от КТП-10/0,4 N 12-1004	-	СИП-2 3х70+1х70+1х25, СИП-2 3х50+1х50+1х25	0,532	2013
ВЛ-0.4 кВ ф. Школьная 1 - Сибирская от КТП-10/0,4 N 12-1002	-	СИП-2 3х70+1х70+1х25, СИП-2 3х50+1х50+1х25	0,817	2013
ВЛ-0.4 кВ ф. Школьная 2 от КТП-10/0,4 N 12-1002	-	СИП-2 3х50+1х50+1х25	0,626	2013
Итого ВЛ 0,4 кВ		17 шт.	8,523

На территории д. Шугур имеются в настоящее время технические условия на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства суммарной заявленной мощностью 45 кВт.

В соответствии с инвестиционной программой АО "Юграэнерго" планируется строительство Мобильного комплекса ДЭС со вспомогательным оборудованием для ДЭС д. Шугур Кондинского района.

Баланс электрической мощности д. Шугур до 2024 года с учетом объектов технологического присоединения и планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 84.

Таблица 84

Баланс электрической мощности д. Шугур до 2024 г., кВт

Показатель	2018 г.	ТУ	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.
Мощность в период максимальных нагрузок	470	45
Установленная мощность	1040		1280	1280+32	1280+32	1280+32	1280+32	1280+32
Располагаемая мощность	544		544	544	544	544	544	544
Ввод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"			32
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"
Вывод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"	240
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	432		477	477	477	477	477	477
Баланс электрической мощности: "+" профицит; "-" дефицит	+112		+67	+67	+67	+67	+67	+67

Нижневартовский район

с. Корлики, сельское поселение Ларьяк

Электроснабжение с. Корлики осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено четыре генератора суммарной установленной электрической мощностью 1640 кВт (таблица 85).

Таблица 85

Сведения о существующих генерирующих мощностях с. Корлики по состоянию на 1 января 2019 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		исправен
ADV-320, Volvo N 2	Magnaplus 433CSL6220, N 4335-110010, 2011 г.	320		исправен
ADV-500, Volvo N 1	Marelli MB17591, 2014 г.	500		исправен
ADV-500, Volvo N 2	Marelli MB17595, 2014 г.	500		исправен
Итого		1640	969

В таблице 86 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы.

Таблица 86

Данные о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы, с. Корлики

Показатель	ед.изм.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	2237440	2159060	2160160	1961615	2099686
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	46285	32756	41947	36990	29254
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	533	516	630	546	590

Электроснабжение потребителей электрической энергии с. Корлики от ДЭС осуществляется по сетям 10-0,4 кВ. Состав объектов электросетевого хозяйства с. Корлики приведен в таблице 87.

Таблица 87

Состав объектов электросетевого хозяйства с. Корлики

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
КТП N 14-122 (1)	630	ТМ	-	-
КТП N 14-123 (2)	630	ТМ	-	-
КТП N 14-124 (3)	400	ТМ	-	-
Итого ТП 6 кВ	1660	3 шт.
ВЛ-6 кВ ф. 1 КТПН 0,4/6 кВ N 14-122(1) до КТПН 6/0,4 N 14-123(2)	-	АС-95	1,143	-
ВЛ-6 кВ ф. 1 КТПН 0,4/6 кВ N 14-122(1) до КТПН 6/0,4 N 14-124(3)	-	АС-70	0,529	-
Итого ВЛ 6 кВ		2 шт.	1,672
КЛ-6 кВ от КТПН N 1 до оп.N1	-	АСБ-3х90	0,03	-
Итого КЛ 6 кВ		1 шт.	0,24
ВЛ-0.4 кВ фид. 1	-	АС-70	0,512	-
ВЛ-0.4 кВ фид. 2	-	А-70	0,625	-
ВЛ-0.4 кВ фид. 3	-	А-70	1,224	-
ВЛ-0.4 кВ фид. 4	-	А-70	0,992	-
ВЛ-0.4 кВ фид. 5		АС-95	1,29
КТПН 14-123(2) ВЛ-0.4 кВ фид. 4	-	АС-95	1456	-
КТПН 14-123(2) ВЛ-0.4 кВ фид. 5	-	АС-70	0,782	-
КТПН 14-124(3) ВЛ-0.4 кВ фид. 1	-	АС-70	0,862	-
КТПН 14-124(3) ВЛ-0.4 кВ фид. 2	-	АС-70	0,455	-
КТПН 14-124(3) ВЛ-0.4 кВ фид. 3	-	АС-70	0,668	-
Итого ВЛ 0.4 кВ		10 шт.	8,866

На территории с. Корлики в настоящее время отсутствуют технические условия на технологическое присоединение электроустановок.

Новое строительство и реконструкция объектов электросетевого комплекса и объектов генерации по состоянию на 1 февраля 2019 года не планируется.

Баланс электрической мощности с. Корлики до 2024 года с учетом планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 88.

Таблица 88

Баланс электрической мощности с. Корлики до 2024 г., кВт

Показатель	2018 г.	ТУ	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.
Мощность в период максимальных нагрузок	630	-
Установленная мощность	1640		1640	1640	1640	1640	1640	1640
Располагаемая мощность	969		969	969	969	969	969	969
Ввод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"
Вывод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	590		590	590	590	590	590	590
Баланс электрической мощности: "+" профицит; "-" дефицит	+379		+379	+379	+379	+379	+379	+379

д. Сосновый бор, сельское поселение Ларьяк

Электроснабжение д. Сосновый бор осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено четыре генератора суммарной установленной электрической мощностью 88 кВт (таблица 89).

Таблица 89

Сведения о существующих генерирующих мощностях д. Сосновый бор по состоянию на 1 января 2019 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		исправен
АД-20С-Т400-2РГТН N 9932, Д-246.1 N 008212, 2017 г.	MJB160MA4 NMEM13180, 2017 г.	20		исправен
АД-20С-Т400-2РГТН N 9931, Д-246.1 N 008213, 2017 г.	MJB160MA4 NMDM07237, 2017 г.	20		исправен
АД-20С-Т400-2РГТН N 9916, Д-243 N 975441, 2017 г.	MJB160MA4 NMEM14188, 2017 г.	20		исправен
Итого		88	34

В таблице 90 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы.

Таблица 90

Данные о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы, д. Сосновый бор

Показатель	ед.изм.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	72340	68140	80920	102515	107694
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	432	432	432	430	2913
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	18	15	21	22	29

Электроснабжение потребителей электрической энергии д. Сосновый бор от ДЭС осуществляется по сети 0,4 кВ. Состав объектов электросетевого хозяйства д. Сосновый бор приведен в таблице 91.

Таблица 91

Состав объектов электросетевого хозяйства д. Сосновый бор

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
ВЛ-0,4 кВ фид. 1	-	СИП2 3х50+1х70+2х16	0,563	2009
Итого ВЛ 0,4 кВ		1 шт.	0,563

В настоящее время отсутствуют заявки и технические условия на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства на территории д. Сосновый бор. Новое строительство и реконструкция объектов электросетевого комплекса по состоянию на 1 февраля 2019 года также не планируется.

Баланс электрической мощности д. Сосновый бор до 2024 года с учетом объектов технологического присоединения и планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 92.

Таблица 92

Баланс электрической мощности д. Сосновый бор до 2024 г., кВт

Показатель	2018 г.	ТУ	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.
Мощность в период максимальных нагрузок	29	-
Установленная мощность	56		88	88	88	88	88	88
Располагаемая мощность	24		34	34	34	34	34	34
Ввод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"	60
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"
Вывод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"	28
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	29		29	29	29	29	29	29
Баланс электрической мощности: "+" профицит; "-" дефицит	-5		+5	+5	+5	+5	+5	+5

Октябрьский район

п. Горнореченск, сельское поселение Карымкары

Электроснабжение п. Горнореченск осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено пять генераторов суммарной установленной электрической мощностью 1000 кВт (таблица 93).

Таблица 93

Сведения о существующих генерирующих мощностях п. Горнореченск по состоянию на 1 января 2019 года

Марка, модель оборудования, тип генератора		Мощность электростанции, кВт		Техническое состояние
Марка, модель оборудования, тип генератора		Установленная	Располагаемая	Техническое состояние
ADV-200, Volvo	Magnaplus MP-200-4, N 4320-110544, 2011 г.	200		исправен
АД-100	ГС-100-У2, N 090302068	100		исправен
АД-200	Marellis MGB-250 N 25622I014, 2011 г.	200		исправен
АД-250, ТМЗ-8435 N 1	БГ-250-4У2, N 118107, 2009 г.	250		исправен
ДГ-250, ТМЗ 8435.10	БГ-250-4У2, N 118091, 2009 г.	250		исправен
Итого		1000	340

В таблице 94 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы.

Таблица 94

Данные о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы, п. Горнореченск

Показатель	ед.изм.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2016 г.	2017 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	779600	763500	806609	726010	745592
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	23208	20424	21716	16399	12867
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	200	197	210	210	210

Электроснабжение потребителей электрической энергии п. Горнореченск от ДЭС осуществляется по сетям 10-0,4 кВ. Состав объектов электросетевого хозяйства п. Горнореченск приведен в таблице 95.

Таблица 95

Состав объектов электросетевого хозяйства п. Горнореченск

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
ТП-10/0,4кВ N 220	250	-	-	2015
ТП-10/0,4кВ N 221	160	-	-	1995
ТП-10/0,4кВ N 222	100	-	-	2009
Итого ТП 10 кВ	510	3 шт.
ВЛ - 10 кВ. Внутрипоселковая	-	СИП3 1х 50	1,133	2009
Итого ВЛ 10 кВ		1 шт.	1,133
ВЛ-0,4 ДЭС-Ф.Поселок1-ТП-220	-	СИП 2А 4х70	0,062	2015
ВЛ-0,4 ДЭС-Ф. Пилорама		СИП 2А 4х50	0,76	2015
ВЛ-0,4 ДЭС-Ф. Пож.часть		СИП 2А 4х70	0,196	2015
ВЛ-0,4 ДЭС-Ф.Поселок2		СИП 2А 4х70	0,691	2015
ВЛ - 0,4 кВ от КТП 222 ф.ул.Лесная2	-	СИП 2А 4х70	0,273	2009
ВЛ - 0,4 кВ от КТП 222 ф.ул.Лесная1		СИП 2А 4х70	0,350	2004
ВЛ - 0,4 кВ от КТП 221 ф. ул. Речная		СИП 2А 4х50	0,234	2004
ВЛ - 0,4 кВ от КТП 221 ф. Мотив		СИП 2А 4х50	0,052	2004
ВЛ - 0,4 кВ от КТП 221 ф.N1		СИП 2А 4х50	0,258	2004
ВЛ - 0,4 кВ от КТП 221 ф.N2		СИП 2А 4х50	1,708	2004
ВЛ - 0,4 кВ от КТП 221 ф.N3		СИП 2А 4х50	0,055	2010
Итого ВЛ 0,4 кВ		11 шт.	3,955

На территории п. Горнореченск имеются в настоящее время технические условия на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства суммарной заявленной мощностью 15 кВт.

Новое строительство и реконструкция объектов генерации по состоянию на 1 февраля 2019 года также не планируется.

Баланс электрической мощности п. Горнореченск до 2024 года с учетом планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 96.

Таблица 96

Баланс электрической мощности п. Горнореченск до 2024 г., кВт

Показатель	2018 г.	ТУ	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.
Мощность в период максимальных нагрузок	210	15
Установленная мощность	1000		1000	1000	1000	1000	1000	1000
Располагаемая мощность	340		340	340	340	340	340	340
Ввод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"
Вывод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	210		225	225	225	225	225	225
Баланс электрической мощности: "+" профицит; "-" дефицит	130		115	115	115	115	115	115

В рамках реализации инвестиционной программы АО "ЮТЭК - Региональные сети" на 2018 - 2022 годы планируется выполнение мероприятий по присоединению объектов электросетевого хозяйства п. Горнореченск к ЕЭС России. Планируемые мероприятия:

Сооружение ЛЭП 6 кВ до н.п. Горнореченск от ПС 35/6 кВ N 184 Октябрьского района протяженностью порядка 21 км, в т.ч.: ЛЭП 6 кВ от ПС 35/6 кВ N 184 (месторождение им. Н.К. Байбакова) до проектируемой БКТП 6/10 кВ, ВЛЗ 10 кВ от БКТП 6/10 кВ до существующей ВЛ 10 кВ в п. Горнореченск;

Строительство БКТП 6/10 кВ мощностью 250 кВА.

Планируемый срок реализации - 2 квартал 2019 года.

с. Большой Атлым, сельское поселение Малый Атлым

Электроснабжение с. Большой Атлым осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено четыре генератора суммарной установленной электрической мощностью 1260 кВт (таблица 97).

Таблица 97

Сведения о существующих генерирующих мощностях с. Большой Атлым по состоянию на 1 января 2019 года

Марка, модель оборудования, тип генератора		Мощность электростанции, кВт		Техническое состояние
Марка, модель оборудования, тип генератора		Установленная	Располагаемая	Техническое состояние
ДГ-250 ТМЗ 8435.10	БГ-250-4У2, N 118129, 2009 г.	250		исправен
ДГ-250,ТМЗ 8435.10	БГ-250-4У2, N 118096, 2009 г.	250		исправен
Cummins С500D5	Stamford HCI534D1, N 0269950/004, 2010 г.	360		исправен
Cummins AKSA, ACQ-550	Stamford HC.54С, N 0240002/012	400		исправен
Итого		1260	306

В таблице 98 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы.

Таблица 98

Данные о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы, с. Большой Атлым

Показатель	ед.изм.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	962049	962146	1034314	991096	1185387
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	28009	30786	30484	31515	25625
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	242	250	406	294	350

Электроснабжение потребителей электрической энергии с. Большой Атлым от ДЭС осуществляется по сети 0,4 кВ. Состав объектов электросетевого хозяйства с. Большой Атлым приведен в таблице 99.

Таблица 99

Состав объектов электросетевого хозяйства с. Большой Атлым

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
ВЛ - 0,4 кВ ф. N 1	-	АС-50	1,469	2004
ВЛ - 0,4 кВ ф. N 2	-	АС-50	2,953	1999
ВЛ - 0,4 кВ ф. N 3	-	СИП4 4х 50	0,653	2010
ВЛ - 0,4 кВ ф. N 4	-	АС-50	0,482
ВЛ - 0,4 кВ ф. Центроспас Югория	-	СИП4 4х95	0,513
Итого ВЛ 0.4 кВ		5 шт.	6,07
КЛ-0.4 кВ ф. "Котельная"	-	АВБбШв 4х185	0,3	2002
КЛ-0.4 кВ ф. "Насосная"	-	АВБбШв 4х185	0,3	2002
КЛ-0.4 кВ ф. "Школа "	-	АВБбШв 4х150	0,3	2002
КЛ-0.4 кВ ф. N 1	-	ВБбШв 4х185	0,035	2002
КЛ-0.4 кВ ф. N 2	-	АВБбШв 4х185	0,035	2002
КЛ-0.4 кВ ф. N 3	-	АВБбШв 4х70	0,035	2010
Итого КЛ 0,4 кВ		6 шт.	1,005

На территории с. Большой Атлым имеются в настоящее время технические условия на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства суммарной заявленной мощностью 5 кВт.

Баланс электрической мощности с. Большой Атлым до 2024 года с учетом объектов технологического присоединения и планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 100.

Таблица 100

Баланс электрической мощности с. Большой Атлым до 2024 г., кВт

Показатель	2018 г.	ТУ	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.
Мощность в период максимальных нагрузок	350	5
Установленная мощность	1260		1260	1260	1260	1260	1260	1260
Располагаемая мощность	306		306	306	306	306	306	306
Ввод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"
Вывод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	350		355	355	355	355	355	355
Баланс электрической мощности: "+" профицит; "-" дефицит	-44		-49	-49	-49	-49	-49	-49

В рамках реализации инвестиционной программы АО "ЮТЭК - Региональные сети" на 2018 - 2022 годы планируется выполнение мероприятий по присоединению объектов электросетевого хозяйства с. Большой Атлым к ЕЭС России. Планируемые мероприятия:

Сооружение ЛЭП 6, 10 кВ (ВЛЗ 6кВ - 500 м, ВЛЗ 10 кВ - 20 км);

Строительство БКТП 6/10 кВ, КТП 10/0,4 кВ мощностью 250 кВА.

Планируемый срок реализации - 3 квартал 2019 года.

Сургутский район

д. Таурова, сельское поселение Угут

Электроснабжение д. Таурова осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено три генератора суммарной установленной электрической мощностью 64 кВт (таблица 101).

Таблица 101

Сведения о существующих генерирующих мощностях д. Таурова по состоянию на 1 января 2019 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		исправен
DDG6000-3E	Аварийный источник 6 кВт	6		исправен
Cummins С38D5	Stamford P1144G, NG12A020957,2012 г.	28		исправен
Итого		64	24

В таблице 102 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы.

Таблица 102

Данные о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы, д. Таурова

Показатель	ед.изм.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	33735	26775	43710	48975	39927
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	60	60	60	60	204
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	17	13	24	25	25

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

В настоящее время отсутствуют заявки и технические условия на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства на территории д. Таурова. Новое строительство и реконструкция объектов электросетевого комплекса и объектов генерации по состоянию на 01 февраля 2019 года также не планируется.

Баланс электрической мощности д. Таурова до 2024 года с учетом объектов технологического присоединения и планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 103.

Таблица 103

Баланс электрической мощности д. Таурова до 2024 г., кВт

Показатель	2018 г.	ТУ	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.
Мощность в период максимальных нагрузок	25	-
Установленная мощность	64		64	64	64	64	64	64
Располагаемая мощность	24		24	24	24	24	24	24
Ввод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"
Вывод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	25		25	25	25	25	25	25
Баланс электрической мощности: "+" профицит; "-" дефицит	-1		-1	-1	-1	-1	-1	-1

Ханты-Мансийский район

с. Елизарово, сельское поселение Кедровый

Электроснабжение с. Елизарово осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено четыре генератора суммарной установленной электрической мощностью 1080 кВт (таблица 104).

Таблица 104

Сведения о существующих генерирующих мощностях с. Елизарово по состоянию на 1 января 2019 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		исправен
ADV-320, Volvo N 2	Magnaplus 433CSL6220, N 4341AS-120071, 2012 г.	320		исправен
ADV-320, Volvo N 3	Magnaplus 433CSL6220, N 4341AS-120064, 2012 г.	320		исправен
ADV-120, Volvo N 4	Mecc Alte ECO 38-2SN/4, N 0001571478, 2012 г.	120		исправен
Итого		1080	544

В таблице 105 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы.

Таблица 105

Данные о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы, с. Елизарово

Показатель	ед.изм.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	2078756	2057014	1978761	1693869	1687890
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	18056	15514	12861	9779	9909
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	450	450	470	470	470

Электроснабжение потребителей электрической энергии с. Елизарово от ДЭС осуществляется по сетям 10-0,4 кВ. Состав объектов электросетевого хозяйства с. Елизарово приведен в таблице 106.

Таблица 106

Состав объектов электросетевого хозяйства с. Елизарово

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
КТП N 1 (резерв)	630	-	-	2001
КТП N 2	250	-	-	1999
КТП N 3 (3а)	400	-	-	1994
КТП N 4	250	-	-	1999
КТП N 5	100	-	-	2011
КТП N 6 (1а-повышающий)	1000	-	-	2013
Итого ТП 10 кВ	2630	6 шт.
ВЛ-10 кВ	-	АС-70	1,763	2010
Итого ВЛ 10 кВ		1 шт.	1,763
ВЛ-0,4 кВ от ТП-1(18-5026) Ф.N1	-	А-50	0,673	2001
ВЛ-0,4 кВ от ТП-2(18-5021) Ф.N1	-	А-50	0,848	2001
ВЛ-0,4 кВ от ТП-2(18-5021) Ф.N3	-	АС-50	0,547
ВЛ-0,4 кВ от ТП-2(18-5021) Ф.N4	-	АС-70	0,692
ВЛ-0,4 кВ от ТП-3(18-5022) Ф.N1	-	А-50	0,832
ВЛ-0,4 кВ от ТП-3(18-5022) Ф.N2	-	А-50	0,663
ВЛ-0,4 кВ от ТП-3(18-5022) Ф.N3	-	А-50	1,593
ВЛ-0,4 кВ от ТП-3(18-5022) Ф.N4	-	А-50	0,177
ВЛ-0,4 кВ от ТП-4(18-5023) Ф.N1	-	А-50	0,933
ВЛ-0,4 кВ От ТП-5(18-5024) Ф. Котельная	-	СИП2	0,25
Итого ВЛ 0,4 кВ		4 шт.	7,208

На территории с. Елизарово имеются в настоящее время технические условия на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства суммарной заявленной мощностью 9 кВт.

Новое строительство и реконструкция объектов электросетевого комплекса по состоянию на 1 февраля 2019 года также не планируется.

Баланс электрической мощности с. Елизарово до 2024 года с учетом планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 107.

Таблица 107

Баланс электрической мощности с. Елизарово до 2024 г., кВт

Показатель	2018 г.	ТУ	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.
Мощность в период максимальных нагрузок	470	9
Установленная мощность	1080		1080	1080	1080	1080	1080	1080
Располагаемая мощность	544		544	544	544	544	544	544
Ввод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"
Вывод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	470		479	479	479	479	479	479
Баланс электрической мощности: "+" профицит; "-" дефицит	+74		+65	+65	+65	+65	+65	+65

п. Кедровый, сельское поселение Кедровый

Электроснабжение п. Кедровый осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено четыре генератора суммарной установленной электрической мощностью 3183 кВт (таблица 108).

Таблица 108

Сведения о существующих генерирующих мощностях п. Кедровый по состоянию на 1 января 2019 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		исправен
Cummins C1400D5 N 2	Stamford PI734B1, N 0269929/004, 2010 г.	1 000		исправен
Cummins C1100D5 N 3	Stamford PI734B1, N 0273729/00, 2011 г.	823		исправен
Cummins C500D5	Stamford НСI534D1, N А12А019379, 2014 г.	360		исправен
Итого		3183	1946

В таблице 109 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы.

Таблица 109

Данные о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы, п. Кедровый

Показатель	ед.изм.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	4788778	5074620	4781700	3771869	3975813
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	61938	100020	92700	72270	47040
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	1231	1025	1093	1093	1038

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

Состав объектов электросетевого хозяйства с. Елизарово приведен в таблице 110.

Таблица 110

Состав объектов электросетевого хозяйства п. Кедровый.

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
КТП N 1	1000	ТМГ	-	2008
КТП N 2	630	ТМГ	-	2008
КТП N 3	630	ТМГ	-	2008
КТП N 4	400	ТМГ	-	2008
КТП N 5	630	ТМГ	-	2008
КТП N 6	250	ТМГ	-	2008
КТП N 7	250	ТМГ	-	2008
КТП N 8	250	ТМГ	-	2008
КТПN9	100	ТМГ	-	2008
Итого ТП 10 кВ	4140 кВА.	9 шт.
КТПН-0.4/10 (18-5028) КТПН-10/0,4 N 4 (18-5032)	-	АС70	0,331	-
ТПН-10/0,4 N 4 (18-5032) КТПН-10/0,4 N 5 (18-5033)	-	АС70	0,518	-
КТПН-10/0,4 N 5 (18-5032) КТПН-10/0,4 N 6 (18-5033)	-	АС70	0,445	-
КТПН-0.4/10 (18-5027) КТПН-10/0,4 N 1 (18-5029)	-	АС70	0,331	-
КТПН-10/0,4 N 1 (18-5029) КТПН-10/0,4 N 2 (18-5030)	-	АС70	0,415	-
КТПН-10/0,4 N 1 (18-5029) КТПН-10/0,4 N 3 (18-5031)	-	АС70	0,393	-
КТПН-10/0,4 N 3 (18-5031) КТПН-10/0,4 N 7 (18-5035)	-	АС70	0,583	-
Итого ВЛ 10 кВ		1 шт.	3,016 км.
От ОПN10 до ОПN12 ТП-0,410 18-5027.	-	2хАСБ-3х120	0,274
Итого КЛ 10 кВ		1 шт.	0,274 км.
От ТП-0,4/10кВ (18-5028) Ф. N 1	-	СИП-2А 4Х70	0,47	-
От ТП-0,4/10кВ(18-5028) Ф. N 2	-	ПВХ 4Х10	0,73	-
От ТП-0,4/10кВ (18-5028) Ф. N 3	-	СИП-2А 4Х70	0,67	-
От ТП-0,4/10кВ (18-5028) Ф. N 4	-	СИП-2А 4Х70	0,28	-
От ТП-1(18-5029) Ф. N 1	-	СИП-2А 4Х50	1,047	-
От ТП-1(18-5029) Ф. N 2	-	СИП-2А 4Х70	0,267	-
От ТП-1(18-5029) Ф. N 3	-	СИП-2А 4Х50	0,329	-
От ТП-1(18-5029) Ф. N 4	-	СИП2А 4х70	0,527	-
От ТП-1(18-5029) Ф. N 5	-	СИП2А 4х70	1,014	-
От ТП-1(18-5029) Ф. N 6		СИП2А 4х70	0,87	-
От ТП-2(18-5030) Ф. N 1	-	СИП2А 4х50	0,459	-
От ТП-2(18-5030) Ф. N 2	-	СИП2А 4х50	0,26	-
От ТП-2(18-5030) Ф. N 3	-	СИП2А 4х70	0,748	-
От ТП-2(18-5030) Ф. N 4	-	СИП2А 4х70	0,834	-
От ТП-3(18-5031) Ф. N 1	-	СИП2А 4х70	0,476	-
От ТП-3(18-5031) Ф. N 2	-	СИП2А 4х70	0,687	-
От ТП-4(18-5032) Ф. N 1	-	СИП2А 4х70	0,515	-
От ТП-4(18-5032) Ф. N 2	-	СИП2А 4х50	0,203	-
От ТП-5(18-5033) Ф. N 1	-	СИП2А 4х50	0,249	-
От ТП-5(18-5033) Ф. N 2	-	СИП2А 4х70	0,257	-
От ТП-5(18-5033) Ф. N 3	-	СИП2А 4х70	1,938	-
От ТП-7(18-5035) Ф. N 1	-	СИП2А 4х70	0,99	-
От ТП-7(18-5035) Ф. N 2	-	СИП2А 4х70	0,2	-
Итого ВЛ 0,4 кВ	-	23 шт.	11,502 км.

На территории п. Кедровый имеются в настоящее время технические условия на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства суммарной заявленной мощностью 39 кВт.

Баланс электрической мощности п. Кедровый до 2024 года с учетом планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 111.

Таблица 111

Баланс электрической мощности п. Кедровый до 2024 г., кВт

Показатель	2018 г.	ТУ	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.
Мощность в период максимальных нагрузок	1093	39
Установленная мощность	3183		3183	3183	3183	3183	3183	3183
Располагаемая мощность	1946		1946	1946	1946	1946	1946	1946
Ввод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"
Вывод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	1093		1132	1132	1132	1132	1132	1132
Баланс электрической мощности: "+" профицит; "-" дефицит	+853		+814	+814	+814	+814	+814	+814

п. Урманный, сельское поселение Красноленинский

Электроснабжение п. Урманный осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено четыре генератора суммарной установленной электрической мощностью 2120 кВт (таблица 112).

Таблица 112

Сведения о существующих генерирующих мощностях п. Урманный по состоянию на 1 января 2019 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
Итого		2120	900

В таблице 113 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы.

Таблица 113

Данные о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы, п. Урманный

Показатель	ед.изм.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	2911360	2974400	2936136	2521566	2458008
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	104689	112525	27202	22208	17000
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	630	650	770	759	652

Электроснабжение потребителей электрической энергии п. Урманный от ДЭС осуществляется по сетям 10-0,4 кВ. Состав объектов электросетевого хозяйства п. Урманный приведен в таблице 114.

Таблица 114

Состав объектов электросетевого хозяйства п. Урманный

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
КТП N 1	400	ТМГ	-	2009
КТП N 2	160	ТМГ	-	2009
КТП N 3	250	ТМГ	-	2009
КТП N 4	630	ТМГ	-	2009
КТП N 5	250	ТМГ	-	2009
КТП N 6	400	ТМГ	-	2010
КТП N 7	160	ТМГ	-	2010
КТП N 8	250	ТМГ	-	2010
Итого ТП 10 кВ	2250	8 шт.
ВЛ-10 кВ	-	АС-70	3,463	2010
Итого ВЛ 10 кВ		1 шт.	3,463
ВЛ-0,4 кВ от ТП-2 (18-5037) Ф. N 1	-	СИП2А 3x70+54,6+16	0,545	2010
ВЛ-0,4 кВ от ТП-2(18-5037) Ф. N 2	-	СИП2А 3x50+54,6+17	0,845	2011
ВЛ-0,4 кВ от ТП-3(18-5038) Ф. N 1	-	СИП2А 3x70+54,6+16	0,848
ВЛ-0,4 кВ от ТП-3(18-5038) Ф. N 2	-	СИП2А 3x70+54,6+16	0,558
ВЛ-0,4 кВ от ТП-3(18-5038) Ф. N 3	-	СИП2А 3x70+54,6+16	0,720
ВЛ-0,4 кВ от ТП-5(18-5040) Ф. N 1	-	СИП2А 3x70+54,6+16	0,583
ВЛ-0,4 кВ от ТП-5(18-5040) Ф. N 2	-	СИП2А 3x70+54,6+16	1,047
ВЛ-0,4 кВ от ТП-6(18-5041) Ф. N 1	-	СИП2А 3x70+54,6+16	0,362
ВЛ-0,4 кВ от ТП-6(18-5041) Ф. N 2	-	СИП2А 3x70+54,6+16	1,398
ВЛ-0,4 кВ от ТП-6(18-5041) Ф. N 3	-	СИП2А 3x70+54,6+16	1,596
ВЛ-0,4 кВ от ТП-7(18-5042) Ф. N 1		СИП2А 3x70+54,6+16	0,304
ВЛ-0,4 кВ от ТП-8(18-5043) Ф. N 1	-	СИП2А 3x70+54,6+16	0,206
ВЛ-0,4 кВ от ТП-8(18-5043) Ф. N 2	-	СИП2А 3x70+54,6+16	0,201
ВЛ-0,4 кВ от ТП-8(18-5043) Ф. N 3	-	СИП2А 3x70+54,6+16	509
Итого ВЛ 0,4 кВ		14 шт.	9,722

На территории п. Урманный имеются в настоящее время технические условия на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства суммарной заявленной мощностью 148 кВт (детская музыкальная школа, морг, холодильные установки, многоквартирные дома).

Баланс электрической мощности п. Урманный до 2024 года с учетом объектов технологического присоединения приведен в таблице 115.

Таблица 115

Баланс электрической мощности п. Урманный до 2024 г., кВт

Показатель	2018 г.	ТУ	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.
Мощность в период максимальных нагрузок	770	148
Установленная мощность	1800		2120	2120	2120	2120	2120	2120
Располагаемая мощность	900		900	900	900	900	900	900
Ввод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"	320
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"
Вывод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	770		918	918	918	918	918	918
Баланс электрической мощности: "+" профицит; "-" дефицит	+130		- 18	- 18	- 18	- 18	- 18	- 18

п. Кирпичный, сельское поселение Луговской

Электроснабжение п. Кирпичный осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено три генератора суммарной установленной электрической мощностью 1080 кВт (таблица 116).

Таблица 116

Сведения о существующих генерирующих мощностях п. Кирпичный по состоянию на 01 января 2019 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		исправен
Cummins C500D5 N 2	Stamford HCI574F1, NМ09К130103, 2011 г.	360		исправен
Cummins C500D5 N 3	Stamford HCI574F1, NМ09К129502, 2011 г.	360		исправен
Итого		1080	612

В таблице 117 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы.

Таблица 117

Данные о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы, п. Кирпичный

Показатель	ед.изм.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	1610020	1450230	1326734	1590946	1610211
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	15400	6630	33984	30841	14115
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	460	350	510	350	398

Электроснабжение потребителей электрической энергии п. Кирпичный от ДЭС осуществляется по сетям 10-0,4 кВ. Состав объектов электросетевого хозяйства п. Кирпичный приведен в таблице 118.

Таблица 118

Состав объектов электросетевого хозяйства п. Кирпичный

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
КТП N 1	160	ТМГ	-	2003
КТП N 10	1000	ТМГ	-	2002
КТП N 2	160	ТМГ	-	2003
КТП N 3	2х250	ТМГ	-	2002
КТП N 4	2х250	ТМГ	-	2002
КТП N 5	160	ТМГ	-	2003
КТП N 6	160	ТМГ	-	2003
КТП N 7	400	ТМГ	-	2002
КТП N 8	160	ТМГ	-	2003
КТП N 9	100	ТМГ	-	2002
Итого ТП 10 кВ	3300	10 шт
ВЛ-10 кВ	-	АС-70	6,385	2002
Итого ВЛ 10 кВ		1 шт.	6,385
ВЛ-0,4 кВ От ТП-2 (18-5046) Ф. N 1	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,301	2008
ВЛ-0,4 кВ От ТП-2(18-5046) Ф. N 2	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,434	2002
ВЛ-0,4 кВ От ТП-2(18-5046) Ф. N 3	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,318
ВЛ-0,4 кВ От ТП-3(18-5047) Ф. N 1	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,349
ВЛ-0,4 кВ От ТП-3(18-5047) Ф. N 2	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,303
ВЛ-0,4 кВ От ТП-3(18-5047) Ф. N 3	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,578
ВЛ-0,4 кВ От ТП-4(18-5048) Ф. N 1(нов.котельная)	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,42
ВЛ-0,4 кВ От ТП-4(18-5048) Ф. N 1(стар.котельная)	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,78
ВЛ-0,4 кВ От ТП-4(18-5048) Ф. N 2	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,758
ВЛ-0,4 кВ От ТП-4(18-5048) Ф. N 3	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,175
ВЛ-0,4 кВ От ТП-5(18-5049) Ф. N 1	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,148
ВЛ-0,4 кВ От ТП-5(18-5049) Ф. N 2	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,109
ВЛ-0,4 кВ От ТП-5(18-5049) Ф. N 3	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,61
ВЛ-0,4 кВ От ТП-6(18-5050) Ф. N 1	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,554
ВЛ-0,4 кВ От ТП-6(18-5050) Ф. N 2	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,313
ВЛ-0,4 кВ От ТП-6(18-5050) Ф. N 3	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,444
ВЛ-0,4 кВ От ТП-7(18-5051) Ф. N 1	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,531
ВЛ-0,4 кВ От ТП-7(18-5051) Ф. N 2	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,361
ВЛ-0,4 кВ От ТП-8(18-5052) Ф. N 1	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,712
ВЛ-0,4 кВ От ТП-8(18-5052) Ф. N 2	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,418
ВЛ-0,4 кВ От ТП-8(18-5052) Ф. N 3	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,153
Итого ВЛ 0,4 Кв		21 шт	8,769

На территории п. Кирпичный имеются в настоящее время технические условия на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства суммарной заявленной мощностью 28 кВт.

Баланс электрической мощности п. Кирпичный до 2024 года с учетом объектов технологического присоединения приведен в таблице 119.

Таблица 119

Баланс электрической мощности п. Кирпичный до 2024 г., кВт

Показатель	2018 г.	ТУ	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.
Мощность в период максимальных нагрузок	398	28
Установленная мощность	1080		1080	1080	1080	1080	1080	1080
Располагаемая мощность	612		612	612	612	612	612	612
Ввод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"
Вывод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	398		426	426	426	426	426	426
Баланс электрической мощности: "+" профицит; "-" дефицит	+214		+186	+186	+186	+186	+186	+186

д. Согом, сельское поселение Согом

Электроснабжение д. Согом осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено шесть генераторов суммарной установленной электрической мощностью 900 кВт (таблица 120).

Таблица 120

Сведения о существующих генерирующих мощностях д. Согом по состоянию на 1 января 2019 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		исправен
ADV-100, Volvo N 2	Magnaplus 363CSL1607 N 3631S-120354, 2012 г.	100		исправен
ADV-100, Volvo N 3	Magnaplus 363CSL1607, N 3631S-120258, 2012 г.	100		исправен
Tedom T150S N 4	Mecc Alte ECO 38 1LN/4, N 0001738815, 2014 г.	150		исправен
Tedom T150S N 5	Mecc Alte ECO 38 1LN/4, зав. N б/н, 2009 г.	150		исправен
Tedom T150S N 6	Mecc Alte ECO 38 1LN/4, зав. N б/н, 2009 г	150		исправен
Итого		900	468

В таблице 121 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы.

Таблица 121

Данные о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2014 - 2018 годы, д. Согом

Показатель	ед.изм.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	1423501	1417352	1377081	1193409	1209788
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	194923	74576	69442	64123	84974
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	395	341	406	380	400

Электроснабжение потребителей электрической энергии д. Согом от ДЭС осуществляется по сетям 10-0,4 кВ. Состав объектов электросетевого хозяйства д. Согом приведен в таблице 122.

Таблица 122

Состав объектов электросетевого хозяйства д. Согом

Наименование оборудования	Мощность тр-ров, кВА	Марка, модель, тип	Протяженность, км	Год ввода
КТП N 1-повышающая N 18-4035	630	ТМГ	-	2009
КТП N 2 N 18-4036	400	ТМГ	-	2016
КТП N 3 N 18-4037	250	ТМГ	-	2009
Итого ТП 10 кВ	1280	3 шт.
ВЛ-10 кВ	-	СИП3 1х50	0,274	2010
ВЛ-10 кВ	-	СИП3 1х50	0,265	2010
Итого ВЛ 10 кВ		2 шт.	0,539
ВЛ-0,4 кВ От ТП-2 Ф. N 1	-	СИП2А 3x50+1х54,+1x16	0,457	2007
ВЛ-0,4 кВ От ТП-2 Ф. N 2	-	СИП2А 3x50+1х54,+1x16	0,891	2007
ВЛ-0,4 кВ От ТП-3 Ф. N 2	-	СИП2А 3x50+1х54,+1x16	0,449	2007
ВЛ-0,4 кВ От ТП-3 Ф. N 3	-	СИП2А 3x50+1х54,+1x16	1,488	2007
ВЛ-0,4 кВ От ТП-3 Ф. N 4	-	СИП2А 3x50+1х54,+1x16	0,928	2007
ВЛ-0,4 кВ От ТП-3 Ф. N 6	-	СИП2А 3x50+1х54,+1x16	0,305	2007
Итого ВЛ 0,4 кВ	-	1 шт.	4,518

На территории п. Согом имеются в настоящее время технические условия на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства суммарной заявленной мощностью 24 кВт.

Баланс электрической мощности д. Согом до 2024 года с учетом объектов технологического присоединения приведен в таблице 123.

Таблица 123

Баланс электрической мощности д. Согом до 2024 г., кВт

Показатель	2018 г.	ТУ	2019 г.	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.
Мощность в период максимальных нагрузок	400	24
Установленная мощность	770		900	900	900	900	900	900
Располагаемая мощность	468		468	468	468	468	468	468
Ввод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"	250
Вывод мощностей
в соответствии с ИП АО "Юграэнерго"
не вошедших в ИП АО "Юграэнерго"	120
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	400		424	424	424	424	424	424
Баланс электрической мощности: "+" профицит; "-" дефицит	+68		+44	+44	+44	+44	+44	+44

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 2018 году было выработано электрической энергии 38,601 тыс. кВт·ч, при этом суммарная мощность в период максимальных нагрузок составила 9 815 кВт.

До 2024 года в соответствии техническими условиями на технологическое присоединение планируется подключения потребителей суммарной заявленной мощностью 758 кВт.

В соответствии с инвестиционной программой АО "Юграэнерго" на 2018 - 2022 годы планируется ввод в эксплуатацию 1,571 МВт генерирующих мощностей на базе дизельных генераторных установок. Кроме этого, до 2021 года планируется ввод в эксплуатацию 4,58 МВА трансформаторных мощностей и строительство ЛЭП-10 кВ протяженностью - 4,755 км, ЛЭП-0,4 кВ - 20,255 км.

Мощность, потребляемая в период максимальных нагрузок, и установленная мощность ДЭС в населенных пунктах, работающих изолированно от ЕЭС России, в 2018 и в 2024 годах представлены на рисунках 29 и 30.

В рамках реализации инвестиционной программы АО "ЮТЭК - Региональные сети" на 2018 - 2022 годы планируется выполнение мероприятий по строительству объектов электросетевого хозяйства 6-35 кВ для присоединения объектов электросетевого хозяйства к ЕЭС России населенных пунктов Октябрьского района в настоящий момент работающих изолированно: п. Горнореченск, с. Большой Атлым.

В 2018 году по заказу АО "Тюменьэнерго" в рамках исполнения поручений Губернатора Ханты-Мансийского автономного округа - Югры Н.В. Комаровой, а также в соответствии с Соглашением о сотрудничестве между Правительством Ханты-Мансийского автономного округа - Югры и АО "Тюменьэнерго" от 8 декабря 2017 года ООО "Институт проектирования энергетических систем" была разработана "Концепция повышения эффективности схемы электроснабжения населенных пунктов, находящихся в зоне децентрализованного электроснабжения Ханты-Мансийского автономного округа - Югры, на период до 2030 года" (далее - Концепция).

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

В Концепции рассмотрены две группы вариантов 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 электростанция 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 производится по критерию снижения суммарных дисконтированных затрат на энергоснабжение рассматриваемых населенных пунктов.

В рамках 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;

подключение к ЕЭС России населенных пунктов Белоярского, Кондинского, Нижневартовского, Сургутского районов экономически нецелесообразно;

подключение к ЕЭС России населенных пунктов Берёзовского района (д. Анеева, д. Кимкъясуй, с. Ломбовож, с. Саранпауль, д. Сартынья, п. Сосьва) экономически обоснованно только в рамках реализации проекта по электроснабжению Промышленного кластера на Приполярном Урале;

подключение к ЕЭС России с. Елизарово Ханты-Мансийского района экономически эффективно и может быть реализовано АО "Тюменьэнерго" только при условии технологического присоединения к сетям АО "Тюменьэнерго" нефтяного месторождения Восточно-Каменное (ОАО НАК "Аки-Отыр");

подключение к ЕЭС России п. Кирпичный, п. Кедровый и п. Урманный Ханты-Мансийского района экономически эффективно и может быть реализовано АО "Тюменьэнерго" только при условии технологического присоединения к сетям АО "Тюменьэнерго" нефтяных месторождений Ляминское-18 (АО "РИТЭК"), Нялинское (ООО "Технологический Центр "БАЖЕН").

Рисунок 29. Мощность, потребляемая в период максимальных нагрузок, и установленная мощность ДЭС в населенных пунктах, работающих изолированно от ЕЭС России, в 2018 году

Рисунок 30. Мощность, потребляемая в период максимальных нагрузок, и установленная мощность ДЭС в населенных пунктах, работающих изолированно от ЕЭС России, к 2024 году

Оценка тарифных последствий

Целью оценки тарифных последствий является определение влияния мероприятий, рекомендуемых в рамках СиПР, 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 РФ (Тюменская область, ХМАО - Югра, ЯНАО). Базовые значения НВВ сетевых организаций на период 2018 - 2022 годов, относительно которых оценивается прирост, определены на основе Распоряжения РЭК Тюменской области, ХМАО - Югры, ЯНАО от 27 декабря 2018 года N 54 (ред. от 25 января 2019 года) и Решения РЭК Тюменской области, ХМАО - Югры, ЯНАО от 28 декабря 2017 года N 59 (ред. от 27 декабря 2018 года).

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

мероприятие отражено в проекте инвестиционной программой АО "Тюменьэнерго" на 2018 - 2022 годы, одобренном Советом директоров АО "Тюменьэнерго" протоколом N 03/19 от 25 февраля 2019 года;

проект утвержден инвестиционной программой АО "Тюменьэнерго" на 2018 - 2022 годы;

заказчиком проекта выступают: Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири, ПАО "Россети".

На втором этапе оценки на основе Формы раскрытия информации о структуре и объемах затрат на оказание услуг по передаче электрической энергии, утвержденной Приказом ФСТ от 24 октября 2014 года N 1831-э, и на базе Методических указаний по расчету тарифов на услуги по передаче электрической энергии, 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.

Рост подконтрольных расходов и отчислений на социальные нужды рассчитан на основе Формы раскрытия информации о структуре и объемах затрат на оказание услуг по передаче электрической энергии АО "Тюменьэнерго" за 2017 год и на базе объема условных единиц, рассчитанного для каждого проекта из перечня, сформированного на первом этапе оценки. Расчет условных единиц выполнен в соответствии с Методическими указаниями по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке, утвержденными Приказом ФСТ от 6 августа 2004 года N 20-э/2.

Влияние на остальные рассматриваемые статьи оценены на базе стоимости каждого мероприятия в ценах 1 квартала 2019 года, приведенной в таблице 27. При этом реализация мероприятий, выполняемых за счет потребителя и/или в рамках платы за технологическое присоединение его энергопринимающих устройств, не приводит к росту статьи НВВ "Капитальные вложения" и соответственно статьи "Налог на прибыль". Однако проекты, реализуемые в рамках платы за технологическое присоединение, приводят к увеличению статей "Амортизация" и "Налог на имущество".

По результатам оценки прирост НВВ вследствие реализации рассматриваемых проектов составляет: 0,5% в 2020 году, 0,2% в 2021 году, 0,8% в 2022 году. Такой прирост НВВ оценивается как незначительный и с высокой долей вероятности будет нивелирован ростом полезного отпуска вследствие реализации рассматриваемых мероприятий.

Дополнительно важно отметить, что прирост статьи "Капитальные вложения" не превышает максимально возможную величину расходов на финансирование капитальных вложений из прибыли, определенную на основе НВВ АО "Тюменьэнерго" и в соответствии с Методическими указаниями по расчету тарифов на услуги по передаче электрической энергии, утвержденных Приказом ФСТ России от 17 февраля 2012 года N 98-э.

Схема размещения объектов электроэнергетики автономного округа до 2024 года

Схема размещения объектов электроэнергетики автономного округа представлена в виде карты-схемы (приложение 2), на которую нанесены:

действующие на 01 марта 2019 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 ЛЭП и ПС напряжением 110 кВ и выше на территории автономного округа
	Содержание Распоряжение Правительства Ханты-Мансийского АО - Югры от 26 апреля 2019 г. N 203-рп "Об одобрении схемы и программы...

Приложение. Схема и программа развития электроэнергетики Ханты-Мансийского автономного округа - Югры на период до 2024 года

Приложение 1. Перечень существующих ЛЭП и ПС напряжением 110 кВ и выше на территории автономного округа

Приложение 2. Схема размещения объектов электроэнергетики Ханты-Мансийского автономного округа - Югры до 2024 года

Вы можете открыть актуальную версию документа прямо сейчас.