Приложение. Схема и программа развития электроэнергетики Ханты-Мансийского автономного округа - Югры на период до 2025 года

Приложение
к распоряжению Правительства
Ханты-Мансийского
автономного округа - Югры
от 30 апреля 2020 года N 239-рп

Схема и программа
развития электроэнергетики Ханты-Мансийского автономного округа - Югры
на период до 2025 года

Схема и программа развития электроэнергетики Ханты-Мансийского автономного округа - Югры на период до 2025 года (далее также - СиПРЭ, автономный округ, ХМАО - Югра) утверждается с целью 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 2020 - 2026 годы (далее - СиПР ЕЭС России 2020-2026);

прогноза потребления электроэнергии и мощности на пятилетний период по территории автономного округа, разрабатываемый АО "СО ЕЭС" и соответствующий СиПР ЕЭС России 2020 - 2026;

сведений о заключенных договорах на технологическое присоединение энергопринимающих устройств потребителей;

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

фактических нагрузок максимума и минимума летнего и зимнего контрольных замеров 2019 года.

СиПРЭ автономного округа разработана в соответствии с:

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

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

Дополнительно при разработке СиПРЭ автономного округа 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 2024 года) утвержденная распоряжением АО "Россети Тюмень" от 21 января 2020 года N 2р.

Сокращения

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;

ГРЭС - государственная районная электростанция;

ГТУ - газотурбинная установка;

ГТЭС - газотурбинная электростанция;

ГЭС - гидроэлектростанция;

ДДТН - длительно-допустимая токовая нагрузка;

ЗАО - закрытое акционерное общество;

ИПР - инвестиционная программа;

КЛ - кабельная линия;

КПД - коэффициент полезного действия;

ЛЭП - линия электропередачи;

МВА - мегавольт-ампер;

Мвар - мегавар;

мкр - микрорайон;

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;

ПАО - публичное акционерное общество;

ПАР - - послеаварийный режим;

ПГУ - парогазовая установка (электростанция);

пос. - поселок;

ПНС - подкачивающая насосная станция;

ПП - переключательный пункт;

ППУ - пенополиуретан;

ПС - подстанция;

ПСУ - паросиловая установка;

Р - реактор;

РДУ - региональное диспетчерское управление;

РП - распределительный пункт;

РУ - распределительное устройство;

РЭК - Региональная энергетическая комиссия;

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;

ФСТ - Федеральная служба по тарифам;

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 (далее - ТО), также имеется связь с энергосистемами Свердловской и Томской областей. На территории автономного округа имеются районы, питание которых осуществляется от источников электроэнергии, работающих изолировано от Единой энергетической системы России (далее - энергорайоны автономного округа, работающие изолированно от ЕЭС России). ЭЭС автономного округа представлена электрическими сетями класса 500 кВ и ниже. Энергорайоны автономного округа, работающие изолированно от ЕЭС России, представлены сетью 35 кВ и ниже и содержат большой объем распределенной генерации, базирующейся на автономных дизельных и газотурбинных электростанциях.

Электроэнергетическая система автономного округа

Передачу электрической энергии на территории ЭЭС автономного округа осуществляют:

в магистральном сетевом комплексе - филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала классом напряжения эксплуатируемого оборудования 0,4 кВ и выше. В эксплуатации находятся линии электропередачи классом напряжения 220-500 кВ и подстанции классом напряжения 220-500 кВ;

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

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

территориальные сетевые организации - АО "Городские электрические сети" г. Нижневартовск, АО "ЮТЭК-Региональные сети", ООО "Сургутские городские электрические сети" г. Сургут, АО "Югорская региональная электросетевая компания", муниципальное предприятие "Городские электрические сети" муниципального образования г. Ханты-Мансийск и др.

Электроснабжение городов и населенных пунктов автономного округа обеспечивают 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 крупные энергосбытовые компании:

АО "ЕЭСнК" (АО "РН-Няганьнефтегаз", ОАО "ВЭН", ПАО "ВНГ", АО "Черногорэнерго", АО "Самотлорнефтегаз", АО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие", ООО "Соровскнефть", ООО "РН-Юганскнефтегаз", ООО "Башнефть-Добыча");

МП "ГЭС" (г. Ханты-Мансийск);

АО "Энергосбытовая компания "Восток";

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

ООО "НЭСКО" (г. Нижневартовск АО "Горэлектросеть");

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

ООО "Сургутэнергосбыт" (ПАО "Сургутнефтегаз");

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

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

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

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

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

АО "Югорская территориальная энергетическая компания".

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

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

Таблица 1.

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

Максимальное потребление мощности ЭЭС автономного округа в 2019 году составило 8 927 МВт. Потребление электроэнергии ЭЭС автономного округа в 2019 году составило 69 158,1 млн кВт·ч.

Энергорайоны автономного округа, работающие изолированно от ЕЭС России

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

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

поселки при компрессорных станциях (далее - КС) магистральных газопроводов в МО Березовский район. Максимум нагрузки в энергорайоне населённых пунктов составляет 12 МВт;

поселки при КС магистральных газопроводов других муниципальных районов.

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

Таблица 2.

N	Муниципальные образования автономного округа
	МО Березовский район, в том числе:
1	д. Анеева
2	пос. Саранпауль
3	с. Сосьва
4	д. Ломбовож
5	д. Кимкьясуй
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
	МО Кондинский район, в том числе:
16	пос. Шугур
17	с. Карым
18	д. Никулкино
	МО Октябрьский район, в том числе:
19	д. Большой Атлым
20	д. Верхние Нарыкары
	МО Белоярский район, в том числе:
21	с. Ванзеват
22	с. Тугияны
23	д. Пашторы
24	д. Нумто
	МО Ханты-Мансийский район, в том числе:
25	п. Урманный
26	с. Елизарово
27	п. Кедровый
28	п. Красноленинский
29	п. Кирпичный
30	д. Согом
	МО Нижневартовский район, в том числе:
31	с. Корлики
32	д. Сосновый Бор
	МО Сургутский район, в том числе:
33	д. Таурова
N	Муниципальные образования автономного округа
	Березовский район, в том числе:
1	д. Анеева
2	пос. Саранпауль
3	с. Сосьва
4	д. Ломбовож
5	д. Кимкьясуй
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
	МО Кондинский район, в том числе:
16	пос. Шугур
17	с. Карым
18	д. Никулкино
	МО Октябрьский район, в том числе:
19	д. Большой Атлым
20	д. Верхние Нарыкары
	МО Белоярский район, в том числе:
21	с. Ванзеват
22	с. Тугияны
23	д. Пашторы
24	д. Нумто
	Ханты-Мансийский район, в том числе:
25	п. Урманный
26	с. Елизарово
27	п. Кедровый
28	п. Красноленинский
29	п. Кирпичный
30	д. Согом
	Нижневартовский район, в том числе:
31	с. Корлики
32	д. Сосновый Бор
	Сургутский район, в том числе:
33	д. Таурова

Отчетная динамика потребления электроэнергии в автономном округе и структура электропотребления по основным группам потребителей за 2015 - 2019 годы

В таблице 3 приведена динамика электропотребления ЭЭС автономного округа в период с 2015 по 2019 годы.

Таблица 3.

Наименование показателя	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Электропотребление, млн кВт-ч	70 440,4	71 397,2	70 472,0	69 182,6	69 158,1
Среднегодовые темпы прироста электропотребления, %	-0,3	+1,4	-1,3	-1,8	-0,04

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 2015 - 2019 годы

Перечень крупных потребителей, находящихся на территории ЭЭС автономного округа, с указанием максимального потребления электроэнергии и мощности на период 2015 - 2019 годы приведен в таблице 4 и 5 соответственно.

Таблица 4.

млн кВт·ч

N	Наименование потребителя	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
1	ООО "РН-Юганскнефтегаз"	12023,4	12356,2	12430,3	12284,0	11924,2
2	АО "РН-Няганьнефтегаз"	1089,7	1173,2	1271,2	1135,9	1549,2
3	ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь"	10937,9	10817,9	10385,7	9911	9767,9
4	ПАО "Сургутнефтегаз"	11516	11478	11366	11153	11253
5	ООО "ЮрскНефть"	267,8	267,4	213,3	212,7	181,7
6	"Белозерный ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	1369,6	1391,2	1466,1	1489,8	1481,3
7	"Нижневартовский ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	1501,2	1493,0	1567,0	1507,6	1396,3
8	"Южно-Балыкский газоперерабатывающий завод" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	533,0	504,1	521,4	521,9	545,9
9	"Няганьгазпереработка" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	525,2	552,2	569,1	599,5	686,2
10	Сургутский ЗСК филиал ООО "Газпром переработка"	285,2	283,3	276,01	275,7	272,8
11	ОАО МПК "Аганнефтегазгеология"	309,7	296,4	296,9	245,7	230,9
12	ООО "Газпром трансгаз Сургут"	562,4	709,9	932,7	1050,5	746,6
13	ООО "Газпромнефть-Хантос"	1114,5	1151,7	1174,7	1137,9	1129,8
14	ООО "Газпром трансгаз Югорск"	274,6	267,6	303,5	346,7	334,1
15	АО "Самотлорнефтегаз" **	7531,6	7721,3	7820,9	7701,2	7597,5
16	в том числе АО "Корпорация "Югранефть"	77,9	70,7	68,9	67,1	63,9
17	ООО "ЛУКОЙЛ-АИК"	274	264,2	254,2	242,9	248,2
18	ПАО "Славнефть - Мегионнефтегаз"	3795,4	3694,4	3493,4	3232,3	3356,6
19	ПАО "Варьеганнефтегаз"	418,5	419,3	417,1	384,7	425,9
20	АО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие"	782,5	768,2	765,8	713,7	753,4
21	ПАО "Варьеганнефть"	527,9	506,6	500	476	454,7
22	АО "Транснефть-Сибирь"	1274,0	1283,8	1267	1156	1117*
23	АО "Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз"	681,0	678,59	670	658*	650*

* в связи с отсутствием информации, фактическое потреблении электрической энергии за 2019 (2018) год определено пропорционально изменению в 2019 (2018) году потребления электроэнергии в автономном округе относительно 2018 (2017) года

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

Таблица 5.

МВт

N	Наименование потребителя	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
1	ООО "РН-Юганскнефтегаз"	1496	1520	1509	1491	1606
2	АО "РН-Няганьнефтегаз"	183	189,8	197,3	165,5	223,2
3	ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"	1315	1306	1290	1211	1219
4	ПАО "Сургутнефтегаз"	1324	1400	1314	1311	1320
5	ООО "ЮрскНефть"	32,5	33,1	28,5	24,3	22,9
6	"Белозерный ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	173	178	173,3	178,6	188
7	"Нижневартовский ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	180	191	186	203	200
8	Южно-Балыкский ГПЗ - филиал АО "СибурТюменьГаз"	67	63	61,3	69.0	72
9	"Няганьгазпереработка"- филиал АО "СибурТюменьГаз"	60	76	74	81	98
10	"Сургутский ЗСК" филиал ООО "Газпром переработка" ПАО "Газпром"	32,6	31,4	31,5	31,5	31,13
11	ОАО МПК "Аганнефтегазгеология"	35,4	33,7	33,9	28,01	26,4
12	ООО "Газпром трансгаз Сургут"	64,4	81,3	108,1	207	85,3
13	ООО "Газпром трансгаз Югорск"	36,8	35,8	40,6	46,43	44,7
14	ООО "Газпромнефть-Хантос"	159,8	148	133	142,2	140,4
15	АО "Самотлорнефтегаз" ** всего	897,3	938,2	937,1	925,7	920
16	в том числе АО "Корпорация "Югранефть"	9,5	8,6	8,6	8,2	7,6
17	ООО "ЛУКОЙЛ-АИК"	28	33,6	32,7	32,7	30
18	ПАО "Славнефть - Мегионнефтегаз"	497,9	483,1	452,5	423,5	420,5
19	ПАО "Варьеганнефтегаз"	44,9	51,3	48,7	49,5	49,3
20	АО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие"	92,5	98,7	92,3	96,1	99,8
21	АО "Варьеганнефть"	67	65	63,3	60,3	61
21	АО "Транснефть-Сибирь"	166	152	148	155	155*
22	АО "Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз"	80	86	83,7	74,5	74,5*

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

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

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

Нижневартовский энергорайон:

АО "Самотлорнефтегаз";

ПАО "Славнефть-Мегионнефтегаз";

АО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие";

"Белозерный ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз";

"Нижневартовский ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз";

ПАО "Варьеганнефтегаз";

ПАО "Варьеганнефть".

Сургутский энергорайон:

ПАО "Сургутнефтегаз";

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

Нефтеюганский энергорайон:

ООО "РН-Юганскнефтегаз";

Когалымский энергорайон:

ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь";

Урайский энергорайон:

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

Няганский энергорайон (Энергокомплекс):

АО "РН-Няганьнефтегаз".

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

Динамика изменения максимума нагрузки за 2015 - 2019 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 2015 - 2019 годы приведены в таблице 6 и на рисунке 2.

Таблица 6.

МВт

Наименование	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Максимум потребления, в т.ч.:	8 867	9349	9101	8900	8927
Нижневартовский	2358	2411	2331	2343	2337
Сургутский	1982	2072	1949	1937	1981
Нефтеюганский	2355	2472	2441	2505	2406
Когалымский	1271	1396	1425	1214	1239
Урайский	407	455	442	359	415
Няганский	494	543	513	542	549

Рисунок 2. Динамика изменения потребления мощности ЭЭС автономного округа за период 2015 - 2019 годов в графическом виде, МВт

Структура установленной электрической мощности на территории автономного округа за 2019 год

Большая часть вырабатываемой электроэнергии на территории ЭЭС автономного округа производится на тепловых электростанциях. Наиболее крупными являются Сургутская ГРЭС-1, Сургутская ГРЭС-2, Нижневартовская ГРЭС и Няганская ГРЭС. Суммарная установленная мощность электростанций ЭЭС автономного округа по состоянию на 1 января 2020 года составляет 14139,193 МВт. Кроме того, на территории автономного округа размещено большое количество автономных источников электроснабжения, обеспечивающих электроэнергией промышленные предприятия и территориально-изолированные энергосистемы муниципальных образований.

Установленная мощность объектов генерации ЭЭС автономного округа по состоянию на 1 января 2020 года, приведена в таблице 7.

Таблица 7.

Наименование собственника	Установленная мощность, МВт
Сургутская ГРЭС-1 (ПАО "ОГК-2")	3333
Сургутская ГРЭС-2 (ПАО "Юнипро")	5667,143
Нижневартовская ГРЭС (АО "Нижневартовская ГРЭС")	2031
Няганская ГРЭС (ПАО "Фортум" филиал Энергосистема "Западная Сибирь")	1361
ПАО "Сургутнефтегаз" (27 электростанций)	624,942
ООО "Газпромнефть - Хантос" (Южно-Приобская ГТЭС, ГПЭС КНС-2)	106,5
ООО "РН-Юганскнефтегаз" (ГТЭС Приобская, Приразломная ГТЭС)	339
ПАО "Славнефть - Мегионнефтегаз" (3 ГТЭС, 12 тг.)	34,53
ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" (7 ГТЭС, 40 тг.)	306,582
ООО "ЛУКОЙЛ - АИК" (2 ГТЭС, 4 тг.)	21,2
"Салым Петролеум Девелопмент Н.В." (Западно-Салымская ГТЭС)	60,0
ООО "ЮрскНефть" (ГТЭС Западно-Малобалыкского м.р.)	14,4
ПАО "Передвижная энергетика" (Казымская ГТЭС)	72,0
АО "РН-Няганьнефтегаз" (ГТЭС Каменная)	72,0
ООО "Башнефть Добыча" (ГПЭС Кирско-Коттынского м.р.)	12
ООО "Соровскнефть" (ГПЭС Соровского м.р.)	15,4
ООО "РусГазСервис" (ГПЭС Нижне-Шапшинского м.р, ГПЭС Верхне-Шапшинского м.р., ГПЭС "Хантэк Южная")	46,236
ООО "Альянс-Энерджи" (ГПЭС Омбинского м.р.)	12,36
ООО "Аггреко Евразия" (ГПЭС Энергокомплекса Аггреко Евразия)	9,9
ВСЕГО	14139,193

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, по состоянию на 1 января 2020 года, приведен в таблице 8, перечень существующих электростанций, расположенных в энергорайонах, работающих изолированно от энергосистемы, приведен в таблице 9.

Таблица 8.

N		Станционный номер энергоблока			Установленная электрическая мощность, МВт				Состав оборудования					Год ввода в эксплуатацию
									Тип генератор		Тип турбины (электродвигателя)
Сургутская ГРЭС-2 (Филиал "Сургутская ГРЭС-2" ПАО "Юнипро")
1		N 1			810				ТВВ-800-2У3		К-810-240-5			1985
2		N 2			810				ТВВ-800-2У3		К-810-240-5			1985
3		N 3			810				ТВВ-800-2У3		К-810-240-5			1986
4		N 4			810				ТВВ-800-2У3		К-810-240-5			1987
5		N 5			810				ТВВ-800-2У3		К-810-240-5			1987
6		N 6			810				ТВВ-800-2У3		К-810-240-5			1988
7		N 7			396,9				290 Т783,390Н		ПГУ-400 (MS 9001FA PG9351FA, 109D-10)			2011
8		N 8			410,243				290 Т783,390Н		ПГУ-400 (MS 9001FA PG9351FA, 109D-10)			2011
Всего					5667,143
Сургутская ГРЭС-1 (ПАО "ОГК-2")
1		N 1			215				ТВВ-200-2АУЗ		К-200-130-3			1972
2		N 2			215				ТВВ-200-2АУЗ		К-200-130-3			1973
3		N 3			215				ТВВ-200-2АУЗ		К-200-130-3			1973
4		N 4			215				ТВВ-200-2АУЗ		К-200-130-3			1974
5		N 5			215				ТВВ-200-2АУЗ		К-200-130-3			1975
6		N 6			215				ТВВ-200-2АУЗ		К-200-130-3			1975
7		N 7			215				ТВВ-200-2АУЗ		К-200-130-3			1977
8		N 8			215				ТВВ-200-2АУЗ		К-200-130-3			1978
9		N 9			215				ТВВ-200-2АУЗ		К-200-130-3			1978
10		N 10			215				ТВВ-200-2АУЗ		К-210-130-3			1979
11		N 11			215				ТВВ-200-2АУЗ		К-210-130-3			1979
12		N 12			178				ТВВ-200-2АУЗ		Т-178/210-130-1			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		PG9351FA (ГТУ) К-143,382-10,7 (ПТУ)			2014
Всего					2031
Няганская ГРЭС (ПАО "Фортум" филиал Энергосистема "Западная Сибирь")
1		N 1			453,2				SGen5-2000H		ПГУ-418: SGT5-4000F (ГТУ); SST5-3000 (ПТУ)			2013
2		N 2			453,1				SGen5-2000H		ПГУ-418: SGT5-4000F (ГТУ); SST5-3000 (ПТУ)			2013
3		N 3			454,7				SGen5-2000H		ПГУ-418: SGT5-4000F (ГТУ); SST5-3000 (ПТУ)			2014
Всего					1361,0
Электростанции ПАО "Сургутнефтегаз"
ГТЭС "Конитлорская-1"
1		N 1			4				ГТГ-4-2Р УХЛЗ		Д-30КУ			2002
2		N 2			4				ГТГ-4-2Р УЗЛ3		Д-30КУ			2002
3		N 3			4				ГТГ-4-2Р УЗЛ3		Д-30КУ			2002
4		N 4			4				ГТГ-4-2Р УЗЛ3		Д-30КУ			2002
5		N 5			4				ГТГ-4-2Р УЗЛ3		Д-30КУ			2002
6		N 6			4				ГТГ-4-2Р УЗЛ3		Д-30КУ			2002
Всего					24
ГТЭС "Конитлорская-2"
1		N 1			12				ТС-12-2Р УХЛ3		НК-16СТ			2006
2		N 2			12				ТС-12-2Р УХЛ3		НК-16СТ			2006
Всего					24
ГТЭС "Русскинская"
1		N 1			12				ТС-12-2Р УХЛ3		ПС-90			2004
2		N 2			12				ТС-12-2Р УХЛ3		ПС-90			2004
Всего					24
ГТЭС "Тянская"
1		N 1			6,5				CGS710N2240U		Alstom-6,5			2001
2		N 2			6,5				CGS710N2240U		Alstom-6,5			2001
Всего					13
ГТЭС "Лукъявинская"
1		N 1			12				ТС-12-2Р УХЛ3		ПС-90			2004
2		N 2			12				ТС-12-2Р УХЛ3		ПС-90			2004
3		N 3			12				ТС-12-2Р УХЛ3		ПС-90			2004
Всего					36
ГТЭС "Биттемская"
1		N 1			12				ТС-12-2Р УХЛ3		ПС-90			2004
2		N 2			12				ТС-12-2Р УХЛ3		ПС-90			2004
3		N 3			12				ТС-12-2Р УХЛ3		ПС-90			2004
Всего					36
ГТЭС "Муръяунская"
1		N 1			12				ТС-12-2Р УХЛ3		НК-16СТ			2006
2		N 2			12				ТС-12-2Р УХЛ3		НК-16СТ			2006
Всего					24
ГТЭС "Юкъяунская"
1		N 1			12				ТС-12-2Р УХЛ3		НК-16СТ			2006
2		N 2			12				ТС-12-2Р УХЛ3		НК-16СТ			2006
3		N 3			12				ТС-12-2Р УХЛ3		НК-16СТ			2006
Всего					36
ГТЭС "Лянторская-1"
1		N 1			12				ТС-12-2Р УХЛ3		ПС-90			2004
2		N 2			12				ТС-12-2Р УХЛ3		ПС-90			2004
Всего					24
ГТЭС "Лянторская-2"
1		N 1			12				ТС-12-2Р УХЛ3		ПС-90			2004
2		N 2			12				ТС-12-2Р УХЛ3		ПС-90			2004
3		N 3			12				ТС-12-2Р УХЛ3		ПС-90			2004
Всего					36
ГТЭС "Западно-Камынская"
1		N 1			12				ТС-12-2Р УХЛ3		НК-16СТ			2006
2		N 2			12				ТС-12-2Р УХЛ3		НК-16СТ			2006
Всего					24
ГТЭС-1 "Северо-Лабатьюганская"
1		N 1			12				ТС-12-2Р УХЛ3		НК-16СТ			2007
2		N 2			12				ТС-12-2Р УХЛ3		НК-16СТ			2007
Всего					24
ГТЭС "Тромъеганская"
1		N 1			6				ТК-6-2Р УХЛ3		ГТД-6РМ			2007
2		N 2			6				ТК-6-2Р УХЛ3		ГТД-6РМ			2007
Всего					12
ГТЭС "Западно-Чигоринская"
1		N 1			6				ТК-6-2Р УХЛ3		ГТД-6РМ			2007
2		N 2			6				ТК-6-2Р УХЛ3		ГТД-6РМ			2007
Всего					12
ГПЭС "Восточно-Еловая"
1		N 1			1,027				LSA52,2VL50-4P		JGS 320 GS-S.L			2006
2		N 2			1,027				LSA52,2VL50-4P		JGS 320 GS-S.L			2006
3		N 3			1,027				LSA52,2VL50-4P		JGS 320 GS-S.L			2006
4		N 4			1,027				LSA52,2VL50-4P		JGS 320 GS-S.L			2006
5		N 5			1,027				LSA52,2VL50-4P		JGS 320 GS-S.L			2006
6		N 6			1,027				LSA52,2VL50-4P		JGS 320 GS-S.L			2006
Всего					6,162
ГТЭС "Верхне-Надымского 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-16СТ			2008
2		N 2			12				ТС-12-2Р УХЛ3		НК-16СТ			2008
3		N 3			12				ТС-12-2Р УХЛ3		НК-16СТ			2008
Всего					36
ГТЭС-2 "Рогожниковского м/р"
1		N 1			12				ТС-12-2Р УХЛ3		НК-16СТ			2010
2		N 2			12				ТС-12-2Р УХЛ3		НК-16СТ			2010
3		N 3			12				ТС-12-2Р УХЛ3		НК-16СТ			2010
Всего					36
ГПЭС "Западно-Сахалинского 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-16СТ			2011
2		N 2			12				ТС-12-2Р УХЛ3		НК-16СТ			2011
3		N 3			12				ТС-12-2Р УХЛ3		НК-16СТ			2011
Всего					36
ГТЭС "Вачимского 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				-		JGS 320 GS-S.L			2008
2		N 2			1,05				-		JGS 320 GS-S.L			2008
3		N 3			1,05				-		JGS 320 GS-S.L			2008
4		N 4			1,05				-		JGS 320 GS-S.L			2008
5		N 5			1,05				-		JGS 320 GS-S.L			2008
6		N 6			1,05				-		JGS 320 GS-S.L			2008
7		N 7			1,05				-		JGS 320 GS-S.L			2008
8		N 8			1,05				-		JGS 320 GS-S.L			2008
9		N 9			1,05				-		JGS 320 GS-S.L			2008
10		N 10			1,05				-		JGS 320 GS-S.L			2008
Всего					10,5
Электростанции ООО "РН-Юганскнефтегаз"
ГТЭС "Приобская"
1		N 1			45				AMS-1250ALF		SGT-800			2010
2		N 2			45				AMS-1250ALF		SGT-800			2010
3		N 3			45				AMS-1250ALF		SGT-800			2010
4		N 4			45				AMS-1250ALF		SGT-800			2012
5		N 5			45				AMS-1250ALF		SGT-800			2012
6		N 6			45				AMS-1250ALF		SGT-800			2012
7		N 7			45				AMS-1250ALF		SGT-800			2010
Всего					315
ГТЭС "Приразломная"
1		N 1			4				ТК-4-2РУХЛ3		Д-30ЭУ-2			2002
2		N 2			4				ТК-4-2РУХЛ3		Д-30ЭУ-2			2002
3		N 3			4				ТК-4-2РУХЛ3		Д-30ЭУ-2			2002
4		N 4			4				ТК-4-2РУХЛ3		Д-30ЭУ-2			2002
5		N 5			4				ТК-4-2РУХЛ3		Д-30ЭУ-2			2002
6		N 6			4				ТК-4-2РУХЛ3		Д-30ЭУ-2			2002
Всего					24
Электростанции ПАО "Славнефть - Мегионнефтегаз"
ГТЭС "Покамасовская"
1		N 1			4,75				SAB, IDEAL Eklectric CO		Taurus 60S			2005
2		N 2			4,75				SAB, IDEAL Eklectric CO		Taurus 60S			2005
Всего					9,5
ГТЭС "Ново-Покурская"
1		N 1			4,75				SAB, IDEAL Eklectric CO		Taurus 60S			2005
2		N 2			4,75				SAB, IDEAL Eklectric CO		Taurus 60S			2005
3		N 3			4,75				SAB, IDEAL Eklectric CO		Taurus 60S			2005
Всего					14,25
ГПЭС ДНС-2 Западно-Асомкинского мр
1		N 2			1,54						QSV91G			2016
2		N 3			1,54						QSV91G			2016
3		N 4			1,54						QSV91G			2016
4		N 5			1,54						QSV91G			2016
5		N 6			1,54						QSV91G			2016
6		N 7			1,54						QSV91G			2016
7		N 8			1,54						QSV91G			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					6,342
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
Всего					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
Всего					48
Электростанции ООО "ЛУКОЙЛ - АИК"
ГТЭС "ДНС-3"
1		N 1			5,3				Brushless AC Generetor (SAB), Ideal Electric		Taurus 60			2005
2		N 2			5,3				Brushless AC Generetor (SAB), Ideal Electric		Taurus 60			2007
3		N 3			5,3				Brushless AC Generetor (SAB), Ideal Electric		Taurus 60			2013
Всего				15,9
ГТЭС "ДНС-2"
1		N 1			5,3				Brushless AC Generetor (SAB), Ideal Electric		Taurus 60			2008
Всего				5,3
ГТЭС "Каменная" (АО "РН-Няганьнефтегаз")
1		N 1			8				ГТГ-8-2РУХЛ3		ГТД-8РМ			2013
2		N 2			8				ГТГ-8-2РУХЛ3		ГТД-8РМ			2013
3		N 3			8				ГТГ-8-2РУХЛ3		ГТД-8РМ			2013
4		N 4			8				ГТГ-8-2РУХЛ3		ГТД-8РМ			2013
5		N 5			8				ГТГ-8-2РУХЛ3		ГТД-8РМ			2013
6		N 6			8				ГТГ-8-2РУХЛ3		ГТД-8РМ			2013
7		N 7			8				ГТГ-8-2РУХЛ3		ГТД-8РМ			2013
8		N 8			8				ГТГ-8-2РУХЛ3		ГТД-8РМ			2013
9		N 9			8				ГТГ-8-2РУХЛ3		ГТД-8РМ			2013
Всего					72
ГТЭС "Западно-Салымская" ("Салым Петролеум Девелопмент Н.В.")
1		N 1			15				AMS 900LH		Т 130S GS Titan 130			2007
2		N 2			15				AMS 900LH		Т 130S GS Titan 130			2007
3		N 3			15				AMS 900LH		Т 130S GS Titan 130			2007
4		N 4			15				AMS 900LH		Т 130S GS Titan 130			2010
Всего					60
ГТЭС "Западно-Малобалыкского 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			2013
2		N 2			1.4						J 420 GS-B01			2013
3		N 3			1.4						J 420 GS-B01			2017
4		N 4			1.4						J 420 GS-B01			2017
5		N 5			1.4						J 420 GS-B01			2013
6		N 6			1.4						J 420 GS-B01			2013
7		N 7			1.4						J 420 GS-B01			2017
8		N 8			1.4						J 420 GS-B01			2017
9		N 9			1.4						J 420 GS-B01			2017
10		N 10			1.4						J 420 GS-B01			2017
Всего					14
ГПЭС Нижне-Шапшинского м.р. (ООО "РусГазСервис")
1		N 1			1.4						J 420 GS-B01			2010
2		N 2			1.4						J 420 GS-B01			2010
3		N 3			1.4						J 420 GS-B01			2010
4		N 4			1.4						J 420 GS-B01			2010
5		N 5			1.4						J 420 GS-B01			2010
6		N 6			1.4						J 420 GS-B01			2010
7		N 7			1.4						J 420 GS-B01			2010
8		N 8			1.4						J 420 GS-B01			2010
9		N 9			1.4						J 420 GS-B01			2010
10		N 10			1.4						J 420 GS-B01			2010
11		N 11			1.4						J 420 GS-B01			2010
12		N 12			1.4						J 420 GS-B01			2010
13		N 13			1.4						J 420 GS-B01			2010
4		N 14			1.4						J 420 GS-B01			2010
15		N 15			1.4						J 420 GS-B01			2010
16		N 16			1.4						J 420 GS-B01			2010
17		N 17			1.4						J 420 GS-B01			2010
Всего					23,8
ГПЭС Энергокомплекса Аггреко Евразия (ООО "Аггреко Евразия")
1		N 1			1.1						QSK60 GAS			2015
2		N 2			1.1						QSK60 GAS			2015
3		N 3			1.1						QSK60 GAS			2015
4		N 4			1.1						QSK60 GAS			2015
5		N 5			1.1						QSK60 GAS			2015
6		N 6			1.1						QSK60 GAS			2015
7		N 7			1.1						QSK60 GAS			2016
8		N 8			1.1						QSK60 GAS			2016
9		N 9			1.1						QSK60 GAS			2017
Всего					9,9
ГПЭС Омбинского м.р. (ООО "Альянс-Энерджи")
1			N 1		1,03					G3516SITA					2018
2			N 2		1,03					G3516SITA					2018
3			N 3		1,03					G3516SITA					2018
4			N 4		1,03					G3516SITA					2018
5			N 5		1,03					G3516SITA					2018
6			N 6		1,03					G3516SITA					2018
7			N 7		1,03					G3516SITA					2018
8			N 8		1,03					G3516SITA					2018
9			N 9		1,03					G3516SITA					2018
10			N 10		1,03					G3516SITA					2018
11			N 11		1,03					G3516SITA					2018
12			N 12		1,03					G3516SITA					2018
Всего					12,36
ГПЭС "Хантэк Южная" (ООО "РусГазСервис")
1			N 1		1,406					JGC 420 GS-S.L					2019
2			N 2		1,406					JGC 420 GS-S.L					2019
3			N 3		1,406					JGC 420 GS-S.L					2019
4			N 4		1,406					JGC 420 GS-S.L					2019
5			N 5		1,406					JGC 420 GS-S.L					2019
6			N 6		1,406					JGC 420 GS-S.L					2019
Всего					8,436

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 России достигает 59,58 МВт.

Таблица 9.

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	2018	30 000	5 743	19
			Volvo Penta TAD1343GE (резервный)	0,320	0,272	2018	30 000	5 861	20
			Volvo Penta TAD532GE (резервный)	0,100	0,085	2011	30 000	12 977	43
			Cummins С500D5	0,360	0,306	2017	15 000	3 503	23
			Солнечная электростанция	60	-	-	-	-	-
		с. Саранпауль	Cummins C1400D5 (основной)	1,000	0,900	2010	22 000	11 930	54
			Cummins C1400D5 (основной)	1,000	0,900	2010	22 000	10 496	48
			Cummins C1400D5 (основной)	1,000	0,900	2011	22 000	12 589	57
			Cummins C1400D5 (основной)	1,000	0,900	2020	22 000	600	3
			Cummins C1100D5 (резервный)	0,823	0,740	2013	22 000	13 408	61
		с. Сосьва	Cummins С1100D5 (основной)	0,823	0,740	2011	22 000	4 165	19
			Cummins C1400D5 (основной)	1,000	0,900	2014	22 000	12 423	56
			Cummins C500D5 (основной)	0.360	0.306	2020	15 000	600	4
			Mitsubishi (резервный)	1,008	0,856	2014	8 000	5 000	63
		с. Ломбовож	АД-200С, 7514.10 (основной)	0,200	0,170	2007	15 000	14 000	93
			АД-200С, 7514.10 (основной)	0,200	0,170	2007	15 000	2 570	17
			АД-100, ЯМЗ-238 (резервный)	0,100	0,085	2017	10 000	6 621	66
			Cummins С60	0,048	0,041	2019	20 000	1 000	5
		д. Кимкьясуй	АД-110-Weifing, (основной)	0,110	0,094	2019	15 000	1 000	7
			АД-100	0,100	0,085	2017	10 000	3 876	39
			Cummins С38D5	0,028	0,024	2012	20 000	9 271	46
			Weifang 50GFX-992	0,050	0,043	2019	30 000	1 000	3
		д. Сартынья	АД-40	0,040	0,040	2020	10 000	600	6
			АД-75	0,075	0,075	2017	10 000	1 542	15
			Cummins C38D5 (резервный)	0,028	0,024	2019	20 000	1 320	7
		д. Анеева	АД-60С, ЯМЗ-236 (основной)	0,060	0,051	2018	10 000	3 644	36
			АД-100	0,100	0,085	2014	10 000	6 362	64
			АД-30, А-41 (резервный)	0,030	0,025	2008	8 000	6 904	86
			Cummins C38D5 (резервный)	0,028	0,023	2012	20 000	14 115	71
2	Ханты-Мансийский	с. Елизарово	Vovlo Penta TAD1344GE (резервный)	0,320	0,272	2020	30 000	1 200	4
			Vovlo Penta TAD1344GE (основной)	0,320	0,272	2018	30 000	4 114	14
			Vovlo Penta TAD1344GE (основной)	0,320	0,272	2018	30 000	3 980	13
			Volvo ADV-120С	0,120	0,102	2012	30 000	8 044	27
		п. Кедровый	Cummins C1400D5 (основной)	1,000	0,900	2010	22 000	4 188	19
			Cummins C1400D5 (резервный)	1,000	0,900	2011	22 000	8 256	38
			Cummins C1100D5 (резервный)	0,823	0,740	2019	22 000	1 695	8
			Cummins С500D5	0,360	0,306	2020	15 000	1 200	8
		д. Согом	КУ Cento T-150 (основной)	0,150	0,128	2020	25 000	600	2
			КУ Cento T-150 (основной)	0,150	0,128	2014	25 000	18 260	73
			КУ Cento T-150 (резервный)	0,150	0,128	2018	25 000	4 566	18
			ДГА-250	0,250	0,212	2017	12 000	3 120	26
			АД-100, Volvo (резервный)	0,100	0,085	2012	30 000	16 692	56
			АД-100, Volvo (резервный)	0,100	0,085	2012	30 000	14 999	50
		п. Урманный	ADDo600C-T400-1РГТМ	0,6	0,45	2015	40 000	11 251	28
			ADDo600C-T400-1РГТМ	0,6	0,45	2015	40 000	12 674	32
			ADDo600C-T400-1РГТМ	0,6	0,45	2015	40 000	11 711	29
			ADDo320C-T400-1РГТ	0,32	0,24	2017	40 000	9 315	23
		п. Кирпичный	Cummins C500D5eo (основной)	0,360	0,306	2018	15 000	2 022	13
			Cummins C500D5eo (основной)	0,360	0,306	2011	15 000	7 088	47
			Cummins C500D5eo (резервный)	0,360	0,306	2018	15 000	3 698	25
3	Октябрьский	с. Большой-Атлым	ДГА-250	0,250	0,212	2017	12 000	5 239	44
			ДГА-250	0,250	0,212	2017	12 000	5 157	43
			Cummins С500D5	0,360	0,306	2020	15 000	600	4
			Cummins AKSA (основной)	0,400	0,340	2019	15 000	627	4
4	Нижневартовский	с. Корлики	Volvo Penta TAD1343GE (основной)	0,320	0,272	2018	30 000	3 065	10
			Volvo Penta TAD1343GE (основной)	0,320	0,272	2018	30 000	5 888	20
			Volvo Penta TAD1643GE (основной)	0,500	0,425	2014	30 000	11 294	38
			Volvo Penta TAD1643GE (основной)	0,500	0,425	2014	30 000	11 053	37
		д. Сосновый бор	АД-20	0,02	0,017	2017	8 000	683	9
			АД-20	0,02	0,017	2017	8 000	586	7
			АД-20	0,02	0,017	2017	8 000	532	7
			Cummins C38D5 (основной)	0,028	0,023	2010	20 000	11 380	57
5	Белоярский	п. Ванзеват	Volvo Penta TAD532GE (резервный)	0,100	0,085	2012	30 000	18 774	63
			Volvo Penta TAD733GE (основной)	0,160	0,136	2020	30 000	600	2
			Volvo Penta TAD734GE (основной)	0,200	0,170	2020	30 000	700	2
			АД-250	0,250	0,212	2017	12 000	1 616	13
		с. Тугияны	АД-60, Д-246.4 (резервный)	0,060	0,051	2018	10 000	1 321	13
		с. Тугияны	Cummins C38D5 (основной)	0,028	0,024	2012	20 000	13 452	67
		п. Пашторы	Cummins C38D5 (основной)	0,028	0,024	2018	20 000	11 949	60
		п. Пашторы	Cummins C38D5 (резервный)	0,028	0,024	2012	20 000	9 698	48
		д. Нумто	Cummins C38D5 (основной)	0,028	0,024	2012	20 000	16 425	82
			ДЭС АД-100	0,100	0,085	2016	10 000	170	2
			ДЭС АД-40	0,040	0,034	2018	8 000	3 600	45
			ДЭС АД-75	0,075	0,063	2018	10 000	1 521	15
6	Кондинский	д. Шугур	Perkins P500P3	0,4	0,34	2008	30 000	5 352	18
			Perkins Р400P2	0,32	0,272	2008	30 000	8 209	27
			Perkins Р400P2	0,32	0,272	2008	30 000	11 199	37
			Cummins С300D5	0,24	0,204	2008	20 000	3 960	20
			Солнечная электростанция	0,032	-	-	-	-	-
		д. Карым	АД-60	0,060	0,051	2007	10 000	8 560	86
			Cummins C38D5 (резервный)	0,028	0,024	2018	20 000	4 871	24
			Cummins C38D5 (резервный)	0,028	0,024	2020	20 000	600	3
		д. Никулкино	Perkins Р30P1	0,024	0,02	2017	20 000	245	1
			Cummins C33D5	0,024	0,021	2012	20 000	16 250	81
			Солнечная электростанция	0,015	-	-	-	-	-
7	Сургутский	д. Таурова	Cummins C38D5	0,028	0,024	2017	20 000	1 450	7
			АД-30	0,03	0,026	2014	8 000	5 240	66
			CTG AD-13YA	0,009	0,007	2016	15 000	2 453	16

Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности

В таблице 10 приведена выработка электрической энергии электростанциями ЭЭС автономного округа за 2015 - 2019 годы. Выработка электроэнергии электростанциями ЭЭС автономного округа в 2019 году относительно 2018 года уменьшилась на 0,25% и составила 84 478,2 млн. кВт ч.

Таблица 10.

млн кВт ч

Наименование	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Выработка электростанций, всего	88 230,1	90 228,3	86 139,3	84 687,3	84 478,2
Сургутская ГРЭС-1 (ПАО "ОГК-2")	20 825,3	20 413,3	20 263,0	18 642,10	18 652,1
Сургутская ГРЭС-2 (ПАО "Юнипро")	32 836,0	35 746,1	31 962,66	30 436,67	30 189,7
Нижневартовская ГРЭС (АО "Нижневартовская ГРЭС")	13 930,1	12 786,6	12 590,34	12 957,31	12 522,6
Няганская ГРЭС (ПАО "Фортум" филиал Энергосистема "Западная Сибирь")	9 299,8	9 394,2	9 159,9	10 248,7	10 433,1
ПЭС Казым (ПАО "Передвижная энергетика")	159,1	48,5	28,9	16,7	25,8
ПАО "Сургутнефтегаз"	5 241,5	5 300,2	5 323,2	5 320,3	5 350,8
Приобская ГТЭС (ООО "РН-Юганскнефтегаз")	2 385,8	2 413,7	2 360,1	2 494,0	2 449,9
Приразломная ГТЭС (ООО "РН-Юганскнефтегаз")	91,9	129,9	119,6	162,20	180,0
Южно-Приобская ГТЭС (ООО "Газпромнефть-Хантос")	749,4	723,7	750,6	747,30	645,6
ГПЭС КНС-2 (ООО "Газпромнефть-Хантос")	61,6	62,9	70,5	70,0	69,4
Электростанции ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь"	1 342,4	1 888,9	2 155,5	2 132,1	2 102,7
Электростанции ООО "ЛУКОЙЛ-АИК"	149,8	165,7	165,9	143,6	159,6
Электростанции ПАО "Славнефть - Мегионнефтегаз"	130,0	135,5	145,7	170,8	172,5
ГТЭС Западно-Малобалыкского м.р. (ООО "ЮрскНефть")	44,7	63,9	53,6	50,9	33,8
ГТЭС Западно-Салымская (НФК "Салым Петролеум Девелопмент Н.В.")	511,2	498,6	502,9	507,80	511,3
ГТЭС Каменная (АО "РН-Няганьнефтегаз")	471,4	439,5	411,5	279,6	443,7
ГПЭС Кирско-Коттынского м.р. (ООО "Башнефть Добыча")	-	16,9	24,1	21,4	17,6
ГТЭС Соровского м.р. (ООО "Соровскнефть")	-	-	44,2	76,9	78,6
ГПЭС Энергокомплекса Аггреко Евразия (ООО "Аггреко Евразия")	-	-	-	14,1	54,2
ГПЭС Нижне-Шапшинского м.р. (ООО "РусГазСервис")	-	-	-	107,1	204,7
ГПЭС Омбинского м.р. (ООО "Альянс-Энерджи")	-	-	-	39,0	65,3
ГПЭС Верхне-Шапшинского м.р.(ООО "РусГазСервис")	-	-	-	48,5	109,0
ГПЭС Хантэк Южная	-	-	-	-	6,3

* в период 2015 - 2019 годов в суммарной выработке учитывались не все электростанции промышленных предприятий автономного округа, работающие параллельно с ЕЭС России.

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

Доля фактической выработки электроэнергии крупными ТЭС автономного округа на 01.01.2020 составила 85% от всего объема выработки электроэнергии по ЭЭС автономного округа, 15% общей выработки электроэнергии в энергокомплексе ЭЭС автономного округа осуществляют электростанции предприятий нефтегазовой промышленности.

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

Характеристика балансов электрической энергии и мощности за 2015 - 2019 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 2015 года по 2019 год.

Фактический баланс мощности по территории ЭЭС автономного округа на час максимума энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов за период 2015 - 2019 год приведен в таблице 12.

Таблица 11.

Наименование показателя	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Электропотребление, млн кВт-ч	70 440,4	71 397,2	70 472,0	69 182,6	69 158,1
Собственная выработка, млн кВт-ч	88 230,1	90 228,3	86 139,3	84 687,3	84 478,2
Среднегодовые темпы прироста электропотребления, %	-0,3	+1,4	-1,3	-1,8	-0,04
Сальдо перетоков ("+" дефицит - получение; "-" избыток - выдача)	-17 789,7	-18 831,1	-15 667,2	-15 504,7	-15 320,1

Таблица 12.

МВт

Наименование	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Нагрузка электростанций, всего	10 211,4*	10 797,3*	11861*	11 171*	10 883,9*
Сургутская ГРЭС-1 (ПАО "ОГК-2")	2 960,2	2444,2	2397	1963,5	2 200,5
Сургутская ГРЭС-2 (ПАО "Юнипро)	2 672,3	4562,4	4695	4343,2	4 711,6
Нижневартовская ГРЭС (АО "Нижневартовская ГРЭС")	2 015,1	1531,2	1974	1987,9	1 189,1
Няганская ГРЭС (ПАО "Фортум" филиал Энергосистема "Западная Сибирь")	1 279,4	882	1335	1353,3	1 351,6
ПЭС Казым (ПАО "Передвижная энергетика")	22,0	10,2	11	5	3,0
ПАО "Сургутнефтегаз"	571,5	614,8	629	638	625,9
Приобская ГТЭС (ООО "РН-Юганскнефтегаз")	274,5	273,6	317	316	273,6
ГТЭС Приразломная (ООО "РН-Юганскнефтегаз")	11,2	13,5	20	23,9	22,0
Южно-Приобская ГТЭС (ООО "Газпромнефть-Хантос")	84,3	83,6	83	83,5	48,2
ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь"	162,2	239,5	236	255,8	259,9
ООО "ЛУКОЙЛ-АИК"	15,9	18,9	21	14	14,2
ПАО "Славнефть - Мегионнефтегаз"	12,5	14,5	16	21,3	21,3
ГТЭС Западно-Малобалыкского м.р. (ООО "ЮрскНефть")	4,6	4,8	6	4,6	3,2
ГПЭС КНС-2 (ООО "Газпромнефть-Хантос")	7,5	7,2	7	7,2	7,2
ГТЭС Западно-Салымская (НФК "Салым Петролеум Девелопмент Н.В.")	63,1	46,2	62	64,9	64,9
ГТЭС Каменная (АО "РН-Няганьнефтегаз")	55,1	48,7	50	27,6	35,3
ГПЭС Кирско-Коттынского м.р. (ООО "Башнефть добыча")		2	2	1	1,0
ГТЭС Соровского м.р. (ООО "Соровскнефть")				8,4	8,0
ГПЭС Энергокомплекса Аггреко Евразия (ООО "Аггреко Евразия")				6,7	6,7
ГПЭС Омбинского м.р. (ООО "Альянс-Энерджи")				8,4	0,0
ГПЭС Нижне-Шапшинского м.р. (ООО "РусГазСервис")				23,7	23,6
ГПЭС Верхне-Шапшинского м.р.(ООО "РусГазСервис")				12,8	13,2
ГПЭС Хантэк Южная (ООО "РусГазСервис")					0,0
Потребление, всего	8 867,0	9 349	9101,0	8900	8 927,0
Сальдо перетоков ("+" дефицит - получение; "-" избыток - выдача)	-1 344,4	-1 448,3	-2 760	-2 271	-1 956,9

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 методических указаний, утвержденных приказом Минэнерго России от 29.11.2016 N 1256.

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

АО "Россети Тюмень";

АО "Горэлектросеть";

ООО "РН-Юганскнефтегаз";

ООО "Газпром энерго";

ПАО "Сургутнефтегаз";

АО "ЮРЭСК";

МУП "СРЭС".

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

Таблица 13.

Наименование территориальной сетевой организации	Плановые значения показателя надежности
Наименование территориальной сетевой организации	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
АО "Россети Тюмень"	0,4424	0,4358	0,4292	0,4228	0,4164	0,4102
АО "Горэлектросеть"	0,0871	0,0858	0,0845	-	-	-
ООО "РН-Юганскнефтегаз"	0,2520	0,2482	0,2445	0,2408	0,2372	-
ООО "Газпром энерго"	0,0171	0,0168	0,0166	0,0163	0,0161	-
ПАО "Сургутнефтегаз"	0,1518	0,1495	0,1473	0,1451	0,1429	-
АО "ЮРЭСК"	0,3	0,3	0,3	-	-	-
МУП "СРЭС"	0,01763	0,01737	0,01711	0,01685	0,01660	-

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

Основные характеристики электросетевого хозяйства региона напряжением 110 кВ и выше

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

На территории автономного округа находятся:

12 электрических подстанций с высшим напряжением 500 кВ;

59 электрических подстанций с высшим напряжением 220 кВ;

390 электрических подстанций с высшим напряжением 110 кВ.

Суммарная трансформаторная мощность подстанций:

500 кВ - 16 008 МВА;

220 кВ - 13 888 МВА;

110 кВ - 21 480 МВА.

Суммарная протяженность линий электропередачи по напряжениям:

500 кВ - 3 132 км;

220 кВ - 3 216 км;

110 кВ - 16 688 км.

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

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

Таблица 14.

Наименование показателя	Количество ПС, шт.	Количество Т/АТ, шт.	Мощность ПС, МВА
Всего	29066	35228	83547
По номинальному напряжению
500 кВ	12	100	16008
220 кВ	59	150	13888
110 кВ	390	775	21480
35 кВ	1290	2544	14404
6(10) кВ	27315	31659	17768

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

Таблица 15.

Наименование показателя	Количество ЛЭП, шт.	Длина, км
ВСЕГО	24335	206368
По номинальному напряжению
500 кВ	35	3132
220 кВ	127	3216
110 кВ	531	16688
35 кВ	727	7734
6(10) кВ		175598

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 2019 года зафиксированного 08:00 мск 6 февраля 2019 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 2019 года (08:00 мск 06.02.2019)

Нефтеюганский энергорайон

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

часть МО Сургутский район автономного округа (южнее р. Обь);

МО Нефтеюганский район;

юго-восточная часть МО Ханты-Мансийский муниципальный район;

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 ПАО "Славнефть - Мегионнефтегаз";

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

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

коммунально-бытовая нагрузка городов.

В 2019 году максимум потребления мощности Нефтеюганского энергорайона в собственный максимум потребления мощности потребителей энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов составил 2406 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 3АТГ 500/220 кВ номинальной мощностью 501 МВА каждый и 3 АТ 220/110 кВ номинальной мощностью 125 МВА каждый. На ПС 500 кВ Магистральная установлено 2АТГ 500/220 кВ номинальной мощностью 501 МВА каждый и 2 АТ 220/110 кВ номинальной мощностью 125 МВА каждый. На ПС 500 кВ Святогор установлено 2АТГ 500/220 кВ номинальной мощностью 501 МВА каждый и 2 АТ 220/110 кВ номинальной мощностью 200 МВА каждый.

В 2019 году введены следующие ПС 110 кВ: ПС 110 кВ Вишневая (проектное наименование ПС 110 кВ Средне-Угутская - 2) и ПС 110 кВ Арго.

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 "Россети Тюмень", а также находится в зоне ответственности Восточного ПМЭС ПАО "ФСК ЕЭС" (рисунок 7), в который входят:

МО Нижневартовский район, расположенный в восточной части автономного округа, за исключением городских округов г. Покачи и г. 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", ПАО "Славнефть - Мегионнефтегаз";

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

"Нижневартовский ГПЗ";

"Белозерный ГПЗ";

коммунально-бытовая нагрузка городов.

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

В 2019 году максимум потребления мощности Нижневартовского энергорайона в собственный максимум потребления мощности потребителей энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов составил 2337 МВт.

Основным источниками 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) ¹;

ГПЭС Кирско-Коттынского месторождения установленной мощностью 12 МВт.

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

ВЛ 500 кВ Кустовая - Трачуковская;

ВЛ 500 кВ Сибирская - Трачуковская;

ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 - Сибирская;

ВЛ 220 кВ Трачуковская - Кирьяновская;

ВЛ 220 кВ Трачуковская - Васильев.

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

ВЛ 220 кВ Зима - Вынгапур;

ВЛ 220 кВ Северный Варьеган - Вынгапур.

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

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

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

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.

_____________________________

¹ Согласно данным АО "Россети Тюмень" договор о технологическом присоединении исполнен 09.01.2017. По данным ПАО "Варьеганнефтегаз", в настоящее время выполняются мероприятия для подключения ГТЭС на параллельную работу с ЭЭС ХМАО - Югры.

Когалымский энергорайон

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

территория между р. Тромъеган и р. Аган в северной части МО Сургутский район 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 2019 году максимум потребления мощности Когалымского энергорайона в собственный максимум потребления мощности потребителей энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов составил 1239 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 2хАТГ 500/220 кВ номинальной мощностью 501 МВА каждый и 4 АТ 220/110 кВ номинальной мощностью 125 МВА каждый. На ПС 500 кВ Трачуковская установлено 3хАТГ 500/220 кВ номинальной мощностью 501 МВА каждый.

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

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

ГТЭС Покачевского месторождения установленной мощностью 48 МВт;

ГТЭС Ватьеганского месторождения установленной мощностью 72 МВт;

ГТЭС Повховского месторождения установленной мощностью 48 МВт;

ГТЭС ДНС-2 установленной мощностью 5,3 МВт;

ГТЭС ДНС-3 установленной мощностью 15,9 МВт;

ГТЭС Тевлино-Русскинского установленной мощностью 48 МВт.

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

ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 - Трачуковская;

ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 - Трачуковская;

ВЛ 500 кВ Кустовая - Трачуковская;

ВЛ 500 кВ Сибирская - Трачуковская;

ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 - Кирилловская;

ВЛ 500 кВ Кирилловская - Холмогорская;

ВЛ 220 кВ Трачуковская - Кирьяновская;

ВЛ 220 кВ Трачуковская - Васильев;

ВЛ 220 кВ Имилор - Кирилловская;

ВЛ 220 кВ В.Моховая - Кирилловская;

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

ВЛ 220 кВ Холмогорская - Когалым;

ВЛ 220 кВ Холмогорская - Кирилловская;

ВЛ 110 кВ Урьевская - Васильев-1,2;

ВЛ 110 кВ 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 "Россети Тюмень", а также находится в зоне ответственности Центрального ПМЭС ПАО "ФСК ЕЭС" (рисунок 9), в который входят:

часть территории МО Сургутский муниципальный район (севернее р. Оби), за исключением территории между реками Тромъеган и Аган и городского округа г. Когалым;

часть МО Белоярский муниципальный район (восточнее пос. Юильск);

городской округ - город 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 2019 году максимум потребления мощности Сургутского энергорайона в собственный максимум потребления мощности энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов составил 1981 МВт.

Основными источниками электроснабжения потребителей Сургутского энергорайона являются Сургутская ГРЭС-1 и Сургутская ГРЭС-2 установленной мощностью 3333 МВт и 5667,143 МВт соответственно и собственные электростанции ПАО "Сургутнефтегаз".

На территории Сургутского энергорайона 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 500 кВ:

1, 2 АТГ 500/220 кВ ПС Пересвет;

1, 2, 3 АТГ 500/220 кВ ПС Сомкинская.

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

Нижневартовский энергорайон:

ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 - Сибирская.

Ноябрьский энергорайон:

ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 - Холмогорская.

Когалымский энергорайон:

ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 - Трачуковская;

ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 - Трачуковская;

ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 - Кирилловская;

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

ВЛ 220 кВ Имилор - Кирилловская;

ВЛ 220 кВ Восточно-Моховая - Кирилловская;

ВЛ 110 кВ Сова - Сарымская - 1, 2;

ВЛ 110 кВ Восточно-Моховая - Слава.

Нефтеюганский энергорайон:

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

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

ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 - Святогор;

ВЛ 500 кВ Магистральная - Сомкинская;

ВЛ 220 кВ Пересвет - Шубинская;

ВЛ 220 кВ Полоцкая - Шубинская;

ВЛ 220 кВ Сомкинская - Ленинская.

Няганский энергорайон:

ВЛ 500 кВ Пересвет - Ильково.

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

Урайский энергорайон

Урайский энергорайон территориально соответствует зоне деятельности одноименного филиала электрических сетей АО "Россети Тюмень", а также находится в зоне ответственности Центрального и Южного ПМЭС ПАО "ФСК ЕЭС" (рисунок 0), в который входят:

МО Кондинский район и МО Советский район автономного округа;

часть МО Ханты-Мансийский район (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 2019 году максимум потребления мощности Урайского энергорайона в собственный максимум потребления мощности энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов составил 415 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.

Карта-схема Урайских электрических сетей ЭЭС автономного округа

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

На территории Урайского энергорайона размещаются 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 "Россети Тюмень" "Энергокомплекс", а также находится в зоне ответственности Южного ПМЭС ПАО "ФСК ЕЭС" (рисунок 10), в который входят территории МО города Нягани, Октябрьского, Белоярского, Березовского районов, части МО Советский район, части МО Ханты-Мансийский район севернее пос. Красноленинский и части Шурышкарского района Ямало-Ненецкого автономного округа с общей площадью одна третья часть территории автономного округа.

Рисунок 10. Карта-схема электрических сетей Няганского энергорайона 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 2019 году максимум потребления мощности Няганского энергорайона в собственный максимум потребления мощности энергосистемы Тюменской области, Ханты-Мансийского и Ямало-Ненецкого автономных округов составил 549 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 энергорайона размещаются 1 электрическая ПС 500 кВ, 4 ПС 220 кВ, 39 ПС 110 кВ.

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

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

Урайский энергорайон:

ВЛ 500 кВ Няганская ГРЭС - Луговая;

ВЛ 220 кВ Няганская ГРЭС - Картопья;

ВЛ 220 кВ Новая - Хора;

ВЛ 110 кВ Яхлинская - Хора;

ВЛ 110 кВ Лазаревская - Хора;

ВЛ 110 кВ Картопья - Вандмтор 1, 2.

Сургутский энергорайон:

ВЛ 500 кВ Пересвет - Ильково.

Северный энергорайон:

ВЛ 110 кВ Надым - Лонг-Юган - Сорум.

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

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

В соответствии с государственной программой автономного округа "Жилищно-коммунальный комплекс и городская среда", утвержденной постановлением Правительства автономного округа от 5 октября 2018 года N 347-п, с изменениями, внесенными постановлением Правительства автономного округа от 27 декабря 2019 года N 544-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 2025 года сформирован на основании данных базового варианта долгосрочного прогноза согласно СиПР ЕЭС России 2020 - 2026 и представлен в таблице 16.

Таблица 16.

Показатель	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
Электропотребление ЭЭС ХМАО - Югры, ТО и ЯНАО, млн кВт ч	94770	96968	99467	101769	103462	104158
Годовой прирост, %	1,3	2,3	2,6	2,3	1,7	0,7
Максимальная нагрузка ЭЭС ХМАО - Югры, ТО и ЯНАО, МВт	12488	12812	13165	13445	13639	13758
Годовой прирост, %	1,6	2,6	2,8	2,1	1,4	0,9
В т.ч. по ЭЭС ЭЭС ХМАО - Югры
Электропотребление автономного округа, млн кВт·ч	69360	69749	70717	72074	73117	73308
Среднегодовые темпы прироста	0,3%	0,6%	1,4%	1,9%	1,4%	0,3%
Максимальная нагрузка, МВт	8938	8992	9095	9250	9354	9388
Среднегодовые темпы прироста	0,2%	0,6%	1,1%	1,7%	1,1%	0,4%

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

Динамика изменения максимума нагрузки и потребления электроэнергии ЭЭС автономного округа на 2015 - 2019 годы (факт) и 2020 - 2025 годы представлены на рисунках 11 и 12 соответственно.

Рисунок 11. График отчетных и прогнозных данных максимума потребления мощности ЭЭС автономного округа на 2015 - 2019 годы (факт) и на период до 2025 года (план), МВт

Рисунок 12. Динамика изменения потребления электроэнергии ЭЭС автономного округа на 2015 - 2019 годы (факт) и на период до 2025 года (план), млн кВт·ч

Данные о прогнозном потреблении электроэнергии и мощности крупными потребителями на период до 2025 года приведены в таблице 17 и 18.

На рисунках 13 и 14 приведена структура прогнозного потреблении электрической энергии и мощности крупными потребителями (более 50 МВт) на период до 2025 года.

Прирост нагрузки в ЭЭС автономного округа по прогнозу, соответствующему СиПР ЕЭС России 2020-2026, на период до 2025 года составляет 464 МВт. Среднегодовой прирост нагрузки по Ханты-Мансийскому автономному округу - Югре ожидается величиной 0,87%.

Основной рост потребления электрической мощности ЭЭС автономного округа на рассматриваемый перспективный период до 2025 года намечается в Нефтеюганском энергорайоне.

Таблица 17.

Прогноз потребления мощности крупными потребителями на территории автономного округа на период до 2025 года*, МВт

Наименование	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
"Сургутский ЗСК" филиал ООО "Газпром переработка"	32,7	32,7	33,2	36,7	49,2	49,2
ООО "Газпром трансгаз Югорск"	44,1	43,8	43,3	42,9	42,5	42,0
от АО "Россети Тюмень"	26,0	25,8	25,6	25,3	25,1	24,8
от собственной генерации	18,1	17,9	17,8	17,6	17,4	17,2
ООО "Газпром трансгаз Сургут"	108,1	108,1	108,1	108,1	108,1	108,1
ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"	1 235	1 204	1 204	1 211	1 203	1 196
от АО "Россети Тюмень"	951	946	947	953	945	938
от ПАО "ФСК ЕЭС"	40	40	40	40	40	39
от собственной генерации	243,6	217,9	217,9	217,9	217,9	217,9
ООО "ЛУКОЙЛ-АИК"	29,6	31,1	32,1	27,1	26,4	26,0
АО "РН-Няганьнефтегаз"	215,8	217,3	216,0	216,8	217,0	217,1
от АО "Россети Тюмень"	135,8	135,8	135,8	135,8	135,8	135,8
от ПАО "ФСК ЕЭС"	23,0	23,0	23,0	23,0	23,0	23,0
от собственной генерации	57,0	58,5	57,2	58,0	58,1	58,3
ООО "РН-Юганскнефтегаз" (с учётом собственной генерации)	1841,8	1918,3	1972,3	1999,2	2025,2	2040,8
АО "Самотлорнефтегаз"	897,69	900,68	879,70	875,96	873,62	873,62
"Белозерный ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	190,5	190,5	190,5	190,5	190,5	190,5
"Нижневартовский ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	210,1	210,1	210,1	210,1	210,1	210,1
Южно-Балыкский ГПЗ - филиал АО "СибурТюменьГаз"	66,4	66,4	66,4	66,4	66,4	66,4
"Няганьгазпереработка" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	100,4	100,4	100,4	100,4	100,4	100,4
ПАО "Сургутнефтегаз"	1341,0	1345,9	1350,8	1355,7	1360,6	1365,6
от АО "Россети Тюмень"	592,9	597,1	601,3	605,5	609,7	614,0
от ПАО "ФСК ЕЭС"	87,0	87,6	88,2	88,8	89,4	90,1
от ООО "СГЭС"	10,9	11,0	11,0	11,1	11,2	11,3
от собственной генерации	647,6	647,6	647,6	647,6	647,6	647,6
иные источники электроснабжения	2,6	2,7	2,7	2,7	2,7	2,7
ООО "Газпромнефть-Хантос" (с учётом собственной генерации)	129,529	165,014	178,160	179,754	180,243	179,486
ПАО "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"	48,50	50,22	49,54	49,89	50,69	50,70
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология"	24,3	24,5	24,4	24,4	24,4	24,4
ООО "ЮрскНефть" (с учётом собственной генерации)	20,8	20,8	20,8	20,8	20,8	20,8
ПАО "Славнефть-Мегионефтегаз"	412,8	412,2	401,0	401,9	403,1	403,1
от АО "Россети Тюмень"	349,4	353,0	336,3	323,1	324,0	324,0
от ПАО "ФСК ЕЭС"	22,8	22,8	22,8	22,8	22,8	22,8
от собственной генерации	40,7	36,4	41,9	56,0	56,3	56,3
АО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие"	88,3	86,2	85,4	84,8	82,7	82,6
от АО "Россети Тюмень"	88,3	86,2	85,4	84,8	82,7	82,6

Таблица 18.

Прогноз потребления электроэнергии крупными потребителями на территории автономного округа на период до 2025 года, млн. кВт ч

Наименование	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
"Сургутский ЗСК" филиал ООО "Газпром переработка"	286,8	286,8	291,1	321,3	431,2	431,2
ООО "Газпром трансгаз Югорск"	330,1	326,8	323,5	320,3	317,1	313,9
от АО "Россети Тюмень"	194,8	192,8	190,9	189,0	187,1	185,2
от собственной генерации	135,3	134,0	132,6	131,3	130,0	128,7
ООО "Газпром трансгаз Сургут"	746,6	746,6	746,6	746,6	746,6	746,6
ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"	10068,1	9815,2	10287,2	10346,4	10302,0	10216,5
от АО "Россети Тюмень"	7 692,0	7 570,1	7 941,4	7 998,1	7 950,3	7 873,7
от ПАО "ФСК ЕЭС"	341,5	336,1	352,6	355,1	353,0	349,6
от собственной генерации	2034,6	1909,1	1993,2	1993,2	1998,7	1993,2
ООО "ЛУКОЙЛ-АИК"	252,4	256,9	259,7	245,0	242,9	241,8
от АО "Россети Тюмень"	87,5	91,9	94,7	80,0	77,9	76,8
от собственной генерации	164,9	165,0	165,0	165,0	165,0	165,0
АО "РН-Няганьнефтегаз"	1677,7	1741,1	1817,7	1855,3	1906,8	1906,8
от АО "Россети Тюмень"	967,8	1020,1	1107,8	1138,2	1187,2	1187,2
от ПАО "ФСК ЕЭС"	209,9	209,9	209,9	209,9	209,9	209,9
от собственной генерации	499,9	511,0	499,9	507,2	509,7	509,7
ООО "РН-Юганскнефтегаз" (с учётом собственной генерации)	15573,8	16224,9	16666,7	16895,7	17122,4	17278,2
АО "Самотлорнефтегаз"	7780,0	7728,3	7707,3	7674,5	7675,0	7675,0
"Белозерный ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	1500,6	1500,6	1500,6	1500,6	1500,6	1500,6
"Нижневартовский ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	1466,9	1466,9	1466,9	1466,9	1466,9	1466,9
"Южно-Балыкский ГПЗ" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	538,8	538,8	538,8	538,8	538,8	538,8
"Няганьгазпереработка" - филиал АО "СибурТюменьГаз"	703,0	703,0	703,0	703,0	792,4	792,4
ПАО "Сургутнефтегаз"	11491,1	11552,6	11614,7	11677,4	11740,7	11804,7
от АО "Россети Тюмень"	5257,1	5309,7	5362,8	5416,4	5470,6	5525,3
от ПАО "ФСК ЕЭС"	771,0	778,8	786,5	794,4	802,4	810,4
от ООО "СГЭС"	96,4	97,4	98,4	99,3	100,3	101,3
от собственной генерации	5343,2	5343,2	5343,2	5343,2	5343,2	5343,2
иные источники электроснабжения	23,4	23,6	23,8	24,1	24,3	24,6
ООО "Газпромнефть-Хантос" (с учётом собственной генерации)	1113,0	1416,7	1530,2	1543,2	1547,4	1541,4
ПАО "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"	425,91	437,84	439,67	435,89	444,13	444,13
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология"	213,4	215,1	213,3	213,3	213,3	213,3
ООО "ЮрскНефть" (с учётом собственной генерации)	177,7	177,7	177,7	177,7	177,7	177,7
ПАО "Славнефть-Мегионефтегаз"	3591,7	3576,7	3479,6	3487,6	3506,9	3506,9
от АО "Россети Тюмень"	3037,8	3061,1	2916,4	2801,6	2817,3	2817,3
от ПАО "ФСК ЕЭС"	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0	200,0
от собственной генерации	353,9	315,7	363,1	485,9	489,6	489,6
АО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие"	773,0	754,5	747,8	742,2	725,9	725,9
от АО "Россети Тюмень"	773,0	754,5	747,8	742,2	725,9	725,9

* В таблице 17, 18 и на рисунках 14-15 приведена информация о прогнозном потреблении электроэнергии и мощности в соответствии с предоставленными данными от крупных потребителей. Эти данные не учитывают складывающуюся в начале 2020 года ситуацию с пандемией коронавируса COVID-19, могут быть скорректированы при переоценке производственных планов крупными потребителями и учтены при формировании схемы и программы развития электроэнергетики на последующий период.

Рисунок 13. Структура потребления электрической мощности крупными потребителями на территории автономного округа на период до 2025 года

Рисунок 14. Структура потребления электрической энергии крупными потребителями на территории автономного округа на период до 2025 года

Перечень основных перспективных потребителей

В ЭЭС автономного округа в рассматриваемый период до 2025 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.

N	Наименование заявителя	Район (расположение энергопринимающего устройства)	Наименование центра питания	Заявляемая мощность, МВт
1	ООО "РН-Юганскнефтегаз"	Соровское месторождение	ПС 110 кВ Соровская	23,6
		Северо-Салымское месторождение	ПС 110/35/6 кВ Водозабор	13,0
		Нефтеюганский район	ПС 110 кВ Петелинская	11,2
		Нефтеюганский район	ПС 220 Вектор	56,4
2	ПАО "НК "Роснефть"	Среднебалыкское месторождение нефти	ПС 110 кВ Арго (ввод в работу в 2019 г.)	9,4
		Встречное месторождение нефти	ПС 110 кВ Встречная (ввод в работу в 2018 г.)	15,485
		Кузоваткинское месторождение нефти	ПС 110 кВ Кузоваткинская (вновь вводимая)	23,0
		Приразломное месторождение нефти	ПС 110 кВ Север (вновь вводимая)	26,0
		Соровское месторождение нефти	ПС 110 кВ Александрова (вновь вводимая)	37,0
		Среднеугутское месторождение нефти	ПС 110 кВ Вишневая (ввод в работу в 2019 г.)	36,8
		Среднеугутское месторождение нефти	ПС 110 кВ Тупсилор (вновь вводимая)	39,0
		Мамонтовское месторождение нефти	ПС 110 кВ УПСВ-1 (Суворовская) (вновь вводимая)	21,0
		Чупальское месторождение нефти	ПС 110 кВ Московская (вновь вводимая)	27,0
		Нефтеюганский район	ПС 110 кВ Водозабор-2	27,0
		Нефтеюганский район	ПС 110 кВ Пойковская-2	30,0
		Нефтеюганский район	ПС 110 кВ Юганская-2 (вновь вводимая)	32
		Нефтеюганский район	ПС 110 кВ Эргинская (вновь вводимая)	41,3
		Нефтеюганский район	ПС 110 кВ Восточно-Сургутская-2	30
3	ООО "РН-ЮганскГазПереработка"	Нефтеюганский район	ПС 110 кВ ГПК Майский (вновь вводимая)	20,0
4	ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"	Когалымский район	ПС 110 кВ Полюс (вновь вводимая)	36,0
5	АО "Самотлорнефтегаз"	Самотлорское месторождение нефти	ПС 110 кВ КНС-39 (вновь вводимая)	28,9
		Самотлорское месторождение нефти	ПС 110 кВ КНС-18	13,3*
		Самотлорское месторождение нефти	ПС 110 кВ КНС-8А	8,5
6	ТПП "Повхнефтегаз" ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"	Когалымский район	ПС 110 кВ КНС-1	7,7
7	МУП "ГЭС" г. Ханты-Мансийск	г. Ханты-Мансийск	ПС 110 кВ Пойма	5
8	ООО "КАНБАЙКАЛ"	Нефтеюганский район	ПС 110 кВ Унтыгейская (вновь вводимая)	25,0
9	АО "ЮРЭСК"	г. Югорск	ПС 110 кВ Хвойная	4,7
10	"Салым Петролеум Девелопмент Н.В."	Нефтеюганский район	ПС 110 кВ Южной части Верхнесалымского месторождения (вновь вводимая)	30,0
11	АО "НК "Конданефть"	Нефтеюганский район	ПС 110 кВ Чапровская	20,0
12	АО "НК "Конданефть"	Нефтеюганский район	ПС 110 кВ Невская	20,0
13	АО "Газпромэнерго"	Когалымский район	ПС 110 кВ Родник	31,5
14	МУП "СРЭС" муниципального образования Сургутский район	г. Лянтор	ПС 110 кВ Вынга	24,0**
15	АО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие"	Нижневартовский район	ПС 110 кВ Ореховская, ПС 110 кВ Ермаковская	4,9
16	ООО "Славнефть-Мегионнефтегаз"	Нижневартовский район	ПС 110 кВ Мартовская	9,1
17	АО "Самотлорнефтегаз"	Нижневартовский район	ПС 110 кВ КНС-5	5,8
18	ООО "Тенарис Северсталь"	Сургутский район	ПС 110 кВ Технолог	14
19	ОАО "СН-МНГ"	Нижневартовский район	ПС 110 кВ Новопокурская	4,7
20	АО "Самотлорнефтегаз"	Нижневартовский район	ПС 110 кВ КНС-23	4,9
21		Нижневартовский район	ПС 110 кВ КНС-16	4,9
22		Нижневартовский район	ПС 110 кВ Мега	4,9
23	ООО "РН-Юганскнефтегаз"	Нефтеюганский район	ПС 110 кВ Островная	4,9
24	ПАО "НК "Роснефть"	Нефтеюганский район	ПС 110 кВ Иглинская	4,9
25	ООО "Торгплаза-Сургут"	г. Сургут	ПС 110 кВ Западная	6,0
26	ПАО "Сургутнефтегаз"	Западно-Туканское месторождение нефти	ПС 110 кВ Соровская-2 (вновь вводимая)	5,0

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

** в том числе предусмотрен перевод существующей нагрузки в объеме 24 МВт с ПС 110 кВ Лянторская на ПС 110 кВ Вынга

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 2025 года, учитывающие перспективный прогноз электроэнергии (мощности) ЭЭС автономного округа, соответствующие СиПР ЕЭС России 2020 - 2026.

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 2020 - 2026.

Перспективный баланс электроэнергии (мощности) приведен в таблицах 20, 21 и на рисунках 15, 16.

Таблица 20.

млн кВт·ч

Наименование показателя	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
Электропотребление ЭЭС ХМАО - Югры, ТО и ЯНАО, млн кВт ч	94770	96968	99467	101769	103462	104158
Годовой прирост, %	1,3	2,3	2,6	2,3	1,7	0,7
Производство электрической энергии ЭЭС ХМАО - Югры, ТО и ЯНАО, млн кВт ч	101380	102956	104805	105868	107301	107857
Годовой прирост, %	-0,3	1,6	1,8	1,0	1,4	0,5
Сальдо перетоков электрической энергии, млн кВт ч	-6610	-5988	-5338	-4099	-3839	-3699
В т.ч. по ЭЭС ХМАО - Югры
Электропотребление, млн кВт-ч	69 360	69 749	70 717	72 074	73 117	73 308
Собственная выработка, млн кВт-ч	87 677	87 705	87 733	87 749	88 905	88 905
Среднегодовые темпы прироста электропотребления, %	0,3	0,6	1,4	1,9	1,4	0,3
Сальдо перетока ("+" дефицит - получение; "-" избыток - выдача)	-18 317	-17 956	-17 016	-15 675	-15 788	-15 597

Таблица 21.

МВт

Показатель	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
Потребление мощности ЭЭС ХМАО - Югры, ТО и ЯНАО	12488,0	12812,0	13165,0	13445,0	13639,0	13758,0
Установленная мощность ЭЭС ХМАО - Югры, ТО и ЯНАО	17294,8	17294,8	17314,8	17314,8	17334,8	17329,8
В т.ч. по ЭЭС ХМАО - Югры
Потребление мощности, всего	8 938	8 992	9 095	9 250	9 354	9 388
Установленная мощность, всего	14 139,19	14 139,19	14 159,19	14 159,19	14 179,48	14 174,19
Сургутская ГРЭС-1 (ПАО "ОГК-2")	3 333	3 333	3 333	3 333	3 333	3 308
Сургутская ГРЭС-2 (ПАО "Юнипро")	5667,143	5667,143	5687,143	5687,143	5707,143	5727,143
Нижневартовская ГРЭС (АО "Нижневартовская ГРЭС")	2 031	2 031	2 031	2 031	2 031	2 031
Няганская ГРЭС (ПАО "Фортум" филиал Энергосистема "Западная Сибирь")	1361	1361	1361	1361	1361	1361
ПАО "Сургутнефтегаз" (21 ГТЭС, 6 ГПЭС, 84 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
ПАО "Славнефть - Мегионнефтегаз" (ГТЭС Ново-Покуровская, ГТЭС Покамасовская, ГПЭС ДНС-2 Западно-Асомкинская)	34,53	34,53	34,53	34,53	34,53	34,53
ГТЭС Западно-Малобалыкского м.р. (ООО "ЮрскНефть")	14,4	14,4	14,4	14,4	14,4	14,4
ПАО "Передвижная энергетика" (ПЭС Казым)	72	72	72	72	72	72
АО "РН-Няганьнефтегаз" (ГТЭС Каменная)	72	72	72	72	72	72
ООО "Соровскнефть" (ГПЭС Соровского м/р)	15,4	15,4	15,4	15,4	15,4	15,4
ООО "Башнефть-Добыча" (ГПЭС Кирско-Коттынского м/р)	12	12	12	12	12	12
ГПЭС "Нижне-Шапшинская"	23,8	23,8	23,8	23,8	23,8	23,8
Энергокомплекс на Верхне-Шапшинском м/р	14	14	14	14	14	14
ГПЭС "Хантэк Южная"	8,436	8,436	8,436	8,436	8,436	8,436
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	11 319,19	11 319,19	11 339,19	11 339,19	11 359,48	11 354,19
Сальдо перетока ("+" дефицит - получение; "-" избыток - выдача)	-2 381,19	-2 327,19	-2 244,19	-2 089,19	-2 005,48	-1 966,19

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

Рисунок 15. Баланс электрической мощности автономного округа до 2025 года

Рисунок 16. Баланс электрической энергии автономного округа до 2025 года

Несмотря на увеличение максимумов нагрузки потребителей в ЭЭС автономного округа перспективный баланс электроэнергии (мощности) на период до 2025 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 2025 года сохраняется избыточным.

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

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

В соответствии с СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 годы в энергосистеме Ханты-Мансийского автономного округа до 2025 года планируются мероприятия по модернизации генерирующего оборудования, мероприятия по вводу, демонтажу и перемаркировке не планируются. Данные по модернизации представлены в таблица 22.

Таблица 22.

Объемы изменения установленной мощности генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования с высокой вероятностью реализации по ЭЭС ХМАО - Югры на 2020 - 2025 годы, МВт

Электростанция (станционный номер, тип турбины)	Генерирующая компания	Вид топлива	2020	2021	2022	2023	2024	2025	2020 - 2025
Сургутская ГРЭС-1
13 К-210-130	ПАО "ОГК-2"	Газ	-	-	-	-	-	-25	-25
Сургутская ГРЭС-2
1 К-800-240	ПАО "Юнипро"	Газ	-	-	20	-	-	-	20
4 К-800-240	ПАО "Юнипро"	Газ	-	-	-	-	-	20	20
6 К-800-240	ПАО "Юнипро"	Газ	-	-	-	-	20	-	20
Всего по станции			-	-	20	-	20	20	60

Перечень планируемых к вводу электросетевых объектов

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

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

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

разработка мероприятий по развитию электрической сети проводилась с учетом разработки альтернативных вариантов и соответствующего их технико-экономического сравнения с последующим выбором оптимального варианта (наименее затратного), в том числе в рамках выполнения внестадийного 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 51 237,49 млн руб. с НДС в ценах 1 кв. 2020 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 2020 - 2026;

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 2019 года.

Нормативные возмущения определены согласно методическим указаниям по устойчивости энергосистем, утвержденным приказом Минэнерго России от 03.08.2018 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 выбираются наиболее благоприятные условия для проведения ремонтов элементов сети, а также большинство плановых ремонтов на территории ЭЭС автономного округа сопровождаются превентивной подготовкой ремонтных схем для снижения рисков выхода параметров режима из области допустимых значений в ПАР в ремонтной схеме.

В нормальной схеме электрической сети ЭЭС автономного округа в электрических режимах зимнего и летнего максимума и минимума нагрузок на период 2019 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:

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

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

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

изменение активной мощности генерирующего оборудования электростанций;

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

включение/отключение и изменение реактивной мощности СКРМ;

изменение коэффициентов трансформации (авто) трансформаторов;

отключение в резерв ЛЭП:

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

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

Помимо схемно-режимных мероприятий для ввода параметров режима в область допустимых значений используются существующие устройства противоаварийной автоматики - 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 2025 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 - 2025 годы.

Расчеты проведены для режимов зимних максимальных нагрузок рабочего дня, зимних минимальных нагрузок рабочего дня, летних максимальных нагрузок рабочего дня, летних минимальных нагрузок выходного дня.

Расчетные температурные условия и потребление энергосистемы на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югра в период зимнего и летнего максимума и минимума нагрузки 2020 - 2025 годов согласно ГОСТ Р 58670-2019 приняты следующие:

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

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

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

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

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

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.

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 - 2025 годы были использованы данные о развитии энергосистемы в соответствии с СиПР ЕЭС России 2020 - 2026, 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 "Россети Тюмень" и увеличения мощности (перетока) из сети АО "Россети Тюмень":

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 2020).

Таблица 23.

Перечень планируемых к вводу объектов электросетевого хозяйства в ЭЭС автономного округа на период до 2025 года

N п/п	Наименование проекта (строительство/ реконструкция/ проектирование)	Параметры		Год ввода	Основание для выполнения мероприятия
N п/п		км	МВА	Год ввода	Основание для выполнения мероприятия
В соответствии с СиПР ЕЭС 2020 - 2026 и в рамках реализации технологического присоединения по заключенным договорам
Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала
1	Реконструкция ПС 220 кВ Мегион с заменой автотрансформатора 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА на автотрансформатор мощностью 125 МВА без изменения трансформаторной мощности		1х125	2023	Реновация основных фондов
2	Реконструкция ПС 500 кВ Белозерная с заменой двух автотрансформаторных групп 500/220/10 кВ мощностью 3х167 МВА на две автотрансформаторные группы мощностью 501 МВА без изменения трансформаторной мощности		2х501	2025	Реновация основных фондов
3	Установка на ПС 500 кВ Святогор основной быстродействующей защиты ВЛ 110 кВ Святогор - Чупальская I, II цепи	-	-	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
4	Замена ОВ-110 в ОРУ-110 кВ ПС 220 кВ Снежная	-	-	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств "Салым Петролеум Девелопмент Н.В."
5	Замена трансформаторов тока и ВЧ-заградителей ячеек ВЛ 110 кВ Снежная - Западно-Салымская - 1, 2 на ПС 220 кВ Снежная	-	-	2020
6	Расширение ОРУ-110 кВ ПС 220 кВ Мираж на две линейные ячейки 110 кВ	-	-	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств АО "Самотлорнефтегаз"
7	Замена на ПС 220 кВ Когалым ошиновки в ячейках 110 кВ Тевлин 1, 2	-	-	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"
8	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	-	-	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"
9	Установка на ПС 110 кВ Кирилловская 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	-	-	2020
10	Установка АОПО ВЛ 110 кВ Святогор - Сибирь - 1, 2 на ПС 500 кВ Святогор с реализацией каналов УПАСК	-	-	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
11	Установка АОПО ВЛ 110 кВ Святогор - Средний Балык - 1, 2 на ПС 500 кВ Святогор с реализацией каналов УПАСК	-	-	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
12	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 ПАО "НК "Роснефть"
13	Установка АПНУ на ПС 220 кВ Снежная с реализацией каналов УПАСК	-	-	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть", АО "НК "Конданефть", ООО "РН-Ендырнефтегаз"
14	Установка АОПО ВЛ 110 кВ Снежная - КС-7 на ПС 220 кВ Снежная с реализацией каналов УПАСК	-	-	2020
15	Расширение ОРУ-110 кВ ПС 220 кВ Когалым на две линейные ячейки 110 кВ	-	-	2021	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь"
16	Установка АОПО ВЛ 110 кВ Когалым-Уральская I, II цепь с отпайкой на ПС Весна с реализацией каналов УПАСК		-	2021
17	Расширение ОРУ 220 кВ ПС 500 кВ Святогор на две линейные ячейки	-	-	2021	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
18	Расширение ОРУ 220 кВ ПС 500 кВ Демьянская на две линейные ячейки*		-	2021	СиПР ЕЭС 2020-2026 Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть", АО "НК "Конданефть", ООО "РН-Ендырнефтегаз"
19	Установка АОПО ВЛ 220 кВ Сотник - Катыш и ВЛ 220 кВ Сотник - Ильичевка на ПС 220 кВ Сотник с организацией каналов УПАСК		-	2021	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть", АО "НК "Конданефть", ООО "РН-Ендырнефтегаз"
20	Реконструкция ПС 220 кВ Правдинская с установкой третьего АТ 220/110 кВ мощностью 125 МВА и увеличением трансформаторной мощности на 125 МВА до 375 МВА с подключением через два выключателя 220 и 110 кВ	-	125	2021	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
21	Расширение ОРУ-110 кВ ПС 220 кВ Правдинская на две линейные ячейки для присоединения ВЛ 110 кВ Правдинская - Пойковская-2 I, II цепь	-	-	2020
22	Расширение ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Вектор на две линейные ячейки	-	-	2021	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
23	Установка устройств АОПО на ПС 220 кВ Ленинская на ВЛ 110 кВ Вектор - Ленинская I, II цепь	-	-	2021
АО "Россети Тюмень"
24	Установка АОПО ВЛ 110 кВ Снежная - Фоминская - 1, 2 на ПС 110 кВ Фоминская с реализацией каналов УПАСК	-	-	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть", АО "НК "Конданефть", ООО "РН-Ендырнефтегаз"
25	ПС 110 кВ УПСВ Майского м/р (Тупсилор) с отпайками от ВЛ 110 кВ СП Средний Балык - Арго - 1, 2	2х9,11	2х40	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
26	ПС 110 кВ УПСВ-1 Мамонтовского м/р (Суворовская) с отпайками от ВЛ 110 кВ Пыть-Ях - Лосинка 1, 2 цепи	2х3,7	2х25	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
27	Строительство ПС 110 кВ Кузоваткинского м/р	-	2х25	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
28	ВЛ 110 кВ СП Чупальская - Кузоваткинская - 1, 2	2х25	-	2020
29	СП 110 кВ в районе ПC 110 кВ Чупальская	-	-	2020
30	ПС 110 кВ Север с отпайками от ВЛ 110 кВ Правдинская - Меркурий - 1, 2	2х5	2х40	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
31	ПС 110 кВ Соровская-2 с ВЛ 110 кВ Соровская - Соровская-2 - 1, 2	2х9,056	2х40	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
32	Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ Кинтус - Соровская - 1, 2	2х34,51	-	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
33	Реконструкция ПС 110 кВ Кинтус с расширением ОРУ 110 кВ на две линейные ячейки	-	-	2020
34	Реконструкция ПС 110 кВ Соровская с расширением ОРУ 110 кВ на четыре линейные ячейки	-	-	2020
35	ПС 110 кВ Чупальская-2 (Московская) с отпайками от ВЛ 110 кВ СП Чупальская - Кузоваткинская - 1, 2	2х2,77	2х40	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
36	Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ ПП Восточный - ПП Угутский - 1, 2 до ПС 110 кВ Унтыгейская	2х20	-	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "Кан-Байкал"
37	Сооружение шлейфового захода ВЛ 110 кВ Восточный - Угутский -2 на ПС 110 кВ Тайга	1х0,5	-	2020
38	Реконструкция ПС 110 кВ Петелинская с заменой трансформаторов 2х25 на 2х40 МВА	-	2х40	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "РН-Юганскнефтегаз"
39	ПС 110 кВ Эргинская с ВЛ 110 кВ СП Выкатная - Эргинская - 1, 2	2х32,485	2х40	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
40	СП 110 кВ в районе ПС 110 кВ Выкатная с подключением к отпайкам на ПС 110 кВ Выкатная ВЛ 110 кВ Снежная - Фоминская-1, 2	-	-	2020
41	Реконструкция ПС 110 кВ Выкатная в объеме, необходимом для подключения СП 110 кВ в районе ПС 110/35/10 кВ Выкатная	-	-	2020
42	Сооружение ПС 110 кВ Чапровская	-	2х25	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств АО "НК "Конданефть"
43	Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ от СП 110 кВ в районе ПС 110/10 кВ Батово до вновь сооружаемой ПС 110/35/10 Чапровская	2х19,587	-	2020
44	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
45	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 ПАО "НК-Роснефть"
46	Строительство СП 110 кВ в районе ПС 110 кВ Лосинка	-	-	2020
47	Реконструкция ВЛ 110 кВ Когалым - Тевлин - 1, 2 с отпайкой на ПС Родник на участке от ПС 220 кВ Когалым до отпайки на ПС 110 кВ Родник с заменой провода АС-150 на провод АС 240	2х4,4	-	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"
48	Установка на ПП 110 кВ Меркурий на ВЛ 110 кВ Приобская ГТЭС - Меркурий - 1, 2 микропроцессорных устройств РЗиА	-	-	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК-Роснефть"
49	Установка АОПО ВЛ 110 кВ Кинтус - Соровская - 1, 2 на ПС 110 кВ Соровская	-	-	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК-Роснефть"
50	Установка АОПО ВЛ 110 кВ Святогор - Чупальская - 1, 2 на ПС 110 кВ Чупальская	-	-	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК-Роснефть"
51	Установка АОСН на ПС 110 кВ Соровская, ПС 110 кВ Чупальская	-	-	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК-Роснефть"
52	Строительство надстройки 220 кВ на ПП 110 кВ Угутский (ПС 220 кВ Погорелова) трансформаторной мощностью 250 МВА	-	2х125	2021	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
53	Реконструкция ПП 110 кВ Угутский с расширением ОРУ 110 кВ на две линейные ячейки	-	-	2021
54	Строительство двухцепной ВЛ 220 кВ Святогор - Погорелова I, II цепь ориентировочной протяженностью 159,874 км	2х79,937	-	2021
55	Строительство ПС 110/10 кВ ГПК Майский	-	2х25	2021	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "РН-ЮганскГазПереработка"
56	Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ Кратер - Средний Балык - 1, 2 с отпайками (между ПС 220 кВ Кратер и отпайкой на ПС 110 кВ Промысловая и ПС 110 кВ Иглинская) до ПС 110 кВ ГПК Майский	2х3,025	-	2021
57	Реконструкция ПС 110 кВ Промысловая с приведением схемы ОРУ-110 кВ к схеме "110-5Н"	-	-	2021
58	Отсоединение ПС 110 кВ Промысловая от отпайки от ВЛ 110 кВ Кратер - Средний Балык - 1, 2 на ПС 110 кВ Иглинская. Сооружение шлейфового захода ВЛ 110 кВ Кратер - Средний Балык - 1 на ПС 110 кВ Промысловая	3	-	2021
59	Строительство ПС 110 кВ Невская	-	2х25	2021	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств АО "НК "Конданефть", ООО "РН-Ендырнефтегаз"
60	Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ отпайками от ВЛ 110 кВ СП Батово - Чапровская - 1, 2 до вновь сооружаемой ПС 110 кВ Невская	2х42	-	2021
61	Строительство надстройки 220 кВ на ПС 110 кВ Батово трансформаторной мощностью 250 МВА (2х125 МВА)	-	2х125	2021	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть", АО "НК "Конданефть", ООО "РН-Ендырнефтегаз"
62	Строительство ВЛ 220 кВ Демьянская - Батово ориентировочной протяженностью 240 км (2х120 км)*	2х120	-	2021
63	Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ от вновь сооружаемой ПС 220 кВ в районе ПС 110 кВ Батово до ПС 110 кВ Батово	2х0,6	-	2021
64	Реконструкция ПС 110/10 кВ Батово с приведением схемы ОРУ-110 кВ к схеме "110-13Н"	-	-	2020
65	Строительство двух двухцепных ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Батово до точки врезки в ВЛ 110 кВ Снежная - Фоминская I, II цепи с отпайками с образованием шлейфовых заходов ВЛ 110 кВ Снежная - Батово I, II цепь с отпайкой на ПС Горноправдинская и ВЛ 110 кВ Батово - Фоминская I, II цепь с отпайкой на ПС 110 кВ Выкатная	4х9	-	2021
66	Замена провода ВЛ 110 кВ Батово - Фоминская I, II цепь с отпайкой на ПС 110 кВ Выкатная на участке от ПС 110 кВ Фоминская до отпайки на ПС 110 кВ Выкатная на провод маркой АС-150	2х6	-	2021
67	Расширение ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Лосинка на две ячейки	-	-	2021	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК-Роснефть"
68	Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ от вновь сооружаемой ПС 220 кВ в районе ПС 110 кВ Лосинка до ПС 110 кВ Лосинка	2х1	-	2021
69	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	-	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь".
70	Реконструкцию ВЛ 110 кВ Магистральная - Кинтус I, II цепь на участке от ПС 500 кВ Магистральная до отпайки на ПС 110 кВ Лазеевская с заменой провода АС-120 на провод АС-150	2х8,94	-	2022	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "Сургутнефтегаз"
ООО "Кан-Байкал"
71	Строительство ПС 110/35/10 кВ Унтыгейская	-	2х25	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "Кан-Байкал"
"Салым Петролеум Девелопмент Н.В."
72	Строительство ПС 110/35/6 кВ Южной части Верхнесалымского м.р. с отпайками от ВЛ 110 кВ Снежная - Западно-Салымская - 1, 2	2х13	2х40	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств "Салым Петролеум Девелопмент Н.В."
73	Замена провода ВЛ 110 кВ Снежная - Западно-Салымская - 1, 2 на участке от ПС 220 кВ Снежная до отпайки на ПС 110 Эвихон	2х28,79	-	2020
АО "Самотлорнефтегаз"
74	ПС 110/35/10 кВ КНС-39 с питающими ВЛ 110 кВ Мираж - КНС-39 - 1, 2	2х16,3	2х40	2021	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств АО "Самотлорнефтегаз"
ПАО "Россети"
75	Строительство ПС 220 кВ в районе ПС 110 кВ Лосинка трансформаторной мощностью 250 МВА (2х125 МВА)	-	2х125	2021	СиПР ЕЭС 2020-2026 Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК-Роснефть"
76	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Пыть-Ях - ЮБГПЗ на ПС 220 кВ в районе ПС 110 кВ Лосинка ориентировочной протяженностью 16 км (2х8 км)	2х8	-	2021
77	Установка на ПС 110 кВ Лосинка АОПО ВЛ 110 кВ Ленинская - Лосинка I, II цепь с отпайками	-	-	2021	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК-Роснефть"
ПАО "НК "Роснефть"
78	Строительство ПС 110 кВ Пойковская-2	-	2х40	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"
79	Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ Правдинская - Пойковская-2 I, II цепь	2х19	-	2020
80	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	2020
81	Строительство ПС 110 кВ Восточно-Сургутская-2 с двухцепной ВЛ 110 кВ Вектор - Восточно-Сургутская-2	2х30	2х40	2021
ООО "Газпромэнерго"
82	Реконструкция ПС 110 кВ Родник с заменой трансформаторов 2х40 на 2х63 МВА	-	2х63	2020	Технологическое присоединение энергопринимающих ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"
ООО "Лукойл-ЗС"
83	Сооружение ПС 110/35/6 кВ Полюс	-	2х40	2021	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь"
84	Сооружение питающей двухцепной ВЛ 110 кВ до ПС 110 кВ Полюс от ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Когалым	2х47,9	-	2021

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

С учетом мероприятий, представленных в таблице 23, произведены расчеты электроэнергетических режимов на период до 2025 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 в целях ввода параметров режима в область допустимых значений при единичных нормативных возмущениях в нормальной и ремонтных схемах достаточно выполнения следующих схемно-режимных мероприятий в соответствии с п. 6.2 ГОСТ Р 58670-2019 "Единая энергетическая система и изолированно работающие энергосистемы. Планирование развития энергосистем. Расчеты электроэнергетических режимов и определение технических решений при перспективном развитии энергосистем. Нормы и требования":

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

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

изменение активной мощности генерирующего оборудования электростанций;

включение/отключение и изменение реактивной мощности СКРМ;

изменение коэффициентов трансформации (авто)трансформаторов;

отключение в резерв ЛЭП;

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

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

Анализ 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 ЦП 110 кВ и выше на основании актуализированных данных по загрузке трансформаторного оборудования в период зимних и летних максимальных и минимальных нагрузок 2019 года.

В таблице 24 приведены данные о текущей загрузке трансформаторного оборудования (данные зимнего и летнего контрольных замеров 2017 - 2019) рассматриваемых центров питания, а также сведения об объемах присоединяемой мощности в рамках реализации договоров на технологическое присоединение энергопринимающих устройств.

Таблица 24.

Сведения о текущей и перспективной загрузке трансформаторов центров питания 110 кВ и выше ЭЭС ХМАО - Югры

Наименование энергорайона	Наименование ПС	Наименование Т (АТ)	Sном, МВА	Uном, кВ	2017*								2018*								2019*								Заявляемая мощность по договору на ТП, МВт
					зимний максимум 18-00 20.12.2017		зимний минимум 02-00 20.12.2017		летний максимум 10-00 21.06.2017		летний минимум 03-00 21.06.2017		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		зимний максимум 16-00 18.12.2019		зимний минимум 02-00 18.12.2019		летний максимум 10-00 19.06.2019		летний минимум 03-00 19.06.2019
					МВт	МВА	МВт	МВА	МВт	МВА	МВт	МВА	МВт	МВА	МВт	МВА	МВт	МВА	МВт	МВА	МВт	МВА	МВт	МВА	МВт	МВА	МВт	МВА	2020	2021	2022	2023	2024	2025
НВЭР	ПС 110 кВ КНС-16	1Т	40	110/35/6	27,80	44,25	32,91	44,21	24,17	44,17	24,15	44,12	10,78	42,95	13,32	35,90	30,19	32,90	25,97	33,10	21,08	41,29	21,44	44,43	0,00	34,93	0,00	34,99	4,9	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
		2Т	40	110/35/6	15,66		10,51		19,03		18,99		31,60		22,14		1,88		6,42		18,83		21,51		34,05		34,10
НВЭР	ПС 110 кВ КНС-21	1Т	25	110/35/6	15,43	33,24	15,05	33,51	12,51	34,34	11,08	32,56	13,60	33,25	9,59	33,01	14,83	34,48	14,70	34,31	15,52	33,80	15,04	33,35	10,48	29,86	9,66	29,41	-3,55	0,0	0,0	4,0	0,0	0,0
		2Т	25	110/35/6	15,50		16,28		19,73		19,56		18,31		22,07		16,96		16,90		17,07		17,10		18,44		18,87
НВЭР	ПС 110 кВ Тагринская	1Т	16	110/35/6	8,75	18,97	8,75	18,93	5,83	13,70	5,93	14,49	11,32	21,22	10,85	20,91	10,48	14,28	7,97	16,74	15,32	21,90	12,90	21,11	12,63	19,60	12,76	19,63	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
		2Т	16	110/35/6	8,22		8,20		5,94		6,42		8,39		8,46		2,74		7,48		4,77		6,47		4,94		4,79
НЮЭР	ПС 110 кВ Юганская	1Т	40	110/35/6	20,17	44,76	20,05	46,61	19,99	38,23	21,43	39,30	20,88	41,71	20,85	41,65	29,21	48,67	31,98	54,42	21,52	39,47	22,57	40,98	32,42	43,57	34,02	44,21	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0	0,0
		2Т	40	110/35/6	22,96		24,78		16,06		15,55		18,46		18,58		17,27		19,75		16,70		17,00		8,84		8,81

* время контрольного замера московское

ПС 110 кВ КНС-21

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

Перегрузочная способность трансформаторного оборудования ПС 110 кВ КНС-21 принята в соответствии с приказом Минэнерго России от 8 февраля 2019 года N 81 "Об утверждении требований к перегрузочной способности трансформаторов и автотрансформаторов, установленных на объектах электроэнергетики, и ее поддержанию и о внесении изменений в Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденные приказом Минэнрего России от 19 июня 2003 N 229" (далее - приказ МЭ России N 81).

Наименование трансформатора	Марка трансформатора	Год ввода	IномВН, А	ДДТН, %
Т-1	ТДТН-25000/110	1981	125,5	Зимний период (0°C)
				115
				Летний период (+30°C)
				91
Т-2	ТДТН-25000/110	1979	125,5	Зимний период (0°C)
				115
				Летний период (+30°C)
				91

Максимальная нагрузка данной подстанции за 2017 - 2019 годы в зимний/летний контрольный замер составила (см. таблица 24):

2017 год - 33,51/34,34 МВА;

2018 год - 33,25/34,48 МВА;

2019 год - 33,80/29,86 МВА.

В результате анализа суточных графиков нагрузки трансформаторов в дни контрольного замера максимальная загрузка в день зимнего контрольного замера выявлена 18.12.2019 в 10:00 и составляет 34,03 МВА, максимальная загрузка в день летнего контрольного замера выявлена 20.06.2018 в 15:00 и составляет 34,65 МВА. При аварийном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ КНС-21 токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 136% от I_ном (171 А) и превышает ДДТН, в режиме летних нагрузок составляет 138% от I_ном (174 А) и превышает ДДТН.

Согласно представленным данным собственника (письмо АО "Россети Тюмень" от 10.03.2020 N БА-1664), возможен перенос существующей точки раздела электрической сети с переводом электроснабжения части потребителей ПС 110 кВ КНС-21 на другие энергоузлы (на ПС 110 кВ Самотлор и ПС 110 кВ КНС-18 и ПС 110 кВ КНС-22) в объеме до 9 МВт.

При аварийном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ КНС-21 токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) после выполнения СРМ может составить до 99% от I_ном (124 А, 24,65 МВА), данная загрузка превышает ДДТН в летний период, при этом нагрузка ПС 110 кВ Самотлор (3х25 МВА), ПС 110 кВ КНС-22 (2х25 МВА) и ПС 110 кВ КНС-18 (2х25 МВА) не превысит ДДТН в нормальной схеме и может составить 35,4 МВА, 19,3 МВА и 12,5 МВА (с учетом ТУ на ТП 24,8 МВА).

Возможность снижения загрузки трансформаторного оборудования ПС 110 кВ КНС-21 ниже уровня ДДТН отсутствует. В случае аварийного отключения одного из трансформаторов на ПС 110 кВ КНС-21 объем ГВО составит 1,9 МВА.

Для обеспечения длительно допустимой токовой нагрузки Т-1(2) мощностью 25 МВА в схеме, сложившейся после отключения Т-2(1), необходима его замена на новый трансформатор мощностью не менее 21,4 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 25 МВА.

Таким образом, для обеспечения длительно допустимой токовой нагрузки Т-1(2) ПС 110 кВ КНС-21 при аварийном отключении (выводе в ремонт) Т-2(1) рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов ПС 110 кВ КНС-21 номинальной мощностью 2х25 МВА на новые силовые трансформаторы номинальной мощностью не менее 2х25 МВА. Замену трансформаторов рекомендуется выполнить путем перемещения существующих трансформаторов, установленных на ПС 110 кВ Вах (2х40 МВА), на ПС 110 кВ КНС-21 с последующей установкой на ПС 110 кВ Вах высвободившихся трансформаторов 2х25 МВА с ПС 110 кВ КНС-21.

Согласно данным АО "Россети Тюмень" в рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 4 МВт к ПС 110 кВ КНС-21 и перевод 3,55 МВт нагрузки на ПС 110 кВ КНС-18. Расчетный максимум перспективной нагрузки ПС 110 кВ КНС-21 с учетом эффекта совмещения максимов нагрузки при этом может составить 35 МВА.

При аварийном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ КНС-21 токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) после выполнения СРМ может составить до 100% от I_ном (125 А, 25 МВА), данная загрузка превышает ДДТН в летний период, при этом нагрузка ПС 110 кВ Самотлор (3х25 МВА), ПС 110 кВ КНС-22 (2х25 МВА) и ПС 110 кВ КНС-18 (2х25 МВА) не превысит ДДТН в нормальной схеме и может составить 35,4 МВА, 19,3 МВА и 12,5 МВА (с учетом ТУ на ТП 24,8 МВА).

Для обеспечения длительно допустимой токовой нагрузки Т-1(2) мощностью 25 МВА в схеме, сложившейся после отключения Т-2(1), необходима его замена на новый трансформатор мощностью не менее 21,7 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 25 МВА.

С учетом загрузки трансформаторов 2х40 МВА на ПС 110 кВ Вах, которая составляет 16,7 МВА, рекомендуется выполнить перемещение существующих трансформаторов, установленных на ПС 110 кВ Вах на ПС110 кВ КНС-21, с последующей установкой на ПС 110 кВ Вах высвободившихся трансформаторов 2х25 МВА с ПС 110 кВ КНС-21. Перспективная загрузка трансформаторов на ПС 110 кВ КНС-21 после замены составит 87% от I_ном (176 А, без учета перевода нагрузки).

Анализ данных контрольного замера показывает, что наибольшая нагрузка ПС 110 кВ Вах не превышает 16,7 МВА (зимний минимум 2018 года). Новые договора об осуществлении технологического присоединения к ПС 110 кВ Вах отсутствуют. После установки на ПС 110 кВ Вах высвободившихся трансформаторов 2х25 МВА при аварийном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ Вах токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) не превысит 67% от I_ном (84 А).

ПС 110 кВ Тагринская

На ПС 110 кВ Тагринская установлено 2 силовых трансформатора.

Перегрузочная способность трансформаторного оборудования ПС 110 кВ Тагринская принята в соответствии приказом МЭ России N 81.

Наименование трансформатора	Марка трансформатора	Год ввода	I_ном^ВН, А	ДДТН, %
Т-1	ТДТН-16000/110-76У1	1985	80,3	Зимний период (0°C)
				115
				Летний период (+30°C)
				91
Т-2	ТДТН-16000/110-76У1	1984	80,3	Зимний период (0°C)
				115
				Летний период (+30°C)
				91

2017 год - 18,97/14,49 МВА;

2018 год - 21,22/16,74 МВА;

2019 год - 21,90/19,63 МВА.

В результате анализа суточных графиков нагрузки трансформаторов в дни контрольного замера максимальная загрузка в день зимнего контрольного замера выявлена 18.12.2019 в 16:00 и составляет 21,90 МВА, максимальная загрузка в день летнего контрольного замера выявлена 19.06.2019 в 23:00 и составляет 20,93 МВА. При аварийном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ Тагринская токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(1) в режиме зимних нагрузок составляет 137% от I_ном (110 А) и превышает ДДТН, в режиме летних нагрузок составляет 131% от I_ном (105 А) и также превышает ДДТН.

Прирост нагрузки на ПС 110 кВ Тагринская в рамках базового прогноза отсутствует.

Согласно представленным данным собственника (письмо от 10.03.2020 N БА-1664) на ПС 110 кВ Тагринская возможность переноса существующей точки раздела электрической сети с переводом электроснабжения части потребителей ПС 110 кВ Тагринская на другие энергоузлы отсутствует. В случае аварийного отключения одного из трансформаторов на ПС 110 кВ Тагринская объем ГВО составит 6,4 МВА.

Для обеспечения длительно допустимой токовой нагрузки существующих Т-1(2) мощностью 16 МВА в схеме, сложившейся после отключения Т-2(1), необходима его замена на новый трансформатор мощностью не менее 19 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 25 МВА.

В связи с тем, что рассматриваемые схемно-режимные мероприятия не позволяют обеспечить допустимый уровень нагрузки при допустимой длительности, в целях снижения уровня токовой загрузки Т-1(2) ПС 110 кВ Тагринская при аварийном отключении (выводе в ремонт) Т-2(1) рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов ПС 110 кВ Тагринская номинальной мощностью 2х16 МВА на силовые трансформаторы номинальной мощностью не менее 2х25 МВА.

ПС 110 кВ Юганская

На ПС 110 кВ Юганская установлено 2 силовых трансформатора.

Перегрузочная способность трансформаторного оборудования ПС 110 кВ Юганская принята в соответствии с приказом МЭ России N 81.

Наименование трансформатора	Марка трансформатора	Год ввода	I_номВН, А	ДДТН, %
Т-1	ТДТН-40000/110-66У1	1987	200,8	Зимний период (0°C)
				115
				Летний период (+30°C)
				91
Т-2	ТДТН-40000/110-66У1	1988	200,8	Зимний период (0°C)
				115
				Летний период (+30°C)
				91

Максимальная совмещенная нагрузка данной подстанции за 2017 - 2019 годы в зимний/летний контрольный замер составила (см. таблица 24):

2017 год - 46,61/39,30 МВА;

2018 год - 41,71/54,42 МВА;

2019 год - 40,98/44,21 МВА.

В результате анализа суточных графиков нагрузки трансформаторов в дни контрольного замера максимальная загрузка в день зимнего контрольного замера выявлена 20.12.2017 в 06:00 и составляет 46,61 МВА, максимальная загрузка в день летнего контрольного замера выявлена в 20.06.2018 в 02:00 и составляет 54,42 МВА. При аварийном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ Юганская загрузка оставшегося в работе Т-2(1) составит 117% от I_ном (234 А) в зимний период и до 136% от I_ном (273 А) в летний период соответственно, что превышает ДДТН в зимний и летний период.

Прирост нагрузки на ПС 110 кВ Юганская в рамках базового прогноза отсутствует.

Согласно представленным данным собственника (письмо от 10.03.2020 NБА-1664) на ПС 110 кВ Юганская возможность переноса существующей точки раздела электрической сети с переводом электроснабжения части потребителей ПС 110 кВ Юганская на другие энергоузлы отсутствует.

Поскольку возможность снижения загрузки трансформаторного оборудования ПС 110 кВ Юганская ниже уровня ДДТН отсутствует, в случае аварийного отключения одного из трансформаторов на ПС 110 кВ Юганская объем ГВО составит 18 МВА.

Для обеспечения длительно допустимой токовой нагрузки Т-1(2) мощностью 40 МВА в схеме, сложившейся после отключения Т-2(1), необходима его замена на новый трансформатор мощностью не менее 47,3 МВА (с учетом допустимой длительной перегрузки трансформаторов с возможным повышенным износом изоляции в соответствии с приказом МЭ России N 81). Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 63 МВА.

В связи с тем, что отсутствуют схемно-режимные мероприятия, позволяющие обеспечить допустимый уровень нагрузки, в целях снижения уровня токовой загрузки Т-1(2) ПС 110 кВ Юганская при аварийном отключении (выводе в ремонт) Т-2(1) рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов ПС 110 кВ Юганская номинальной мощностью 2х40 МВА на силовые трансформаторы номинальной мощностью 2х63 МВА.

ПС 110 кВ КНС-16

На ПС 110 кВ КНС-16 установлено 2 силовых трансформатора.

Перегрузочная способность трансформаторного оборудования ПС 110 кВ КНС-16 принята в соответствии с приказом МЭ России N 81.

Наименование трансформатора	Марка трансформатора	Год ввода	I_номВН, А	ДДТН, %
Т-1	ТДТН-40000/110-78-У1	1996	200,8	Зимний период (0°C)
				125
				Летний период (+30°C)
				115
Т-2	ТДТН-40000/110-78-У1	1980	200,8	Зимний период (0°C)
				115
				Летний период (+30°C)
				91

2017 год - 44,25/44,17 МВА;

2018 год - 42,95/33,10 МВА;

2019 год - 44,43/34,99 МВА.

Фактический максимум нагрузки данной ПС составляет 44,43 МВА в зимний период и 44,17 МВА в летний период. При аварийном отключении Т-1(2) ПС 110 кВ КНС-16 загрузка оставшегося в работе Т-2(1) составит 111% от I_ном (223 А) в зимний период и до 105% от I_ном (222 А) в летний период соответственно, что превышает ДДТН.

Согласно представленным данным собственника (письмо от 10.03.2020 NБА-1664) на ПС 110 кВ КНС-16 возможность переноса существующей точки раздела электрической сети с переводом электроснабжения части потребителей ПС 110 кВ КНС-16 на другие энергоузлы отсутствует.

Поскольку возможность снижения загрузки трансформаторного оборудования ПС 110 кВ КНС-16 ниже уровня ДДТН в летний период отсутствует, в случае аварийного отключения одного из трансформаторов на ПС 110 кВ КНС-16 в летний период объем ГВО составит 8,2 МВА.

Для обеспечения длительно допустимой токовой нагрузки Т-1(2) мощностью 40 МВА в схеме, сложившейся после отключения Т-2(1), необходима его замена на новый трансформатор мощностью не менее 38,4 МВА. Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 40 МВА.

Согласно данным АО "Россети Тюмень", в рамках реализации ТУ на ТП планируется подключение энергопринимающих устройств максимальной заявленной мощностью 4,9 МВт к ПС 110 кВ КНС-16. Расчетный максимум перспективной нагрузки данной подстанции с учетом эффекта совмещения максимумов нагрузки может составить 49,0 МВА.

При аварийном отключении Т-1(Т-2) ПС 110 кВ КНС-16 токовая загрузка оставшегося в работе Т-2(Т-1) может составить 123% от I_ном (247 А), данная загрузка превышает ДДТН в летний период.

Поскольку возможность снижения загрузки трансформаторного оборудования ПС 110 кВ КНС-16 ниже уровня ДДТН отсутствует, в случае аварийного отключения одного из трансформаторов на ПС 110 кВ КНС-16 в летний период объем ГВО составит 12,6 МВА.

Для обеспечения длительно допустимой токовой нагрузки Т-1(2) мощностью 40 МВА в схеме, сложившейся после отключения Т-2(1), необходима его замена на новый трансформатор мощностью не менее 42,6 МВА (с учетом допустимой длительной перегрузки трансформаторов с возможным повышенным износом изоляции в соответствии с приказом МЭ России N 81). Ближайшим большим стандартным по номинальной мощности к указанному значению является трансформатор мощностью 63 МВА.

В связи с тем, что отсутствуют схемно-режимные мероприятия позволяющие обеспечить допустимый уровень нагрузки, в целях снижения уровня токовой загрузки Т-2(Т-1) ПС 110 кВ КНС-16 при аварийном отключении (выводе в ремонт) Т-1(Т-2) рекомендуется выполнить замену существующих силовых трансформаторов Т-1 и Т-2 ПС 110 кВ КНС-16 номинальной мощностью 2х40 МВА на новые силовой трансформатор номинальной мощностью 2х63 МВА.

Рекомендации по корректировке сроков ввода электросетевых объектов 220 кВ и выше относительно СиПР ЕЭС России 2020-2026

Анализ расчетов электрических режимов на период до 2025 года показал, что необходимость изменения сроков реализации мероприятий по развитию электроэнергетики ЭЭС автономного округа, предусмотренных СиПР ЕЭС России 2020 - 2026, отсутствует.

Перечень электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу в период до 2025 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), представленных в таблице 25.

Таблица 25.

N п/п	Наименование проекта (строительство/ реконструкция/ проектирование)	Параметры		Год ввода	Основание для выполнения мероприятия
N п/п		км	МВА	Год ввода	Основание для выполнения мероприятия
В рамках расширения и реконструкции ПС 110 кВ и выше
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	-	2х25 2х40	2020	Ликвидация ГВО при единичных отключениях из нормальной схемы электрической сети
2	Реконструкция ПС 110 кВ Быстринская	-	-	2021	Замена физически и морально устаревшего оборудования
3	Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Тагринская с заменой трансформаторов Т1 и Т2 с увеличением трансформаторной мощности с 2х16 до 2х25 МВА.		2х25	2020	Ликвидация ГВО при единичных отключениях из нормальной схемы
4	Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Юганская с заменой трансформаторов Т1 и Т2 с увеличением трансформаторной мощности с 2х40 до 2х63 МВА		2х63	2020	Ликвидация ГВО при единичных отключениях из нормальной схемы
5	Реконструкция ПС 110 кВ КНС-16 с заменой трансформаторов Т1 и Т2 с увеличением трансформаторной мощности с 2х40 до 2х63 МВА		2х63	2020	Ликвидация ГВО при единичных отключениях из нормальной схемы

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 ВЛ 110 кВ Западно-Камынская - Пимская-2

ВЛ 110 кВ Западно-Камынская - Пимская-2 введена в работу в 1986 году - срок эксплуатации составляет 34 года (нормативный срок эксплуатации - 35 лет).

По итогам технического обследования ВЛ 110 кВ (акт технического состояния от 22.09.2017 N 43) требуется выполнение реконструкции ВЛ с выполнением таких работ:

порядка 100 опор требуют замены;

7 опор требуют ремонта свай;

10 опор требуют перестановки на новый фундамент;

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

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

Электроснабжение населенных пунктов Сытомино, Лямино, Песчаное, Горный (численность сельского поселения Сытомино составляет около 2000 человек, деревни Лямино - 765 человек, поселка Песчаное - 135 человек, поселка Горный - 200 человек) осуществляется от ПС 110 кВ Сытомино и ПС 110 кВ Песчаная по одноцепной ВЛ 110 кВ, подключенной отпайкой к ВЛ 110 кВ Западно-Камынская - Пимская-2.

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

Реконструкция ПС 110 кВ Быстринская

Оборудование, здания и сооружения, расположенные на территории подстанции ПС 110/35/6 кВ Быстринская, морально устарели и физически изношены, что подтверждено актом обследования подстанции "Быстринская" от 26.04.2017. 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.

Учитывая вышесказанное, рекомендуется выполнение комплексной реконструкции ПС 110 кВ Быстринская.

Анализ баланса реактивной мощности в электрических сетях напряжением 110 кВ и выше ЭЭС ХМАО - Югры на перспективу до 2025 года

Расчет баланса реактивной мощности показал, что во всех рассмотренных режимах 2020 - 2025 годов в нормальной схеме электрической сети ЭЭС ХМАО - Югры является сбалансированной по реактивной мощности. При этом в зависимости от рассматриваемых режимных условий (зимний или летний минимум, или максимум нагрузок) наблюдаются незначительные изменения баланса реактивной мощности как в сторону дефицита, так и в сторону избытка. При этом расчет режимов нормальных, ремонтных и послеаварийных схем не выявил снижения/повышения напряжения на шинах станций и подстанций 110 кВ и выше ЭЭС ХМАО - Югры ниже/выше допустимых пределов. Таким образом, дополнительных мер по компенсации реактивной мощности в ЭЭС ХМАО - Югры в сети 110 кВ и выше не требуется.

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 электрических сетей напряжением 110 кВ и выше ЭЭС ХМАО - Югры определены объемы электросетевого строительства и выполнена оценка капитальных затрат на их реализацию.

Стоимость реализации мероприятий по сетевому строительству определена укрупнено с использованием:

сборника "Укрупненные стоимостные показатели линий электропередачи и подстанций напряжением 35-750 кВ" ², внесенного приказом Минстроя России от 06.10.2014 N 597/пр в Федеральный реестр сметных нормативов для мероприятий на объектах Филиала ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала;

"Сборника укрупненных показателей стоимости строительства (реконструкции) подстанций и линий электропередачи для нужд ОАО "Холдинг МРСК" ³ для мероприятий на объектах других собственников;

отраслевого сборника сметных цен на основные материалы, изделия и конструкции, применяемые в электросетевом строительстве "Сборник цен на оборудование АСУТП, РЗА и ПА" ⁴;

данных о стоимости по объектам-аналогам.

Укрупненные стоимостные показатели в указанных сборниках 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 2020 года индексами изменения сметной стоимости оборудования, строительно-монтажных работ, пусконаладочных работ, проектных и изыскательских работ, прочих работ и затрат.

Индексы пересчета сметной стоимости строительства в базисном уровне цен в текущие цены 1 квартала 2020 года представлены в таблице 26.

Таблица 26.

Наименование	Значение
Индекс изменения сметной стоимости оборудования ⁵	4,78
Индексы изменения сметной стоимости СМР (к ФЕР-2001):
Воздушная прокладка провода с алюминиевыми жилами	5,75
Прочие объекты	10,55
Пусконаладочные работы	30,96
Индекс изменения сметной стоимости проектно-изыскательских работ ⁶	5,29
Индекс изменения сметной стоимости прочих работ и затрат	9,43

В стоимость строительства ВЛ включены затраты, учитывающие усложняющие условия строительства, - на вырубку и подготовку просеки, устройство лежневых дорог ⁷, а также дополнительные затраты на строительство ВЛ на болотистых трассах.

_________________________________

² утвержден приказом ОАО "ФСК ЕЭС" от 09.07.2012 N 385 (в редакции приказа ОАО "ФСК ЕЭС" от 21.10.2014 N 477).

³ утвержден приказом ОАО "Холдинг МРСК" от 20.09.2012 N 488.

⁴ утвержден и введен в действие Федеральным центром ценообразования в строительстве и промышленности строительных материалов (Экспертное заключение N 01-020-04/10-2006 от 04.12.2006)

⁵Письмо Минстроя России от 09.12.2019 N 46999-ДВ/09.

⁶Письмо Минстроя России от 04.04.2018 N 13606-ХМ/09 (в соответствии с письмом Минстроя России от 25.12.2017 N 58300-ОГ/09).

⁷ Устройство лежневых дорог принималось условно на участке в размере 20% протяженности ВЛ свыше 20 км.

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.

Перечень
реализуемых и перспективных проектов по развитию территориальных распределительных сетей, выполнение которых необходимо для обеспечения прогнозного спроса на электрическую энергию (мощность), а также для обеспечения надежного энергоснабжения и качества электрической энергии на территории ХМАО - Югры

N п/п	Наименование проекта (строительство/ реконструкция/ проектирование)	Наименование титула по СиПР ЕЭС, ИПР филиалов ПАО "Россети", предусматривающих выполнение рекомендуемого мероприятия	Параметры		Год ввода*	Год ввода по ИПР ДЗО ПАО "Россети"	Наличие в региональной СТП (объекты 110 кВ)	Заказчик	Источник данных по стоимости	Основание для выполнения мероприятия	Стоимость в базисном уровне цен. млн руб. с НДС	Стоимость в ценах 1 кв. 2020 года. млн руб. с НДС**
N п/п			км	МВА	Год ввода*	Год ввода по ИПР ДЗО ПАО "Россети"	Наличие в региональной СТП (объекты 110 кВ)	Заказчик	Источник данных по стоимости	Основание для выполнения мероприятия	Стоимость в базисном уровне цен. млн руб. с НДС	Стоимость в ценах 1 кв. 2020 года. млн руб. с НДС**
В соответствии с СиПР ЕЭС 2020 - 2026 и в рамках реализации технологического присоединения по заключенным договорам
Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала
1	Реконструкция ПС 220 кВ Мегион с заменой автотрансформатора 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА на автотрансформатор мощностью 125 МВА без изменения трансформаторной мощности	Реконструкция ПС 220 кВ Мегион с заменой автотрансформатора 220/110/10 кВ мощностью 125 МВА на автотрансформатор мощностью 125 МВА без изменения трансформаторной мощности		1х125	2023	2023	нет	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала	СиПР ЕЭС	Реновация основных фондов	н/д	281.69
2	Реконструкция ПС 500 кВ Белозерная с заменой двух автотрансформаторных групп 500/220/10 кВ мощностью 3х167 МВА на две автотрансформаторные группы мощностью 501 МВА без изменения трансформаторной мощности	Реконструкция ПС 500 кВ Белозерная с заменой двух автотрансформаторных групп 500/220/10 кВ мощностью 3х167 МВА на две автотрансформаторные группы мощностью 501 МВА без изменения трансформаторной мощности		2х501	2025	2025	нет	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала	СиПР ЕЭС	Реновация основных фондов	н/д	4584.43
3	Установка на ПС 500 кВ Святогор основной быстродействующей защиты ВЛ 110 кВ Святогор - Чупальская I,II цепи	-	-	-	2020	-	-	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала	Оценка капитальных затрат	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	1.33	8.34
4	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.	-	-	2020	2021	да	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала	ИПР ПАО "ФСК ЕЭС"	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств "Салым Петролеум Девелопмент Н.В."	н/д	29.6
5	Замена трансформаторов тока и ВЧ-заградителей ячеек ВЛ 110 кВ Снежная - Западно-Салымская - 1,2 на ПС 220 кВ Снежная		-	-	2020	2021	да	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала				29.6
6	Расширение ОРУ-110 кВ ПС 220 кВ Мираж на две линейные ячейки 110 кВ	-	-	-	2020	2021	нет	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала	Оценка капитальных затрат	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств АО "Самотлорнефтегаз"	26.86	172.74
7	Замена на ПС 220 кВ Когалым ошиновки в ячейках 110 кВ Тевлин 1, 2	Реконструкция ПС 500 кВ Кирилловская (установка АОПО) и ПС 220 кВ Когалымская (замена ошиновки ячеек ВЛ 110 кВ Когалым-Тевлин I,II цепь, замена ВЧЗ - 5 шт.) (для ТП энергопринимающих устройств АО "Тюменьэнерго")	-	-	2020	2021	да	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала	ИПР ПАО "ФСК ЕЭС"	Технологическое присоединение энергопринимающих ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"	н/д	23.68
8	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		-	-	2020		нет	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала		Технологическое присоединение энергопринимающих ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"
9	Установка на ПС 110 кВ Кирилловская 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		-	-	2020		нет	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала
10	Установка АОПО ВЛ 110 кВ Святогор - Сибирь - 1,2 на ПС 500 кВ Святогор с реализацией каналов УПАСК	-	-	-	2020	-	нет	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала	Оценка капитальных затрат	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	1.87	11.72
11	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	да	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала	ИПР ПАО "ФСК ЕЭС"	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	н/д	24.02
12	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		да	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала		Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"		24.02
13	Установка АПНУ на ПС 220 кВ Снежная с реализацией каналов УПАСК	-	-	-	2020	-	нет	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала	Оценка капитальных затрат	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть", АО "НК "Конданефть", ООО "РН-Ендырнефтегаз"	4.61	28.87
14	Установка АОПО ВЛ 110 кВ Снежная - КС-7 на ПС 220 кВ Снежная с реализацией каналов УПАСК	-	-	-	2020	-	да	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала / АО "Россети Тюмень" / ООО "Газпромнефть - Хантос"	Оценка капитальных затрат		0.94	5.86
15	Расширение ОРУ-110 кВ ПС 220 кВ Когалым на две линейные ячейки 110 кВ	Реконструкция ПС 220 кВ Когалымская (расширение РУ 110 кВ на две ячейки, организация каналов УПАСК), реконструкция ПС 500 Кирилловская (организация каналов УПАСК) и реконструкция ПС 110 кВ Уральская (установка АОПО, организация каналов УПАСК) (для ТП энергопринимающих устройств ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь")	-	-	2021	2022	нет	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала	ИПР ПАО "ФСК ЕЭС"	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь"	н/д	88.49
16	Установка АОПО ВЛ 110 кВ Когалым-Уральская I, II цепь с отпайкой на ПС Весна с реализацией каналов УПАСК				2021		нет	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала				88.49
17	Расширение ОРУ 220 кВ ПС 500 кВ Святогор на две линейные ячейки	-	-	-	2021	-	-	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала	Оценка капитальных затрат	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	51.08	320.59
18	Расширение ОРУ 220 кВ ПС 500 кВ Демьянская на две линейные ячейки***				2021		-	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала	Оценка капитальных затрат	СиПР ЕЭС 2020-2026 Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть", АО "НК Конданефть", ООО "РН-Ендырнефтегаз"	53.05	333.54
19	Установка АОПО ВЛ 220 кВ Сотник - Катыш и ВЛ 220 кВ Сотник - Ильичевка на ПС 220 кВ Сотник с организацией каналов УПАСК***				2021		-	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала	Оценка капитальных затрат	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть", АО "НК Конданефть", ООО "РН-Ендырнефтегаз"	2.28	14.27
20	Реконструкция ПС 220 кВ Правдинская с установкой третьего АТ 220/110 кВ мощностью 125 МВА и увеличением трансформаторной мощности на 125 МВА до 375 МВА с подключением через два выключателя 220 и 110 кВ	Реконструкция ПС 220 кВ Правдинская с установкой третьего АТ 220/110 кВ мощностью 125 МВА и увеличением трансформаторной мощности на 125 МВА до 375 МВА	-	1х125	2021	2021	нет	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала	СиПР ЕЭС	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	н/д	736.73
21	Расширение ОРУ-110 кВ ПС 220 кВ Правдинская на две линейные ячейки для присоединения ВЛ 110 кВ Правдинская - Пойковская-2 I, II цепь		-	-	2020		нет	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала				736.73
22	Расширение ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Вектор на две линейные ячейки		-	-	2021	-	-	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала	Оценка капитальных затрат	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	26.19	168.52
23	Установка устройств АОПО на ПС 220 кВ Ленинская на ВЛ 110 кВ Вектор - Ленинская I, II цепь		-	-	2021	-	нет	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала	Оценка капитальных затрат		0.94	5.86
ИТОГО			-	1252	-	-		-	-		169.15	6838.95
АО "Россети Тюмень"
24	Установка АОПО ВЛ 110 кВ Снежная - Фоминская - 1,2 на ПС 110 кВ Фоминская с реализацией каналов УПАСК	-	-	-	2020	-	нет	Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала / АО "Россети Тюмень" / ООО "Газпромнефть - Хантос"	Оценка капитальных затрат	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть", АО "НК "Конданефть", ООО "РН-Ендырнефтегаз"	1.87	11.72
25	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)	2х9,11	2х40	2020	2021	да	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	н/д	930.5
26	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)	2х3,7	2х25	2020	2021	да	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	н/д	1152.7
27	Строительство ПС 110 кВ Кузоваткинского м/р	Подстанция 110/35/6 кВ с питающей ВЛ 110 кВ Кузоваткинского месторождения (новое строительство ПС с трансформаторной мощностью 2х25 МВА)	-	2х25	2020	2020	да	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	н/д	898.07
28	ВЛ 110 кВ СП Чупальская - Кузоваткинская - 1,2	ВЛ 110 кВ Чупальская-Кузоваткинская (новое строительство ВЛ протяженностью 2х25 км)	2х25	-	2020	2020	да	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Тюменьэнерго"		н/д	517.62
29	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	2020	да	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Тюменьэнерго"		н/д	124.78
30	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	да	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	н/д	832.07
31	ПС 110 кВ Соровская-2 с ВЛ 110 кВ Соровская - Соровская-2 - 1,2	ПС 110/35/6 кВ Соровская 2 с ВЛ 110 кВ (новое строительство ПС с трансформаторной мощностью 2х40 МВА и ВЛ протяженностью 2х17 км)	2х9,056	2х40	2020	2020	да	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	н/д	1321.7
32	Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ Кинтус - Соровская - 1,2	ВЛ 110 кВ Соровская-Кинтус (новое строительство ВЛ протяженностью 2х35 км)	2х34,51	-	2020	2020	да	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	н/д	817.52
33	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	да	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Тюменьэнерго"		н/д	231.81
34	Реконструкция ПС 110 кВ Соровская с расширением ОРУ 110 кВ на четыре линейные ячейки	Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Соровская (расширение ОРУ-110 кВ на 4 линейных ячейки)	-	-	2020	2020	да	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Тюменьэнерго"		н/д	217.17
35	ПС 110 кВ Чупальская-2 (Московская) с отпайками от ВЛ 110 кВ СП Чупальская - Кузоваткинская - 1,2	ПС 110/35/6 кВ Московская с ВЛ 110 кВ (новое строительство ПС с трансформаторной мощностью 2х40 МВА и ВЛ протяженностью 2х17 км)	2х2,77	2х40	2020	2021	да	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	н/д	1012.49
36	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	да	АО "Россети Тюмень"	Оценка капитальных затрат	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "Кан-Байкал"	н/д	384.01
37	Сооружение шлейфового захода ВЛ 110 кВ Восточный - Угутский -2 на ПС 110 кВ Тайга	-	1х0,5	-	2020	-	да	АО "Россети Тюмень"	Оценка капитальных затрат		0.93	5.76
38	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	2020	2020	да	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "РН-Юганскнефтегаз"	н/д	785.04
39	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)	2х32,485	2х40	2020	2022	да	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	н/д	1436.38
40	СП 110 кВ в районе ПС 110 кВ Выкатная с подключением к отпайкам на ПС 110 кВ Выкатная ВЛ 110 кВ Снежная - Фоминская-1,2	СП 110 кВ Выкатной (строительство секционирующего пункта 110 кВ с установкой 2-х линейных ячеек 110 кВ)	-	-	2020	2022	да	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Тюменьэнерго"		н/д	219.27
41	Реконструкция ПС 110 кВ Выкатная в объеме, необходимом для подключения СП 110 кВ в районе ПС 110/35/10 кВ Выкатная	Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Выкатная (Расширение ОРУ 110 кВ до схемы 110-9, установка ОПУ, установка 5 ячеек 110 кВ)	-	-	2020	2022	да	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Тюменьэнерго"		н/д	441.37
42	Сооружение ПС 110 кВ Чапровская	ПС 110/35/10 кВ Чапровская с ВЛ 110 кВ (новое строительство ПС с трансформаторной мощностью 2х25 МВА и ВЛ протяженностью 2х16 км)	-	2х25	2020	2022	да	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств АО "НК "Конданефть"	н/д	1062.76
43	Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ от СП 110 кВ в районе ПС 110/10 кВ Батово до вновь сооружаемой ПС 110/35/10 Чапровская		2х19,587	-	2020		да	АО "Россети Тюмень"				1062.76
44	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)	-	-	2020	2022	да	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Тюменьэнерго"		н/д	237.37
45	Строительство ПС 110 кВ Юганская-2 с ВЛ 110 кВ от СП в районе ПС 110 кВ Лосинка	ПС 110/35/6 кВ Юганская 2 с ВЛ 110 кВ (новое строительство ПС с трансформаторной мощностью 2х40 МВА и ВЛ протяженностью 2х26 км)	2х26	2х40	2020	2022	да	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК-Роснефть"	н/д	1422.17
46	Строительство СП 110 кВ в районе ПС 110 кВ Лосинка	СП 110 кВ Лосинка (строительство секционирующего пункта 110 кВ с установкой 2-х линейных ячеек 110 кВ)	-	-	2020	2022	да	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Тюменьэнерго"		н/д	241.12
47	Реконструкция ВЛ 110 кВ Когалым - Тевлин - 1,2 с отпайкой на ПС Родник на участке от ПС 220 кВ Когалым до отпайки на ПС 110 кВ Родник с заменой провода АС-150 на провод АС 240	Реконструкция ВЛ-110 кВ Когалым-Тевлин 1,2 цепь с отпайкой на ПС Родник на участке от ПС 220 кВ Когалым до отпайки на ПС 110 кВ Родник (замена провода АС-150 на АС-240)	2х4,4	-	2020	2021	да	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	Технологическое присоединение энергопринимающих ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"	н/д	71.4
48	Установка на ПП 110 кВ Меркурий и Приобской ГТЭС на ВЛ 110 кВ Приобская ГТЭС - Меркурий - 1,2 микропроцессорных устройств РЗиА	-	-	-	2020	-	да	АО "Россети Тюмень"	Оценка капитальных затрат	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	3.2	23.64
49	Установка АОПО ВЛ 110 кВ Кинтус - Соровская - 1,2 на ПС 110 кВ Соровская	-	-	-	2020	-	да	АО "Россети Тюмень"	Оценка капитальных затрат	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	2.25	16.62
50	Установка АОПО ВЛ 110 кВ Святогор - Чупальская - 1,2 на ПС 110 кВ Чупальская	-	-	-	2020	-	да	АО "Россети Тюмень"	Оценка капитальных затрат	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "РН-Юганскнефтегаз"	2.25	16.62
51	Установка АОСН на ПС 110 кВ Соровская, ПС 110 кВ Чупальская	-	-	-	2020	-	да	АО "Россети Тюмень"	Оценка капитальных затрат	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	0.72	5.31
52	Строительство надстройки 220 кВ на ПП 110 кВ Угутский (ПС 220 кВ Погорелова) трансформаторной мощностью 250 МВА	Надстройка 220 кВ на ПП 110 кВ Угутский с ВЛ 220 кВ Святогор - Угутский (строительство надстройки с трансформаторной мощностью 2х125 МВА и ВЛ протяженностью 2х90 км)	-	2х125	2021	2022	да	АО "Россети Тюмень"	СиПР ЕЭС	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	н/д	3519.44
53	Реконструкция ПП 110 кВ Угутский с расширением ОРУ 110 кВ на две линейные ячейки		-	-	2021		да	АО "Россети Тюмень"				3519.44
54	Строительство двухцепной ВЛ 220 кВ Святогор - Погорелова I, II цепь ориентировочной протяженностью 159,874 км		2х79,937	-	2021		нет	АО "Россети Тюмень"				2625.3
55	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	да	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "РН-ЮганскГазПереработка"	н/д	603.21
56	Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ отпайкой от ВЛ 110 кВ Кратер - Средний Балык - 1,2 с отпайками (между ПС 220 кВ Кратер и отпайкой на ПС 110 кВ Промысловая и ПС 110 кВ Иглинская) до ПС 110 кВ ГПК Майский		2х3,025	-	2021		нет	АО "Россети Тюмень"				603.21
57	Реконструкция ПС 110 кВ Промысловая с приведением схемы ОРУ-110 кВ к схеме "110-5Н"	Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Промысловая (реконструкция ОРУ-110, ОРУ-35, КРУН-6, ТСО, установка ОПУ)	-	-	2021	2022	да	АО "Россети Тюмень"	Оценка капитальных затрат		н/д	426.4
58	Отсоединение ПС 110 кВ Промысловая от отпайки от ВЛ 110 кВ Кратер - Средний Балык - 1,2 на ПС 110 кВ Иглинская. Сооружение шлейфового захода ВЛ 110 кВ Кратер - Средний Балык - 1 на ПС 110 кВ Промысловая	-	3	-	2021	-	да	АО "Россети Тюмень"	Оценка капитальных затрат		6.8	42.07
59	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	да	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств АО "НК "Конданефть", ООО "РН-Ендырнефтегаз"	н/д	1481.56
60	Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ отпайками от ВЛ 110 кВ СП Батово - Чапровская - 1,2 до вновь сооружаемой ПС 110 кВ Невская		2х42	-	2021		да	АО "Россети Тюмень"				1481.56
61	Строительство надстройки 220 кВ на ПС 110 кВ Батово трансформаторной мощностью 250 МВА (2х125 МВА)	Строительство надстройки 220 кВ на ПС 110 кВ Батово трансформаторной мощностью 250 МВА (2х125 МВА)	-	2х125	2021		да	АО "Россети Тюмень"	СиПР ЕЭС	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть", АО "НК "Конданефть"	н/д	178.6
62	Строительство ВЛ 220 кВ Демьянская - Батово ориентировочной протяженностью 240 км (2х120 км)*	Строительство ВЛ 220 кВ Демьянская - Батово ориентировочной протяженностью 240 км (2х120 км)	2х120		2021		нет	АО "Россети Тюмень"	СиПР ЕЭС		н/д	5564.12
63	Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ от вновь сооружаемой ПС 220 кВ в районе ПС 110 кВ Батово до ПС 110 кВ Батово		2х0,6		2021		да	АО "Россети Тюмень"	Оценка капитальных затрат		0.39	2.42
64	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)	-	-	2020	2022	да	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Тюменьэнерго"		н/д	1138.71
65	Строительство двух двухцепных ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Батово до точки врезки в ВЛ 110 кВ Снежная - Фоминская I,II цепи с отпайками с образованием шлейфовых заходов ВЛ 110 кВ Снежная - Батово I, II цепь с отпайкой на ПС Горноправдинская и ВЛ 110 кВ Батово - Фоминская I, II цепь с отпайкой на ПС 110 кВ Выкатная		4х9	-	2021		да	АО "Россети Тюмень"				1138.71
66	Замена провода ВЛ 110 кВ Батово - Фоминская I, II цепь с отпайкой на ПС 110 кВ Выкатная на участке от ПС 110 кВ Фоминская до отпайки на ПС 110 кВ Выкатная на провод маркой АС-150		2х6		2021		да	АО "Россети Тюмень"	Оценка капитальных затрат		4.94	78.07
67	Расширение ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Лосинка на две ячейки	-	-	-	2021	-	да	АО "Россети Тюмень"	Оценка капитальных затрат	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК-Роснефть"	27.29	201.74
68	Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ от вновь сооружаемой ПС 220 кВ в районе ПС 110 кВ Лосинка до ПС 110 кВ Лосинка	-	2х1	-	2021	-	дв	АО "Россети Тюмень"	Оценка капитальных затрат		2.77	17.1
69	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	-	2020	2022	да	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь".	н/д	495.79
70	Реконструкцию ВЛ 110 кВ Магистральная - Кинтус I,II цепь на участке от ПС 500 кВ Магистральная до отпайки на ПС 110 кВ Лазеевская с заменой провода АС-120 на провод АС-150	-	2х8,94	-	2022		нет	АО "Россети Тюмень"	-	Обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ПАО "Сургутнефтегаз"	10.91	342.29
Итого			1029.6	1390	-	-					64.32	31153.81
ООО "Кан-Байкал"
71	Строительство ПС 110/35/10 кВ Унтыгейская	-	-	2х25	2020	-	да	ООО "Кан-Байкал"	Оценка капитальных затрат	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "Кан-Байкал"	83.13	615.96
Итого			-	50	-	-		-	-		83.13	615.96
"Салым Петролеум Девелопмент Н.В."
72	Строительство ПС 110/35/6 кВ Южной части Верхнесалымского м.р. с отпайками от ВЛ 110 кВ Снежная - Западно-Салымская - 1,2	-	2х13	2х40	2020	-	да	"Салым Петролеум Девелопмент Н.В."	Оценка капитальных затрат	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств "Салым Петролеум Девелопмент Н.В."	123.83	873.19
73	Замена провода ВЛ 110 кВ Снежная - Западно-Салымская - 1,2 на участке от ПС 220 кВ Снежная до отпайки на ПС 110 Эвихон	-	2х28,79	-	2020	-	да	"Салым Петролеум Девелопмент Н.В."	Оценка капитальных затрат		51.27	316.62
Итого			83.58	80	-	-		-	-		175.1	1189.81
АО "Самотлорнефтегаз"
74	ПС 110/35/10 кВ КНС-39 с питающими ВЛ 110 кВ Мираж - КНС-39 - 1,2	-	2х16,3	2х40	2021	-	да	АО "Самотлорнефтегаз"	Оценка капитальных затрат	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств АО "Самотлорнефтегаз"	131.91	922.29
Итого			32.6	80	-	-		-	-		131.91	922.29
ПАО "Россети"
75	Строительство ПС 220 кВ в районе ПС 110 кВ Лосинка трансформаторной мощностью 250 МВА (2х125 МВА)	Строительство ПС 220 кВ в районе ПС 110 кВ Лосинка трансформаторной мощностью 250 МВА (2х125 МВА)	-	2х125	2021	-	-	ПАО "Россети"	СиПР ЕЭС	СиПР ЕЭС 2020-2026 Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК-Роснефть"	н/д	1244.16
76	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Пыть-Ях - ЮБГПЗ на ПС 220 кВ в районе ПС 110 кВ Лосинка ориентировочной протяженностью 16 км (2х8 км)	Строительство заходов ВЛ 220 кВ Пыть-Ях - ЮБГПЗ на ПС 220 кВ в районе ПС 110 кВ Лосинка ориентировочной протяженностью 16 км (2х8 км)	2х8	-	2021	-	-	ПАО "Россети"	СиПР ЕЭС		н/д	586.91
77	Установка на ПС 110 кВ Лосинка АОПО ВЛ 110 кВ Ленинская - Лосинка I, II цепь с отпайками		-	-	2021	-	нет	ПАО "Россети"	Оценка капитальных затрат		175.36	1191.68
Итого			16	250	-	-		-	-		175.36	3022.75
ПАО "НК "Роснефть"
78	Строительство ПС 110 кВ Пойковская-2	-	-	2х40	2020	-	да	ПАО "НК "Роснефть"	Оценка капитальных затрат	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "НК "Роснефть"	87.85	650.81
79	Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ Правдинская - Пойковская-2 I, II цепь	-	2х19	-	2020	-	да	ПАО "НК "Роснефть"	Оценка капитальных затрат		52.59	325.02
80	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	-	да	ПАО "НК "Роснефть"	Оценка капитальных затрат		219.11	1462.11
81	Строительство ПС 110 кВ Восточно-Сургутская-2 с двухцепной ВЛ 110 кВ Вектор - Восточно-Сургутская-2	-	2х30	2х40	2021	-	да	ПАО "НК "Роснефть"	Оценка капитальных затрат		175.36	1191.68
Итого			188	240	-	-		-	-		534.91	3629.62
ООО "Газпромэнерго"
82	Реконструкция ПС 110 кВ Родник с заменой трансформаторов 2х40 на 2х63 МВА	-	-	2х63	2021	-	да	ООО "Газпромэнерго"	Оценка капитальных затрат	Технологическое присоединение энергопринимающих ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"	40.81	301.33
Итого			-	126	-	-		-	-		40.81	301.33
ООО "Лукойл-ЗС"
83	Сооружение ПС 110/35/6 кВ Полюс	-	-	2х40	2021	-	нет	ООО "Лукойл-ЗС"	Оценка капитальных затрат	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь"	87.85	650.81
84	Сооружение питающей двухцепной ВЛ 110 кВ до ПС 110 кВ Полюс от ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Когалым	-	2х47,9	-	2021	-	нет	ООО "Лукойл-ЗС"	Оценка капитальных затрат		163.35	1009.61
Итого			95.8	80	-	-		-	-		251.2	1660.42
ПАО "Сургутнефтегаз"
85	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	2020	-	да	ОАО "Сургутнефтегаз"	Оценка капитальных затрат	Технологическое присоединение энергопринимающих устройств ПАО "Сургутнефтегаз" без увеличения присоединяемой мощности	100.33	741.93
Итого			0.64	50	-	-		-	-		100.33	741.93
В рамках расширения и реконструкции ПС 110 кВ и выше
86	"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	Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Вах (замена существующих трансформаторов 2х40 МВА на 2х25 МВА с ПС 110 кВ КНС-21 с уменьшением трансформаторной мощности на 30 МВА до 50 МВА; замена свайного основания силовых трансформаторов 110 кВ;	-	2х25 2х40	2020	2021		АО "Россети Тюмень"	Оценка затрат	Ликвидация ГВО при единичных отключениях из нормальной схемы	4.02	36.93
86		Реконструкция ПС 110/35/6 кВ КНС-21 (замена существующих трансформаторов 2х25 МВА на 2х40 МВА с ПС 110 кВ Вах с увеличением трансформаторной мощности на 30 МВА до 80 МВА; замена свайного основания силовых трансформаторов 110 кВ;	-	2х25 2х40	2020	2021		АО "Россети Тюмень"	Оценка затрат		4.02	36.93
87	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	да	АО "Россети Тюмень"	ИПР АО "Тюменьэнерго"	Замена физически и морально устаревшего оборудования	н/д	245.34
89	Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Тагринская с заменой трансформаторов Т1 и Т2 с увеличением трансформаторной мощности с 2х16 до 2х25 МВА.			2х25	2020		-	АО "Россети Тюмень"	Оценка капитальных затрат	Ликвидация ГВО при единичных отключениях из нормальной схемы	27.13	200.34
93	Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Юганская с заменой трансформаторов Т1 и Т2 с увеличением трансформаторной мощности с 2х40 до 2х63 МВА			2х63	2020		-	АО "Россети Тюмень"	Оценка капитальных затрат	Ликвидация ГВО при единичных отключениях из нормальной схемы	43.41	320.54
94	Реконструкция ПС 110 кВ КНС-16 с заменой трансформаторов Т1 и Т2 с увеличением трансформаторной мощности с 2х40 до 2х63 МВА			2х63	2020		-	АО "Россети Тюмень"	Оценка капитальных затрат	Ликвидация ГВО при единичных отключениях из нормальной схемы	43.41	320.54
Итого			-	302	-	-		-	-		117.97	1160.62

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

** Для объектов, стоимость которых принята на основании СиПР ЕЭС России на 2020 - 2026 годы, ИПР ПАО "ФСК ЕЭС" (утв. приказом Минэнерго России N 36@ от 27.12.2019), ИПР АО "Тюменьэнерго" (утв. приказом Минэнерго России N 21@ от 09.12.2019), указана оценка полной стоимости инвестиционного проекта в прогнозных ценах соответствующих лет (млн руб. с НДС).

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

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

На сегодняшний день стратегическое управление отраслью осуществляется на основе Энергетической стратегии России на период до 2030 года, утверждённой распоряжением Правительства Российской Федерации от 13.11.2009 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 03.04.2013 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, выполнение которой к 2030 году приведет к цифровой электроэнергетической инфраструктуре с качественно новыми характеристиками надёжности, эффективности, доступности и управляемости.

Цель и задачи цифровой трансформации

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

Задачи цифровой трансформации:

1. Адаптивность компаний к новым задачам и вызовам.

2. Улучшение характеристик надежности электроснабжения потребителей.

3. Повышение эффективности компании.

4. Повышение доступности электросетевой инфраструктуры.

5. Развитие кадрового потенциала и новых компетенций.

6. Диверсификация бизнеса компании за счет дополнительных сервисов.

Этапы цифровой трансформации

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

Первый этап цифровой трансформации, являющийся фундаментом всех последующих, заключается во внедрении действующих, уже опробованных, технологий, формирующих аппаратную и информационную основу для дальнейшего развития. Начало работы с массивами данных. Частичная цифровизация производственных процессов. Пилотирование перспективных технологий. Срок реализации 2020 - 2025 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 продолжение внедрения технологий второго уровня. Срок реализации 2026 - 2030 годы.

Технологии программы цифровой трансформации

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

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

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

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

системы мониторинга и диагностирования технического состояния электрооборудования;

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

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

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

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

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

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

телеметрические данные с объектов электросетевого хозяйства;

информация от систем диагностики оборудования;

статистика отказов оборудования;

исторические сведения о результатах измерений и испытаний электротехнических активов;

статистика по экономическому, экологическому и репутационному ущербу Общества.

Применение методов машинного обучения вкупе с большими данными 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 их предупреждения, 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 Ханты-Мансийского автономного округа - Югры, работающих изолированно от ЕЭС России:

д. Анеева,

с. Сосьва,

д. Ломбовож,

д. Кимкьясуй,

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,

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 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 31.12.2004 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.

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	65
Березовский	Игрим	д. Анеева	127
Березовский	Саранпауль	д. Кимкьясуй	83
Березовский	Саранпауль	с. Ломбовож	198
Березовский	Саранпауль	с. Саранпауль	2575
Березовский	Саранпауль	д. Сартынья	38
Березовский	Саранпауль	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	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	282

Рисунок 17. Карта района с указанием городских и сельских поселений ⁸

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

_________________________________

⁸ Здесь и далее карты муниципальных образований автономного округа взяты с единого официального сайта государственных органов автономном округе - Югры www.admhmao.ru

Рисунок 18. Карта района с указанием городских и сельских поселений

Населенные пункты Березовского района, работающие изолированно от ЕЭС России: д. Анеева, д. Кимкьясуй, с. Ломбовож, с. Няксимволь, с. Саранпауль, д. Сартынья, п. Сосьва.

Рисунок 19. Карта района с указанием городских и сельских поселений

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

Рисунок 20. Карта района с указанием городских и сельских поселений

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

Рисунок 21. Карта района с указанием городских и сельских поселений

Населенные пункты Октябрьского района, работающие изолированно от ЕЭС России: с. Большой-Атлым.

Рисунок 22. Карта района с указанием городских и сельских поселений

Населенные пункты Сургутского района, работающие изолированно от ЕЭС России: д. Таурова.

Рисунок 23. Карта района с указанием городских и сельских поселений

Населенные пункты Ханты-Мансийского района, 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

Деревня Нумто, МО сельское поселение Казым

Электроснабжение д. Нумто осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 4 дизель-генератора суммарной установленной электрической мощностью 243 кВт (таблица 29).

Таблица 29.

Сведения
о существующих генерирующих мощностях д. Нумто по состоянию на 1 января 2020 года

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

В таблице 30 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2015 - 2019 годы.

Таблица 30.

Показатель	ед. изм.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	73025	46698	53568	87238	111528
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	708	708	708	6397	1780
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	15	32	30	35	38

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.

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 2025 г. с учетом планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 32.

Таблица 32.

кВт

Показатель	2019 г. факт	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
Установленная мощность	243	243	243	243	243	243	243
Располагаемая мощность	206	206	206	206	206	206	206
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	38	38	38	38	38	38	38

Поселок Ванзеват, МО сельское поселение Полноват

Электроснабжение п. Ванзеват осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 5 дизель-генераторов суммарной установленной электрической мощностью 910 кВт (таблица 33).

Таблица 33.

Сведения
о существующих генерирующих мощностях п. Ванзеват по состоянию на 1 января 2020 года

Марка, модель оборудования, тип генератора		Мощность электростанции, кВт		Техническое состояние
Марка, модель оборудования, тип генератора		Установленная	Располагаемая	Техническое состояние
ADV-200, Volvo N 1	Magnaplus МР-200-4, N 4320АS-120181, 2012 г.	200	170	исправен
ADV-160, Volvo N 2	Magnaplus МР-200-4, N 4320AS-120185, 2012 г.	160	136	исправен
ADV-100, Volvo N 3	363CSL1607, N 1631S-120225, 2012 г.	100	85	исправен
АД-200, ЯМЗ-7514.10	БГ-200-4У2, N 116940, 2004 г.	200	170	исправен
АД-250		250	212	исправен
Итого		910	773

В таблице 34 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2015 - 2019 годы.

Таблица 34.

Показатель	ед. изм.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	1030750	1055762	1065968	1156512	1189589
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	30190	30962	27728	21312	12549
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	312	253	242	250	268

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.

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

В соответствии с инвестиционной программой АО "Юграэнерго" (утверждённая приказом Департамента жилищно-коммунального комплекса и энергетики автономного округа от 3 октября 2019 года N 33-Пр-113) планируется:

1. Установка приборов учета электрической энергии (внедрение АИИС УЭ) с целью обеспечить снижение коммерческих потерь за счет централизованного полного сбора показаний за отчетный период.

2. Реконструкция электрических сетей в с. Ванзеван с целью обеспечить снижение потерь за счет перевода части воздушной линии высшим напряжением 10 кВ.

3. В целях повышения надежности электроснабжения планируется ввод в работу дизельных установок в блочно-модульном исполнении полной заводской готовности напряжением 0,4 кВ (ДГУ-1 - 250 кВт, ДГУ-2 - 200 кВт, ДГУ-3 - 160 кВт) с утилизацией тепловой энергии, с группой резервуаров (РГС - 50 м3*3 шт (150 м3)), с системой учета и контроля движения ГСМ.

Баланс электрической мощности п. Ванзеват до 2025 г. с учетом объектов технологического присоединения и планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 36.

Таблица 36.

кВт

Показатель	2019 г. факт	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
Установленная мощность	710	710	710	610	610	610	610
Располагаемая мощность	604	604	604	519	519	519	519
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	268	268	268	268	268	268	268

Деревня Пашторы, МО сельское поселение Полноват

Электроснабжение д. Пашторы осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 2 дизель-генератора суммарной установленной электрической мощностью 56 кВт (таблица 37).

Таблица 37.

Сведения
о существующих генерирующих мощностях д. Пашторы по состоянию на 1 января 2020 года

Марка, модель оборудования, тип генератора		Мощность электростанции, кВт		Техническое состояние
Марка, модель оборудования, тип генератора		Установленная	Располагаемая	Техническое состояние
Cummins C38D5 N 1	Stamford PI144G, зав. NG11K458396, 2011 г.	28	24	исправен
Cummins C38D5 N 2	Stamford PI144G, зав. NG12J427338, 2012 г.	28	24	исправен
Итого		56	48

В таблице 38 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2015 - 2019 годы.

Таблица 38.

Показатель	ед. изм.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	33600	37360	43790	58946	67104
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	983	1356	968	726	837
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	16	16	30	24	28

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.

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 01.01.2020 также не планируется.

Баланс электрической мощности д. Пашторы до 2025 года с учетом планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 40.

Таблица 40.

кВт

Показатель	2019 г. факт	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
Установленная мощность	56	56	96	96	96	96	96
Располагаемая мощность	48	48	85	85	85	85	85
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	28	28	28	28	28	28	28

Село Тугияны, МО сельское поселение Полноват

Электроснабжение с. Тугияны осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 2 дизель-генератора суммарной установленной электрической мощностью 88 кВт (таблица 41).

Таблица 41.

Сведения
о существующих генерирующих мощностях с. Тугияны по состоянию на 1 января 2020 года

Марка, модель оборудования, тип генератора		Мощность электростанции, кВт		Техническое состояние
Марка, модель оборудования, тип генератора		Установленная	Располагаемая	Техническое состояние
АД-60, Д-246	UC.I224G1, N 0265874/003, 2010 г.	60	51	исправен
Cummins C38D5	Stamford PI144G, NG12A020418, 2012 г.	28	24	исправен
Итого		88	75

В таблице 42 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2015 - 2019 годы.

Таблица 42.

Показатель	ед. изм.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	55360	61440	73042	103557	106159
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	1188	1188	1208	1017	1287
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	20	29	28	30	29

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.

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 2025 года с учетом планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 44.

Таблица 44.

кВт

Показатель	2019 г. факт	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
Установленная мощность	88	88	148	148	148	148	148
Располагаемая мощность	75	75	126	126	126	126	126
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	29	29	29	29	29	29	29

Березовский район

Деревня Анеева, МО сельское поселение Игрим

Электроснабжение д. Анеева осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 5 дизель-генераторов суммарной установленной электрической мощностью 293 кВт (таблица 45).

Таблица 45.

Сведения
о существующих генерирующих мощностях д. Анеева по состоянию на 1 января 2020 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	63	исправен
Cummins C38D5, N А12I069715, ДВСX3.3-G1, N А43737, 2012 г. (Инв. N 712)	Stamford PI144G, NG12А020404, 2012 г.	28	24	исправен
АД-100-Т400, ЯМЗ-238М2-2, NЕ0031618, 2014 г. (Инв. N 604)	ГС-100У2, N 010501932, 2014 г.	100	85	исправен
АД-60, ЯМЗ-236, зав.N10069832, 2003 г.в. (Инв. N 692)	Генератор БГ-60 4У2 зав.N000543	60	51	исправен
АД-75С, N 3504, ЯМЗ-236М2 NJ0636348, 2018 г. (Инв. N 607)	MJB 225 LA4 NMF50757, 05/2018 г.	75	64	исправен
Итого		293	249

В таблице 46 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2015 - 2019 годы.

Таблица 46.

Показатель	ед. изм.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	193135	235847	248432	249791	199410
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	11575	11927	7952	10755	4630
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	40	72	70	62	59

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.

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.

Новое строительство и реконструкция объектов электросетевого комплекса по состоянию на 01.01.2020 не планируется.

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 2025 года с учетом и планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 48.

Таблица 48.

кВт

Показатель	2019 г. факт	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
Установленная мощность	218	218	318	318	318	318	318
Располагаемая мощность	185	185	270	270	270	270	270
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	59	59	59	59	59	59	59

Деревня Кимкьясуй, МО сельское поселение Саранпауль

Электроснабжение д. Кимкьясуй осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 4 дизель-генератора суммарной установленной электрической мощностью 288 кВт (таблица 49).

Таблица 49.

Сведения
о существующих генерирующих мощностях д. Кимкьясуй по состоянию на 1 января 2020 года

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

В таблице 50 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2015 - 2019 годы.

Таблица 50.

Показатель	ед. изм.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	207667	216105	261598	320537	344467
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	7462	8625	7555	6686	7655
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	25	65	69	70	86

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

Таблица 51.

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

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

Баланс электрической мощности д. Кимкьясуй до 2025 года с учетом объектов технологического присоединения и планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 52.

Таблица 52.

кВт

Показатель	2019 г. факт	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
Установленная мощность	288	288	288	288	288	288	288
Располагаемая мощность	246	246	246	246	246	246	246
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	86	86	86	86	86	86	86

Село Ломбовож, МО сельское поселение Саранпауль

Электроснабжение с. Ломбовож осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 4 дизель-генератора суммарной установленной электрической мощностью 598 кВт (таблица 53).

Таблица 53.

Сведения
о существующих генерирующих мощностях с. Ломбовож по состоянию на 1 января 2020 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, N Н0627064, 2017 г. (Инв. N 596)	LSA 46.2L6 6/4, зав. N 217809/20, 2007 г.	200	170	исправен
АД200С-Т400-1РГТ-07, ЯМЗ-7514.10	БГ-200	200	170	исправен
АД-100, ЯМЗ-238М2, N H0627150, 2017 г. (Инв. 695)	ГСФ-100ДУ2, N 9507014, 1998 г.	100	85	исправен
Cummins C60, N Н100086, 6BT5.9-G2, N 87074398, 2010 г.	Stamford UCI224E14, NХ10Е200736, 2010 г.	48	41	исправен
Итого		548	466

В таблице 54 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2015 - 2019 годы, с. Ломбовож.

Таблица 54.

Показатель	ед. изм.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	400257	472026	486446	481018	438397
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	10737	9810	8696	9334	10952
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	38	110	112	114	128

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.

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 15 кВт.

В соответствии с инвестиционной программой АО "Юграэнерго" планируется переустройство ДЭС путем установки оборудования, 4 блок-контейнера с дальнейшей установкой существующих ДГУ, операторской и резервуаров (РГС - 50 м3*3 шт).

Баланс электрической мощности с. Ломбовож до 2025 года с учетом объектов технологического присоединения и планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 56.

Таблица 56.

кВт

Показатель	2019 г. факт	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
Установленная мощность	548	648	648	648	648	648	648
Располагаемая мощность	466	551	551	551	551	551	551
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	125	140	140	140	140	140	140

Село Саранпауль, МО сельское поселение Саранпауль

Электроснабжение с. Саранпауль осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 5 дизель-генераторов суммарной установленной электрической мощностью 4823 кВт (таблица 57).

Таблица 57.

Сведения
о существующих генерирующих мощностях с. Саранпауль по состоянию на 1 января 2020 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	900	исправен
Cummins C1400D5 N 2	Stamford PI734B1, N 0259535/001, 2010 г.	1 000	900	исправен
Cummins C1400D5 N 3	Stamford PI734B1, N 0275319/008, 2011 г.	1 000	900	исправен
Cummins C1400D5 N 4	Stamford PI734B1, N А131404899, 2014 г.	1 000	900	исправен
Cummins C1100D5	Stamford HC64K, N 0222633/001, 2013 г.	823	740	исправен
Итого		4823	3440

В таблице 58 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2015 - 2019 годы, с. Саранпауль.

Таблица 58.

Показатель	ед. изм.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	10531318	10826172	10834727	10899280	11464040
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	151215	182939	87706	97629	81881
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	2237	2464	2907	2548	2797

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

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. 4Х100кВАКТП 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 95 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.

Баланс электрической мощности с. Саранпауль до 2025 года с учетом объектов технологического присоединения и планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 60.

Таблица 60.

кВт

Показатель	2019 г. факт	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
Установленная мощность	4823	4823	4823	4823	4823	4823	4823
Располагаемая мощность	3440	3440	3440	3440	3440	3440	3440
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	2797	2892	2892	2892	2892	2892	2892

Деревня Сартынья, МО сельское поселение Саранпауль

Электроснабжение д. Сартынья осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 3 дизель-генератора суммарной установленной электрической мощностью 143 кВт (таблица 61).

Таблица 61.

Сведения
о существующих генерирующих мощностях д. Сартынья по состоянию на 1 января 2020 года

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

В таблице 62 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2015 - 2019 годы, д. Сартынья.

Таблица 62.

Показатель	ед. изм.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	121340	115913	133560	141318	140554
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	444	444	678	1987	394
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	17	33	35	27	30

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.

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 января 2020 года также не планируется.

Баланс электрической мощности д. Сартынья до 2025 года с учетом планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 64.

Таблица 64

кВт

Показатель	2019 г. факт	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
Установленная мощность	143	143	143	143	143	143	143
Располагаемая мощность	122	122	122	122	122	122	122
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	30	30	30	30	30	30	30

Село Сосьва, МО сельское поселение Саранпауль

Электроснабжение с. Сосьва осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 4 дизель-генератора суммарной установленной электрической мощностью 3191 кВт (таблица 65).

Таблица 65.

Сведения
о существующих генерирующих мощностях с. Сосьва по состоянию на 1 января 2020 года

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

В таблице 66 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2015 - 2019 годы, с. Сосьва.

Таблица 66.

Показатель	ед. изм.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	3847080	4018240	4037883	4235456	4458880
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	46200	61640	57469	38053	37261
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	770	900	900	800	900

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.

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 75 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.

Баланс электрической мощности с. Сосьва до 2025 года с учетом объектов технологического присоединения и планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 68.

Таблица 68.

кВт

Показатель	2019 г. факт	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
Установленная мощность	3191	3191	3191	3191	3191	3191	3191
Располагаемая мощность	2796	2796	2796	2796	2796	2796	2796
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	900	975	975	975	975	975	975

Село Няксимволь, МО сельское поселение Хулимсунт

Электроснабжение с. Няксимволь осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 4 дизель-генератора, и солнечной электростанций. Суммарная установленная электрическая мощность генерирующего оборудования составляет 1160 кВт (таблица 69).

Таблица 69.

Сведения
о существующих генерирующих мощностях с. Няксимволь по состоянию на 1 января 2020 года

Марка, модель оборудования, тип генератора		Мощность электростанции, кВт		Техническое состояние
Марка, модель оборудования, тип генератора		Установленная	Располагаемая	Техническое состояние
ADV-320, Volvo N 1	Magnaplus, 433CSL6220, N 4335-110111, 2011 г.	320	272	исправен
ADV-320, Volvo N 2	Magnaplus, 433CSL6220, N 4335-110110, 2011 г.	320	272	исправен
ADV-100, Volvo N 3	Magnaplus, 363CSL1607, N 3631-110707, 2011 г.	100	85	исправен
Cummins С500D5, NG10KBHG490, QSX15-G8, N 80006559, 2017 г. (Инв. N 586)	Stamford HCI534D1, N 0269950/004, 2010 г.	360	306	исправен
Солнечная электростанция		60	-
Итого		1160	935

В таблице 70 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2015 - 2019 годы, с. Няксимволь.

Таблица 70.

Показатель	ед. изм.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	1606665	1762455	1778479	1815535	1829720
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	36285	39975	31299	20315	10860
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	372	470	488	425	485

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.

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 имеются в настоящее время технические условия на технологическое присоединение электроустановок к объектам электросетевого хозяйства суммарной заявленной мощностью 135 кВт.

Баланс электрической мощности с. Няксимволь до 2025 года с учетом объектов технологического присоединения и планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 72.

Таблица 72.

кВт

Показатель	2019 г. факт	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
Установленная мощность	1160	1160	1260	1260	1260	1260	1260
Располагаемая мощность	935	935	1071	1071	1071	1071	1071
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	485	620	620	620	620	620	620

Кондинский район

Деревня Никулкина, МО сельское поселение Кондинское

Электроснабжение д. Никулкина осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 2 дизель-генератора, и солнечной электростанций. Суммарная установленная электрическая мощность генерирующего оборудования 48,4 кВт (таблица 73).

Таблица 73.

Сведения
о существующих генерирующих мощностях д. Никулкина по состоянию на 1 января 2020 года

Марка, модель оборудования, тип генератора		Мощность электростанции, кВт		Техническое состояние
Марка, модель оборудования, тип генератора		Установленная	Располагаемая	Техническое состояние
Perkins Р30Р1, NFGWPEPP4AETH10129, 2007 г., ДВС 1103А-33TG2, NH0025435, 2017 г. (Инв. N 602)	Leroy Somer LL1014S, N 217488121, 2007 г.	24	20	исправен
Cummins C33D5	Stamford PI144G, NG12С138057, 2012 г.	24	21	исправен
Солнечная электростанция		15	-	исправен
Итого		63	42

В таблице 74 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2015 - 2019 годы, д. Никулкина.

Таблица 74.

Показатель	ед. изм.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	13684	16779	19102	28653	30194
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	144	317	503	1327	1806
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	6	7	8	22	19

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.

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 2025 года с учетом объектов технологического присоединения и планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 76.

Таблица 76.

кВт

Показатель	2019 г. факт	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
Установленная мощность	63	63	63	63	63	63	63
Располагаемая мощность	42	42	42	42	42	42	42
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	19	24	24	24	24	24	24

Деревня Карым, МО сельское поселение Шугур

Электроснабжение д. Карым осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 3 дизель-генератора суммарной установленной электрической мощностью 116 кВт (таблица 77).

Таблица 77.

Сведения
о существующих генерирующих мощностях д. Карым по состоянию на 1 января 2020 года

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

В таблице 78 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2015 - 2019 годы, д. Карым.

Таблица 78.

Показатель	ед. изм.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	93494	87618	89960	107720	82267
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	14514	14798	15240	13160	2227
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	41	27	28	29	26

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.

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 01.01.2020 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.

Баланс электрической мощности д. Карым до 2025 года с учетом планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 80.

Таблица 80.

кВт

Показатель	2019 г. факт	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
Установленная мощность	116	116	116	116	116	116	116
Располагаемая мощность	99	99	99	99	99	99	99
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	26	26	26	26	26	26	26

Деревня Шугур, МО сельское поселение Шугур

Электроснабжение д. Шугур осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 4 дизель-генератора, и солнечной электростанций. Суммарная установленная электрическая мощность генерирующего оборудования составляет 1312 кВт (таблица 81).

Таблица 81.

Сведения
о существующих генерирующих мощностях д. Шугур по состоянию на 1 января 2020 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	320	исправен
Perkins Р400P2,	LL6114D, N 222386/7, 2007 г.	320	272	исправен
Perkins Р400P2,	LL6114D, N 222703/09, 2007 г.	320	272	исправен
Cummins С300D5, NG08KAQF190, ДВС QSL9-G5, N 22006564, 2008 г. (N 408)	Stamford HC.1434 E1, N X08B080529, 2008 г.	240	204	исправен
Солнечная электростанция		32	-
Итого		1312	1088

В таблице 82 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2015 - 2019 годы, д. Шугур.

Таблица 82.

Показатель	ед. изм.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	1932354	1965262	1864696	1943050	1846366
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	27554	28462	30896	24450	15166
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	411	470	418	432	400

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.

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.

Новое строительство и реконструкция объектов электросетевого комплекса по состоянию на 1 января 2020 года не планируется.

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

Баланс электрической мощности д. Шугур до 2025 года с учетом объектов технологического присоединения и планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 84.

Таблица 84.

кВт

Показатель	2019 г. факт	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
Установленная мощность	1312	1312	1312	1312	1312	1312	1312
Располагаемая мощность	1088	1088	1088	1088	1088	1088	1088
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	400	400	400	400	400	400	400

Нижневартовский район

Село Корлики, МО сельское поселение Ларьяк

Электроснабжение с. Корлики осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 4 дизель-генератора суммарной установленной электрической мощностью 1640 кВт (таблица 85).

Таблица 85.

Сведения
о существующих генерирующих мощностях с. Корлики по состоянию на 1 января 2020 года

Марка, модель оборудования, тип генератора		Мощность электростанции, кВт		Техническое состояние
Марка, модель оборудования, тип генератора		Установленная	Располагаемая	Техническое состояние
ADV-320, Volvo N 1	Magnaplus 433CSL6220, N 4335-11006, 2011 г.	320	272	исправен
ADV-320, Volvo N 2	Magnaplus 433CSL6220, N 4335-110010, 2011 г.	320	272	исправен
ADV-500, Volvo N 1	Marelli MB17591, 2014 г.	500	425	исправен
ADV-500, Volvo N 2	Marelli MB17595, 2014 г.	500	425	исправен
Итого		1640	1394

В таблице 86 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2015 - 2019 годы, с. Корлики.

Таблица 86.

Показатель	ед. изм.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	2159060	2160160	2146080	2272300	2312010
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	32756	41947	36991	29247	21205
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	516	630	546	590	605

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.

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 01.01.2020 не планируется.

Баланс электрической мощности с. Корлики до 2025 года с учетом планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 88.

Таблица 88.

кВт

Показатель	2019 г. факт	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
Установленная мощность	1640	1640	1640	1640	1640	1640	1640
Располагаемая мощность	1394	1394	1394	1394	1394	1394	1394
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	605	615	615	615	615	615	615

Деревня Сосновый бор, МО сельское поселение Ларьяк

Электроснабжение д. Сосновый бор осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 4 дизель-генератора суммарной установленной электрической мощностью 88 кВт (таблица 89).

Таблица 89.

Сведения
о существующих генерирующих мощностях д. Сосновый бор по состоянию на 1 января 2020 года

Марка, модель оборудования, тип генератора		Мощность электростанции, кВт		Техническое состояние
Марка, модель оборудования, тип генератора		Установленная	Располагаемая	Техническое состояние
Cummins C38D5	Stamford PI144G, NG12A010027, 2012 г.	28	24	исправен
АД-20С-Т400-2РГТН N 9932, Д-246.1 N 008212, 2017 г.	MJB160MA4 NMEM13180, 2017 г.	20	17	исправен
АД-20С-Т400-2РГТН N 9931, Д-246.1 N 008213, 2017 г.	MJB160MA4 NMDM07237, 2017 г.	20	17	исправен
АД-20С-Т400-2РГТН N 9916, Д-243 N 975441, 2017 г.	MJB160MA4 NMEM14188, 2017 г.	20	17	исправен
Итого		88	75

В таблице 90 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2015 - 2019 годы д. Сосновый бор.

Таблица 90.

Показатель	ед. изм.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	68140	80920	97620	106514	94756
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	432	432	432	2752	8756
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	15	21	22	29	54

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.

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 января 2020 года также не планируется.

Баланс электрической мощности д. Сосновый бор до 2025 года с учетом объектов технологического присоединения и планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 92.

Таблица 92.

кВт

Показатель	2019 г. факт	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
Установленная мощность	88	88	88	88	88	88	88
Располагаемая мощность	75	75	75	75	75	75	75
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	54	54	54	54	54	54	54

Село Большой Атлым, МО сельское поселение Малый Атлым

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

Таблица 97.

Сведения
о существующих генерирующих мощностях с. Большой Атлым по состоянию на 1 января 2020 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	212	исправен
ДГ-250,ТМЗ 8435.10	БГ-250-4У2, N 118096, 2009 г.	250	212	исправен
Cummins С500D5	Stamford HCI534D1, N 0269950/004, 2010 г.	360	306	исправен
Cummins AKSA, ACQ-550	Stamford HC.54С, N 0240002/012	400	340	исправен
Итого		1260	1070

В таблице 98 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2015 - 2019 годы с. Большой Атлым.

Таблица 98.

Показатель	ед. изм.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	962146	1034314	1147209	1338739	1439412
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	30786	30484	31511	25623	12378
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	250	406	294	350	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.

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 63 кВт.

Новое строительство и реконструкция объектов электросетевого комплекса и объектов генерации по состоянию на 1 января 2020 года не планируется.

Баланс электрической мощности с. Большой Атлым до 2025 года с учетом объектов технологического присоединения и планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 100.

Таблица 100.

кВт

Показатель	2019 г. факт	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
Установленная мощность	1260	1260	1260	1260	1260	1260	1260
Располагаемая мощность	1070	1070	1070	1070	1070	1070	1070
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	350	355	355	355	355	355	355

В рамках реализации инвестиционной программы АО "ЮТЭК - Региональные сети" на 2018-2022 (утверждена Департаментом жилищно-коммунального комплекса и энергетики автономного округа от 30 сентября 2019 года N 33-Пр-112) 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.

Сургутский район

Деревня Таурова, МО сельское поселение Угут

Электроснабжение д. Таурова осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 3 дизель-генератора суммарной установленной электрической мощностью 62 кВт (таблица 101).

Таблица 101.

Сведения
о существующих генерирующих мощностях д. Таурова по состоянию на 1 января 2020 года

Марка, модель оборудования, тип генератора		Мощность электростанции, кВт		Техническое состояние
Марка, модель оборудования, тип генератора		Установленная	Располагаемая	Техническое состояние
АД-30, А-41	Leroy Somer 284 CSL 1508, N 2841-110109, 2011 г.	30	26	исправен
DDG6000-3E	Аварийный источник 6 кВт	6	4,5	исправен
Cummins С38D5	Stamford P1144G, NG12A020957,2012 г.	26	24	исправен
Итого		62	54,5

В таблице 102 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2015 - 2019 годы д. Таурова.

Таблица 102.

Показатель	ед. изм.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	26775	43710	49035	40133	35854
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	60	60	60	206	12
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	13	24	25	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.

В соответствии с инвестиционной программой АО "Юграэнерго" планируется установка резервуаров (РГС - 25 м3*2 шт (50 м3)), операторской.

Баланс электрической мощности д. Таурова до 2025 года с учетом объектов технологического присоединения и планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 103.

Таблица 103.

кВт

Показатель	2019 г. факт	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
Установленная мощность	67	67	67	67	67	67	67
Располагаемая мощность	57	57	57	57	57	57	57
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	25	25	25	25	25	25	25

Ханты-Мансийский район

Село Елизарово, МО сельское поселение Кедровый

Электроснабжение с. Елизарово осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 4 дизель-генератора суммарной установленной электрической мощностью 1080 кВт (таблица 104).

Таблица 104.

Сведения
о существующих генерирующих мощностях с. Елизарово по состоянию на 1 января 2020 года

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

В таблице 105 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2015 - 2019 годы, с. Елизарово.

Таблица 105.

Показатель	ед. изм.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	2057014	1978761	1908740	1977658	1949145
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	15514	12861	9782	9904	8375
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	450	470	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.

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

В соответствии с инвестиционной программой АО "Юграэнерго" планируется Переустройство ДЭС-0,4 кВ с установкой операторской, склада товарно-материальных ценностей (далее - ТМЦ).

Баланс электрической мощности с. Елизарово до 2025 года с учетом планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 107.

Таблица 107.

кВт

Показатель	2019 г. факт	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
Установленная мощность	1080	1080	1080	1080	1080	1080	1080
Располагаемая мощность	918	918	918	918	918	918	918
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	470	490	490	490	490	490	490

Поселок Кедровый, МО сельское поселение Кедровый

Электроснабжение п. Кедровый осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 4 дизель-генератора суммарной установленной электрической мощностью 3183 кВт (таблица 108).

Таблица 108.

Сведения
о существующих генерирующих мощностях п. Кедровый по состоянию на 1 января 2020 года

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

В таблице 109 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2015 - 2019 годы, п. Кедровый.

Таблица 109.

Показатель	ед. изм.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	5074620	4781700	4601549	4851540	4621380
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	100020	92700	85980	47040	21480
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	1025	1093	1093	1038	973

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

Состав объектов электросетевого хозяйства п. Кедровый приведен в таблице 110.

Таблица 110.

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
КТП N 9	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.N1	-	СИП-2А 4Х70	0,47	-
От ТП-0,4/10кВ(18-5028) Ф.N2	-	ПВХ 4Х10	0,73	-
От ТП-0,4/10кВ (18-5028) Ф.N3	-	СИП-2А 4Х70	0,67	-
От ТП-0,4/10кВ (18-5028) Ф.N4	-	СИП-2А 4Х70	0,28	-
От ТП-1(18-5029) Ф.N1	-	СИП-2А 4Х50	1,047	-
От ТП-1(18-5029) Ф.N2	-	СИП-2А 4Х70	0,267	-
От ТП-1(18-5029) Ф.N3	-	СИП-2А 4Х50	0,329	-
От ТП-1(18-5029) Ф.N4	-	СИП2А 4х70	0,527	-
От ТП-1(18-5029) Ф.N5	-	СИП2А 4х70	1,014	-
От ТП-1(18-5029) Ф.N6		СИП2А 4х70	0,87	-
От ТП-2(18-5030) Ф.N1	-	СИП2А 4х50	0,459	-
От ТП-2(18-5030) Ф.N2	-	СИП2А 4х50	0,26	-
От ТП-2(18-5030) Ф.N3	-	СИП2А 4х70	0,748	-
От ТП-2(18-5030) Ф.N4	-	СИП2А 4х70	0,834	-
От ТП-3(18-5031) Ф.N1	-	СИП2А 4х70	0,476	-
От ТП-3(18-5031) Ф.N2	-	СИП2А 4х70	0,687	-
От ТП-4(18-5032) Ф.N1	-	СИП2А 4х70	0,515	-
От ТП-4(18-5032) Ф.N2	-	СИП2А 4х50	0,203	-
От ТП-5(18-5033) Ф.N1	-	СИП2А 4х50	0,249	-
От ТП-5(18-5033) Ф.N2	-	СИП2А 4х70	0,257	-
От ТП-5(18-5033) Ф.N3	-	СИП2А 4х70	1,938	-
От ТП-7(18-5035) Ф.N1	-	СИП2А 4х70	0,99	-
От ТП-7(18-5035) Ф.N2	-	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.

Новое строительство и реконструкция объектов электросетевого комплекса по состоянию на 1 января 2020 года также не планируется.

Баланс электрической мощности п. Кедровый до 2025 года с учетом планов ввода/вывода генерирующих мощностей приведен в таблице 111.

Таблица 111.

кВт

Показатель	2019 г. факт	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
Установленная мощность	3183	3183	3183	3183	3183	3183	3183
Располагаемая мощность	2846	2846	2846	2846	2846	2846	2846
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	973	1132	1132	1132	1132	1132	1132

Поселок Урманный, МО сельское поселение Красноленинский

Электроснабжение п. Урманный осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 4 дизель-генератора суммарной установленной электрической мощностью 2120 кВт (таблица 112).

Таблица 112.

Сведения
о существующих генерирующих мощностях п. Урманный по состоянию на 1 января 2020 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	1590

В таблице 113 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2015 - 2019 годы, п. Урманный.

Таблица 113.

Показатель	ед. изм.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	2974400	2936136	2821679	2843247	2795171
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	112525	27202	22212	17007	12873
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	650	770	759	652	661

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.

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.N1	-	СИП2А 3x70+54,6+16	0,545	2010
ВЛ-0,4 кВ от ТП-2(18-5037) Ф.N2	-	СИП2А 3x50+54,6+17	0,845	2011
ВЛ-0,4 кВ от ТП-3(18-5038) Ф.N1	-	СИП2А 3x70+54,6+16	0,848
ВЛ-0,4 кВ от ТП-3(18-5038) Ф.N2	-	СИП2А 3x70+54,6+16	0,558
ВЛ-0,4 кВ от ТП-3(18-5038) Ф.N3	-	СИП2А 3x70+54,6+16	0,720
ВЛ-0,4 кВ от ТП-5(18-5040) Ф.N1	-	СИП2А 3x70+54,6+16	0,583
ВЛ-0,4 кВ от ТП-5(18-5040) Ф.N2	-	СИП2А 3x70+54,6+16	1,047
ВЛ-0,4 кВ от ТП-6(18-5041) Ф.N1	-	СИП2А 3x70+54,6+16	0,362
ВЛ-0,4 кВ от ТП-6(18-5041) Ф.N2	-	СИП2А 3x70+54,6+16	1,398
ВЛ-0,4 кВ от ТП-6(18-5041) Ф.N3	-	СИП2А 3x70+54,6+16	1,596
ВЛ-0,4 кВ от ТП-7(18-5042) Ф.N1		СИП2А 3x70+54,6+16	0,304
ВЛ-0,4 кВ от ТП-8(18-5043) Ф.N1	-	СИП2А 3x70+54,6+16	0,206
ВЛ-0,4 кВ от ТП-8(18-5043) Ф.N2	-	СИП2А 3x70+54,6+16	0,201
ВЛ-0,4 кВ от ТП-8(18-5043) Ф.N3	-	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 2025 года с учетом объектов технологического присоединения приведен в таблице 115.

Таблица 115.

кВт

Показатель	2019 г. факт	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
Установленная мощность	2120	2120	2120	2120	2120	2120	2120
Располагаемая мощность	1590	1590	1590	1590	1590	1590	1590
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	661	661	661	661	661	661	661

Поселок Кирпичный, МО сельское поселение Луговской

Электроснабжение п. Кирпичный осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 3 дизель-генератора суммарной установленной электрической мощностью 1080 кВт (таблица 116).

Таблица 116.

Сведения
о существующих генерирующих мощностях п. Кирпичный по состоянию на 1 января 2020 года

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

В таблице 117 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2015 - 2019 годы, п. Кирпичный.

Таблица 117.

Показатель	ед. изм.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	1450230	1326734	1252585	1239006	1146556
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	6630	33984	30835	14106	5056
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	350	510	350	398	402

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.

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.N1	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,301	2008
ВЛ-0,4 кВ От ТП-2(18-5046) Ф.N2	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,434	2002
ВЛ-0,4 кВ От ТП-2(18-5046) Ф.N3	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,318
ВЛ-0,4 кВ От ТП-3(18-5047) Ф.N1	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,349
ВЛ-0,4 кВ От ТП-3(18-5047) Ф.N2	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,303
ВЛ-0,4 кВ От ТП-3(18-5047) Ф.N3	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,578
ВЛ-0,4 кВ От ТП-4(18-5048) Ф.N1(нов. котельная)	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,42
ВЛ-0,4 кВ От ТП-4(18-5048) Ф.N1(стар. котельная)	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,78
ВЛ-0,4 кВ От ТП-4(18-5048) Ф.N2	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,758
ВЛ-0,4 кВ От ТП-4(18-5048) Ф.N3	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,175
ВЛ-0,4 кВ От ТП-5(18-5049) Ф.N1	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,148
ВЛ-0,4 кВ От ТП-5(18-5049) Ф.N2	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,109
ВЛ-0,4 кВ От ТП-5(18-5049) Ф.N3	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,61
ВЛ-0,4 кВ От ТП-6(18-5050) Ф.N1	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,554
ВЛ-0,4 кВ От ТП-6(18-5050) Ф.N2	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,313
ВЛ-0,4 кВ От ТП-6(18-5050) Ф.N3	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,444
ВЛ-0,4 кВ От ТП-7(18-5051) Ф.N1	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,531
ВЛ-0,4 кВ От ТП-7(18-5051) Ф.N2	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,361
ВЛ-0,4 кВ От ТП-8(18-5052) Ф.N1	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,712
ВЛ-0,4 кВ От ТП-8(18-5052) Ф.N2	-	СИП2А 3x50+54,6+16	0,418
ВЛ-0,4 кВ От ТП-8(18-5052) Ф.N3	-	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 2025 года с учетом объектов технологического присоединения приведен в таблице 119.

Таблица 119.

кВт

Показатель	2019 г. факт	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
Установленная мощность	1080	1080	1080	1080	1080	1080	1080
Располагаемая мощность	918	918	918	918	918	918	918
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	402	432	432	432	432	432	432

Деревня Согом, МО сельское поселение Согом

Электроснабжение д. Согом осуществляется от дизельной электростанции, на которой установлено 6 дизель-генераторов суммарной установленной электрической мощностью 900 кВт (таблица 120).

Таблица 120.

Сведения
о существующих генерирующих мощностях д. Согом по состоянию на 1 января 2020 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.N428)	БГ-250-4У2, N 118130, 2009 г.	250	212	исправен
ADV-100, Volvo N 2	Magnaplus 363CSL1607 N 3631S-120354, 2012 г.	100	85	исправен
ADV-100, Volvo N 3	Magnaplus 363CSL1607, N 3631S-120258, 2012 г.	100	85	исправен
Tedom T150S N 4	Mecc Alte ECO 38 1LN/4, N 0001738815, 2014 г.	150	128	исправен
Tedom T150S N 5	Mecc Alte ECO 38 1LN/4, зав. N б/н, 2009 г.	150	128	исправен
Tedom T150S N 6	Mecc Alte ECO 38 1LN/4, зав. N б/н, 2009 г	150	128	исправен
Итого		900	766

В таблице 121 приведена информация о фактическом потреблении электрической энергии и мощности за 2015 - 2019 годы, д. Согом.

Таблица 121.

Показатель	ед. изм.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.	2019 г.
Выработанная электроэнергия	кВт-ч	1417352	1377081	1401044	1458313	1500117
Потребленная электроэнергия на собственные нужды	кВт-ч	74576	69442	64126	84975	149431
Мощность в период максимальных нагрузок	кВт	341	406	380	400	375

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.

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.N1	-	СИП2А 3x50+1х54,+1x16	0,457	2007
ВЛ-0,4 кВ От ТП-2 Ф.N2	-	СИП2А 3x50+1х54,+1x16	0,891	2007
ВЛ-0,4 кВ От ТП-3 Ф.N2	-	СИП2А 3x50+1х54,+1x16	0,449	2007
ВЛ-0,4 кВ От ТП-3 Ф.N3	-	СИП2А 3x50+1х54,+1x16	1,488	2007
ВЛ-0,4 кВ От ТП-3 Ф.N4	-	СИП2А 3x50+1х54,+1x16	0,928	2007
ВЛ-0,4 кВ От ТП-3 Ф.N6	-	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 2025 года с учетом объектов технологического присоединения приведен в таблице 123.

Таблица 123.

кВт

Показатель	2019 г. факт	2020 г.	2021 г.	2022 г.	2023 г.	2024 г.	2025 г.
Установленная мощность	900	900	900	900	900	900	900
Располагаемая мощность	766	766	766	766	766	766	766
Мощность в период максимальных нагрузок с учетом ТУ	375	382	382	382	382	382	382

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 2019 году выработано электрической энергии 39,006 тыс. кВт·ч, при этом суммарная мощность в период максимальных нагрузок составила 9 208 кВт.

До 2025 года в соответствии техническими условиями на технологическое присоединение планируется подключения потребителей суммарной заявленной мощностью 540 кВт.

В соответствии инвестиционной программой АО "Юграэнерго" на 2018 - 2022 годы планируется ввод в эксплуатацию 1,110 МВт генерирующих мощностей на базе дизельных генераторных установок. Кроме этого, до 2021 года планируется ввод в эксплуатацию 8,87 МВА трансформаторных мощностей и строительство ЛЭП-10 кВ протяженностью 8,714 км, ЛЭП-0,4 кВ - 24,01 км.

Мощность, потребляемая в период максимальных нагрузок, и установленная мощность ДЭС в населенных пунктах, работающих изолированно от ЕЭС России, в 2019 и в 2025 годах представлены на рисунках 57 и 58.

В 2018 году по заказу АО "Россети Тюмень" 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 "Россети Тюмень" от 08.12.2017 ООО "Институт проектирования энергетических систем" была разработана внестадийная работа "Концепция повышения эффективности схемы электроснабжения населенных пунктов, находящихся в зоне децентрализованного электроснабжения Ханты-Мансийского автономного округа - Югры, на период до 2030 года" (согласована письмом от 10 декабря 2018 N БА-7575) (далее - Концепция).

Целью Концепции являлось определение по каждому населенному пункту, находящемуся в зоне децентрализованного электроснабжения ХМАО - Югры, экономически эффективного варианта схемы электроснабжения.

В Концепции рассмотрены 2 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 осуществляется по критерию снижения суммарных дисконтированных затрат на энергоснабжение рассматриваемых населенных пунктов.

В Концепции определено следующее:

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

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

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

подключение к ЕЭС России населенных пунктов Берёзовского района (д. Анеева, д. Кимкьясуй, 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 "Россети Тюмень" только при условии технологического присоединения к сетям АО "Россети Тюмень" 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 "Россети Тюмень" только при условии технологического присоединения к сетям АО "Россети Тюмень" нефтяных месторождений Ляминское-18 (АО "РИТЭК"), Нялинское (ООО "Технологический Центр "БАЖЕН").

Рисунок 24. Мощность, потребляемая в период максимальных нагрузок, и установленная мощность ДЭС в населенных пунктах, работающих изолированно от ЕЭС России, в 2019 году

Рисунок 25. Мощность, потребляемая в период максимальных нагрузок, и установленная мощность ДЭС в населенных пунктах, работающих изолированно от ЕЭС России, к 2025 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 Российской Федерации (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 27.12.2018 N 54 (ред. от 25.01.2019) и Решения РЭК Тюменской области, ХМАО - Югры, ЯНАО от 28.12.2017 N 59 (ред. от 27.12.2018).

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 "Россети Тюмень" на 2018 - 2022 годы, одобренном Советом директоров АО "Россети Тюмень" протоколом N 03/19 от 25.02.2019;

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

заказчиком проекта выступают: Филиал ПАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Урала, 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 24.10.2014 N 1831-э, и на базе Методических указаний по расчету тарифов на услуги по передаче электрической энергии, утвержденных Приказом ФСТ России от 17.02.2012 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 "Россети Тюмень" 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 06.08.2004 N 20-э/2.

Влияние на остальные рассматриваемые статьи оценены на базе стоимости каждого мероприятия в ценах 1 квартала 2020 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 "Россети Тюмень" и в соответствии с Методическими указаниями по расчету тарифов на услуги по передаче электрической энергии, утвержденных Приказом ФСТ России от 17.02.2012 N 98-э.

Схема размещения объектов электроэнергетики автономного округа до 2025 года

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

действующие на 1 января 2020 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 30 апреля 2020 г. N 239-рп "Об одобрении схемы и программы...

Приложение. Схема и программа развития электроэнергетики Ханты-Мансийского автономного округа - Югры на период до 2025 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 2025 года

Откройте актуальную версию документа прямо сейчас