Постановление Губернатора ЯНАО от 26.06.2015 N 102-ПГ "Об утверждении схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2016 - 2020 годов"
ГУБЕРНАТОР ЯМАЛО-НЕНЕЦКОГО АВТОНОМНОГО ОКРУГА
ПОСТАНОВЛЕНИЕ
от 26 июня 2015 г. № 102-ПГ
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ ПЕРСПЕКТИВНОГО РАЗВИТИЯ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ЯМАЛО-НЕНЕЦКОГО АВТОНОМНОГО ОКРУГА
НА ПЕРИОД 2016 - 2020 ГОДОВ
В целях исполнения требований правил разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденных Постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года № 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики", постановляю:
1. Утвердить прилагаемые схему и программу перспективного развития электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа на период 2016 - 2020 годов.
2. Контроль за исполнением настоящего постановления возложить на первого заместителя Губернатора Ямало-Ненецкого автономного округа Ситникова А.В.
Временно исполняющий обязанности
Губернатора Ямало-Ненецкого
автономного округа
Д.Н.КОБЫЛКИН
Утверждены
постановлением Губернатора
Ямало-Ненецкого автономного округа
от 26 июня 2015 года № 102-ПГ
СХЕМА И ПРОГРАММА
ПЕРСПЕКТИВНОГО РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ЯМАЛО-НЕНЕЦКОГО
АВТОНОМНОГО ОКРУГА НА ПЕРИОД 2016 - 2020 ГОДОВ
I. Общая характеристика Ямало-Ненецкого автономного округа
1.1. Географические особенности региона.
Ямало-Ненецкий автономный округ (далее - ЯНАО) - субъект Российской Федерации, входит в состав Уральского федерального округа. Административный центр округа - город Салехард. Граничит с Ненецким автономным округом, Республикой Коми, Ханты-Мансийским автономным округом - Югрой (далее - ХМАО), Красноярским краем.
ЯНАО расположен в арктической зоне, на севере крупнейшей в мире Западно-Сибирской равнины и занимает обширную территорию - более 750 тысяч квадратных километров. Больше половины территории расположено за Полярным округом, охватывая низовья Оби с притоками, бассейны рек Надыма, Пура и Таза, полуострова Ямал, Тазовский, Гыданский, группу островов в Карском море (Белый, Шокальский, Неупокоева, Олений и др.), а также восточные склоны Полярного Урала. Крайняя северная точка материковой части Ямала находится на уровне 72 градусов 60 минут северной широты.
Рельеф ЯНАО представлен двумя частями: горной и равнинной. Равнинная часть почти на 90% лежит в пределах высот до 100 метров над уровнем моря. Горная часть округа занимает неширокую полосу вдоль Полярного Урала и представляет собой крупные горные массивы общей протяженностью свыше 200 километров. Средняя высота южных массивов 600 - 800 метров, а ширина 200 - 300 метров. Наиболее высокими вершинами являются горы: Колокольня - 1305 метров, Пай-Ер - 1499 метров. Севернее высота гор достигает 1000 - 1300 метров. Главный водораздельный хребет Полярного Урала извилист, его абсолютные высоты достигают 1200 - 1300 метров и выше.
На территории ЯНАО расположено около 300 тысяч озер (крупнейшие - Ярато, Нейто, Ямбуто) и 48 тысяч рек (главные - Обь, Таз, Пур и Надым). На севере к берегам Карского моря и его заливов примыкают морские равнины. Южнее расположены моренные и водно-ледниковые равнины, основные черты рельефа которых связаны с оледенением четвертичного периода.
Северная граница ЯНАО, омываемая водами Карского моря, имеет протяженность 5100 километров и является частью Государственной границы Российской Федерации (около 900 километров). На западе по Уральскому хребту ЯНАО граничит с Ненецким автономным округом и Республикой Коми, на юге - с ХМАО, на востоке - с Красноярским краем.
1.2. Климатические особенности региона.
ЯНАО располагается в центре северной части Евразии. Высокоширотное расположение его территории, небольшой приток солнечной радиации, значительная удаленность от теплых воздушных и водных масс Атлантического и Тихого океанов, равнинный рельеф, открытый для вторжения воздушных масс с Арктики в летнее время и переохлажденных континентальных масс зимой, определяют резкую континентальность и суровость климата.
На формирование климата влияют многолетняя мерзлота, близость холодного Карского моря, глубоко впадающие в сушу морские заливы, обилие болот, озер и рек. Длительная зима, короткое прохладное лето, сильные ветры, незначительная мощность снежного покрова - все это способствует промерзанию почвы на большую глубину. Среднегодовая температура воздуха отрицательная, а на Крайнем Севере - ниже минус 10 °C. Зима холодная, длится около 8 месяцев. Минимальные температуры опускаются до минус 59 °C. Лето короткое, умеренно прохладное. Наиболее теплый месяц на юге Ямала - июль, на севере - конец июля, август. В это время температура может подняться до плюс 30 °C на всей территории. Самый холодный месяц - январь, самые низкие температуры наблюдаются на юго-востоке округа с удалением от моря и увеличением континентальности климата. Характерной чертой для территории округа является преобладание циклонического типа погоды в течение всего года, особенно в переходные сезоны и в начале зимы. В связи с этим с декабря по февраль, а также в августе и сентябре наблюдаются туманы. Довольно часты магнитные бури: в зимнее время они нередко сопровождаются полярным сиянием.
1.3. Административно-территориальное деление региона.
Административно-территориальное деление ЯНАО <1>:
--------------------------------
<1> В соответствии с Законом ЯНАО от 06 октября 2006 года № 42-ЗАО "Об административно-территориальном устройстве Ямало-Ненецкого автономного округа" (принят Государственной Думой ЯНАО 20 сентября 2006 года) в редакции от 06 декабря 2012 года.
1) районы:
- Красноселькупский с административным центром в селе Красноселькуп;
- Надымский с административным центром в городе Надым;
- Приуральский с административным центром в селе Аксарка;
- Пуровский с административным центром в городе Тарко-Сале;
- Тазовский с административным центром в поселке Тазовский;
- Шурышкарский с административным центром в селе Мужи;
- Ямальский с административным центром в селе Яр-Сале;
2) города окружного значения:
- Губкинский;
- Муравленко;
- Надым;
- Новый Уренгой;
- Ноябрьск;
- Лабытнанги;
- Салехард.
Промышленный прогресс последних десятилетий способствовал росту населения ЯНАО. За пятьдесят лет численность населения в регионе достигла к 01 января 2014 года 539 671 человек (0,38% населения Российской Федерации). Основные населенные пункты ЯНАО приведены в таблице 1.
Населенные пункты, численность населения которых свыше 5
тысяч <2>
--------------------------------
<2> Федеральная служба государственной статистики (Росстат). Бюллетень "Численность населения Российской Федерации по муниципальным образованиям на 01 января 2014 года"
Таблица 1
Населенный пункт
Количество жителей (человек)
Населенный пункт
Количество жителей (человек)
1
2
3
4
Новый Уренгой
115753
Тарко-Сале
20906
Ноябрьск
107447
Уренгой
11018
Салехард
46650
Пангоды
10761
Надым
46765
Пурпе
9618
Муравленко
33016
Тазовский
7757
Лабытнанги
26359
Харп
6228
Губкинский
26214
1.4. Стратегия развития ЯНАО.
Стратегия социально-экономического развития ЯНАО до 2020 года (утверждена постановлением Законодательного Собрания ЯНАО от 14 декабря 2011 года № 839) представляет собой сбалансированную систему ориентиров, задающих целенаправленное движение к неуклонному росту качества жизни населения и повышению устойчивости экономики ЯНАО в обозначенный период.
Главные ориентиры социально-экономического развития Ямала в целом совпадают с планами по развитию Арктической зоны Российской Федерации. Это - инновационная модернизация экономики и устойчивый экономический рост, обеспечение национальной безопасности и личной защищенности местного населения, укрепление роли и места Арктики в экономике Российской Федерации.
Существующее социально-экономическое положение ЯНАО достаточно стабильно. Внушительный ресурсный и человеческий потенциал сохранят устойчивость региона даже при инерционном сценарии управления. Тем не менее темпы социально-экономического развития способны вырасти, если стимулировать эффективное использование региональных преимуществ и планомерно заниматься решением проблем, снижающих качество жизни населения в условиях Крайнего Севера. Выбор активного (инновационного) сценария развития региона отвечает прогрессивным планам государства, согласуется с ожиданиями населения и целями делового сообщества. Поэтому за основу стратегического планирования принят активный сценарий развития.
В качестве приоритетных задач стратегического преобразования качества жизни в регионе отмечены следующие:
- модернизация инфраструктуры и отраслей социальной сферы;
- развитие экономического потенциала;
- сохранение и развитие человеческого потенциала и традиций;
- охрана окружающей среды и оздоровление экологии;
- становление ЯНАО международным форпостом развития Арктики.
1.5. Структура экономики.
Структура экономики ЯНАО представлена следующими видами экономической деятельности: промышленность, строительство, транспорт и связь, торговля, сельское и лесное хозяйство.
Схема 1. Оборот организаций по видам экономической
деятельности
Промышленность в структуре экономики ЯНАО за 2013 год занимает наибольший удельный вес - 60% (1213,1 млрд. рублей) приходится на промышленное производство, представленное добычей полезных ископаемых, обрабатывающим производством, а также производством электроэнергии, газа и воды.
Строительство занимает 5% от всего оборота организаций (1213,1 млрд. рублей), торговля - 23% (467,1 млрд. рублей), транспорт и связь - 5% (108,4 млрд. рублей). Около 7% приходится на сельское и лесное хозяйство и прочие виды экономической деятельности.
Основными газодобывающими предприятиями в ЯНАО являются дочерние общества ОАО "Газпром", суммарная добыча за 2013 год составила 448,1 млрд. куб. метров, или 81,7% всей добычи газа в ЯНАО.
Основные нефтегазодобывающие предприятия - ОАО "Газпром нефть" и ОАО "НК "Роснефть". Предприятием ОАО "Газпром нефть" добыто 13,0 млн. тонн нефти, что составляет 59,8% от добытой нефти в целом по ЯНАО. Компанией ОАО "НК "Роснефть" добыто 6,3 млн. тонн нефти - 29,0% добычи нефти по ЯНАО в целом.
Лидирующие позиции по добыче газового конденсата занимают предприятия ОАО "Газпром", на которые приходится 69,3% добычи по ЯНАО, или 10,8 млн. тонн конденсата.
Динамика и индекс физического объема промышленного производства за последние годы приведены на схеме 2.
Схема 2. Динамика и индекс физического объема промышленного
производства за 2009 - 2013 годы
За период 2010 - 2013 годов на территории ЯНАО наблюдается рост инвестиционной активности. В рассматриваемый период объем средств, инвестированный в реальный сектор экономики, составил 504,4 млрд. рублей <3>, что в сопоставимых ценах ниже уровня 2012 года на 16,8%. Объем инвестиций в основной капитал крупных и средних предприятий составил 97,8% от общего объема инвестиций, или 493,1 млрд. рублей.
--------------------------------
<3> В текущих ценах.
В структуре инвестиций в основной капитал по видам экономической деятельности значительную долю занимают: топливно-энергетический комплекс - 66,1%, транспорт и связь - 19,1%, остальные отрасли - 12,8%.
За период 2010 - 2012 годов в результате возобновления финансирования были завершены строительство блока ПГУ на Уренгойской ГРЭС (460 МВт) и ввод новой Ноябрьской ПГЭ (119,6 МВт), что позволило существенно улучшить балансовую ситуацию энергосистемы на территории ЯНАО.
В 2013 году в режиме пробной эксплуатации начата добыча нефти на Южно-Соимлорском и Соимлорском месторождениях (ОАО "Сургутнефтегаз"), на Валынтойском месторождении (ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"), в режиме пробной эксплуатации начата добыча газа и конденсата на Ево-Яхинском месторождении (ОАО "Арктикгаз"), на Добровольском месторождении (ООО "НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз"), в режиме пробной эксплуатации начата добыча газа на Салмановском (Утреннем) месторождении (ООО "НОВАТЭК-Юрхаровнефтегаз").
По результатам анализа перспективы экономического развития ЯНАО выявлено, что необходима разработка технических решений, при реализации которых появится возможность обеспечить надежное электроснабжение существующих и вновь присоединяемых потребителей ЯНАО.
II. Анализ существующего состояния электроэнергетики ЯНАО
за прошедший пятилетний период
2.1. Характеристика энергосистемы, осуществляющей электроснабжение потребителей ЯНАО.
Электроэнергетическая система (ЭЭС) ЯНАО входит в состав объединенной энергосистемы (ОЭС) Урала и имеет электрические связи с ЭЭС ХМАО. На части территории ЯНАО получили распространение технологически изолированные территориальные электроэнергетические системы. ЭЭС ЯНАО представлена электрическими сетями класса 500 кВ и ниже. Технологически изолированные территориальные электроэнергетические системы представлены сетью 35 кВ и ниже с объектами генерации.
2.1.1. ЭЭС ЯНАО.
С вводом в 2012 году блока № 1 Уренгойской ГРЭС, установленной мощностью 460 МВт, около 50% потребности ЭЭС ЯНАО в электрической мощности может быть обеспечено собственными генерирующими источниками.
Максимальное потребление ЭЭС ЯНАО в 2014 году было зафиксировано на уровне 1496 МВт. ЭЭС ЯНАО обеспечивает электроснабжение городов Новый Уренгой, Ноябрьск, Губкинский, Муравленко, Тарко-Сале, Надым, части Пуровского и Надымского районов. Потребление электроэнергии на территории ЯНАО за 2014 год составило 11,091 млрд кВт·ч.
Наиболее динамично развивающимися направлениями деятельности в ЯНАО являются добыча и транспортировка углеводородного сырья, в связи с чем необходима разработка технических решений, при реализации которых появится возможность обеспечить надежное электроснабжение потребителей ЯНАО в случае увеличения спроса на электрическую энергию и мощность.
Характерные суточные графики нагрузок зимнего/летнего рабочего/выходного дня ЯНАО представлены на схеме 3.
Схема 3. Характерные суточные графики нагрузок
зимнего/летнего рабочего/выходного дня ЯНАО
Особенностью характерного суточного графика нагрузок летнего дня является отсутствие ярко выраженного утреннего или вечернего максимума, а также равномерность в течение суток, из-за большой доли промышленности в структуре потребления электроэнергии, а также продолжительности светового дня в летний период. Отношение летнего минимума к летнему максимуму составляет 0,93. Зимний характерный суточный график нагрузки имеет два ярко выраженных максимума - утренний и вечерний.
ЭЭС ЯНАО разделена на Ноябрьский и Северный энергорайоны. Ноябрьский энергорайон включает в себя следующие основные объекты:
- Ноябрьская ПГЭ;
- ПС 500 кВ Муравленковская;
- ПС 500 кВ Тарко-Сале;
- ПС 500 кВ Холмогорская;
- ПС 220 кВ Аврора;
- ПС 220 кВ Вынгапур;
- ПС 220 кВ ГГПЗ;
- ПС 220 кВ Пуль-Яха;
- ПС 220 кВ Янга-Яха.
С вводом в 2012 году блока № 1 Уренгойской ГРЭС Северный энергорайон ЯНАО является избыточным в части баланса потребления и производства энергии и мощности. Северный энергорайон включает в себя следующие основные объекты:
- Уренгойская ГРЭС;
- ПЭС Уренгой;
- Харвутинская ГТЭС;
- Ямбургская ГТЭС;
- Песцовая ГТЭС;
- ГТЭС Юрхаровского НГКМ;
- ПЭС Надым;
- ПС 220 кВ Надым;
- ПС 220 кВ Оленья;
- ПС 220 кВ П.Хеттинская;
- ПС 220 кВ Пангоды;
- ПС 220 кВ Уренгой.
2.1.2. Технологически изолированные территориальные электроэнергетические системы.
Технологически изолированные территориальные электроэнергетические системы ЭЭС ЯНАО охватывают территорию 9 муниципальных образований: Приуральский, Ямальский, Тазовский, Красноселькупский, Шурышкарский районы, часть Надымского и Пуровского районов, города Салехард и Лабытнанги. Выработка электроэнергии осуществляется от автономных газопоршневых, газотурбинных и дизельных электростанций.
Наиболее крупным технологически изолированным энергорайоном является энергорайон города Салехарда. В энергорайон входит три центра питания ПС 35 кВ и четыре объекта генерации. Управление режимом энергосистемы осуществляет МП "Салехардэнерго". Максимумы нагрузок в энергорайоне города Салехарда составляют около 65 МВт в зимний период.
Технологически изолированный энергорайон города Салехарда включает в себя следующие основные объекты:
- ТЭС-14;
- ДЭС-1;
- ДЭС-2;
- ГТЭС-3;
- ПС 35 кВ Дизельная;
- ПС 35 кВ Турбинная;
- ПС 35 кВ Центральная.
В малонаселенных пунктах электроснабжение потребителей осуществляется в основном от дизельных электростанций, работающих на привозном жидком топливе.
Высокая себестоимость производства электроэнергии на ДЭС определяет повышенные расходы на дотирование электроснабжения из бюджетов муниципальных районов, городов окружного значения и окружного бюджета в целом. Проблемы вызывает и эксплуатация дизельных электростанций в труднодоступных районах ЯНАО.
Существующее состояние электроэнергетики технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем ЭЭС ЯНАО накладывает объективные ограничения на уровень развития экономики и качество жизни населения этих территорий. Строительство электростанций осуществляется в основном в рамках Адресной инвестиционной программы ЯНАО.
2.2. Характеристика основных субъектов электроэнергетики.
Генерирующие компании.
На территории ЯНАО действуют следующие генерирующие компании:
- Филиал "Уренгойская ГРЭС" ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация", с 2012 года является самым крупным источником электроэнергии на территории ЯНАО;
- Филиал ООО "Ноябрьская ПГЭ" ООО "Интертехэлектро - Новая генерация";
- Филиалы Передвижные электростанции (ПЭС) "Уренгой", ПЭС "Лабытнанги" ОАО "Передвижная энергетика";
- ООО "Северная ПЛЭС" (ПЭС "Надым");
- ООО "Энергетическая Компания "Урал Промышленный - Урал Полярный".
На территории действует большое количество предприятий, совмещающих производство и потребление электроэнергии, в частности, крупные потребители электроэнергии и предприятия муниципальных образований (далее - МО).
Электросетевые компании.
Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - Магистральные электрические сети Западной Сибири (МЭС Западной Сибири) осуществляют свою деятельность на территории ЯНАО, ХМАО и Тюменской области. На обслуживании у Филиала находится 83 ПС и более 13 тыс. км ЛЭП 500 - 220 кВ, относящихся к Единой национальной электрической сети Российской Федерации (далее - ЕНЭС Российской Федерации). На территории ЯНАО действует Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - Ямало-Ненецкое предприятие магистральных электрических сетей (далее - ЯНПМЭС).
ОАО "Тюменьэнерго" осуществляет деятельность на территории Тюменского региона (ЯНАО, ХМАО, Тюменская область). На обслуживании ОАО "Тюменьэнерго" находятся сети 220-0,4 кВ. На территории ЯНАО действуют Филиалы Ноябрьских и Северных электрических сетей ОАО "Тюменьэнерго".
Территориальные сетевые организации (ТСО) имеют в своей собственности преимущественно сети 35-0,4 кВ, созданы как муниципальные предприятия и обслуживают потребителей одного МО и собственные электросетевые хозяйства промышленных предприятий (Надымский и Уренгойский филиалы ОАО "Газпром энерго", ОАО "РЖД").
Системный оператор.
Функции оперативно-диспетчерского управления объектами электроэнергетики осуществляют:
- Филиал ОАО "СО ЕЭС" "Региональное диспетчерское управление энергосистемы Тюменской области" (Тюменское РДУ);
- Филиал ОАО "СО ЕЭС" "Объединенное диспетчерское управление энергосистемами Урала" (ОДУ Урала).
Энергосбытовые компании и гарантирующие поставщики электроэнергии.
ОАО "Тюменская энергосбытовая компания" - крупнейшая энергосбытовая компания - гарантирующий поставщик электрической энергии в Тюменской области, ХМАО и ЯНАО.
ОАО "Межрегионэнергосбыт" является независимой энергосбытовой компанией. Предприятие создано как дочернее общество ООО "Межрегионгаз" (ОАО "Газпром") и является одним из крупнейших энерготрейдеров Российской Федерации. В соответствии со стратегией ОАО "Газпром" в электроэнергетике основной задачей компании является оптимизация сбыта электрической энергии предприятий Группы "Газпром". Общество является активным участником как оптового, так и розничного рынка электроэнергии.
ООО "РН-Энерго" является независимой энергосбытовой компанией и обеспечивает поставку электрической энергии (мощности) предприятиям, как входящим в группу ОАО "НК "Роснефть", так и посторонним потребителям. На территории ЯНАО ООО "РН-Энерго" осуществляет свою деятельность в интересах ООО "РН-Пурнефтегаз" в соответствии с заявленными объемами электрической энергии и мощности.
ООО "Русэнергоресурс" является независимой энергосбытовой компанией, не обладающей статусом гарантирующего поставщика ни в одном из регионов осуществления деятельности. Осуществляет поставку электрической энергии (мощности) потребителям, расположенным в сорока семи регионах Российской Федерации, в том числе Красноярском крае, Курганской области, Новосибирской области, Пермском крае, Республике Башкортостан, Республике Саха (Якутия), Республике Татарстан, Ставропольском крае, Кировской области, Московской области. В Тюменском регионе ООО "Русэнергоресурс" осуществляет свою деятельность в интересах крупного потребителя ОАО "Сибнефтепровод".
ОАО "Северная энергетическая компания" (ОАО "СевЭнКо) является гарантирующим поставщиком (зона деятельности город Ноябрьск).
Потребители.
На территории ЯНАО действуют следующие крупные потребители:
- ОАО "Газпром": ООО "Газпром добыча Ямбург"; ООО "Газпром добыча Уренгой"; ООО "Газпром добыча Надым"; ООО "Газпром трансгаз Югорск"; ООО "Газпром трансгаз Сургут"; ОАО "Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз" (в т.ч. филиал "Газпромнефть - Муравленко"); ООО "Газпром переработка"; ООО "Новоуренгойский газохимический комплекс" (ООО "НГХК");
- ОАО "СибурТюменьГаз": Филиал "Губкинский газоперерабатывающий завод" (Губкинский ГПЗ); Филиал "Муравленковский газоперерабатывающий завод" (Муравленковский ГПЗ), Филиал "Вынгапуровский газоперерабатывающий завод" (Вынгапуровский ГПЗ);
- ОАО "НК "Роснефть": ООО "РН-Пурнефтегаз";
- ОАО "ЛУКОЙЛ": ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" - Территориально-производственное предприятие (ТПП) "Ямалнефтегаз";
- ОАО "АК Транснефть": ОАО "Сибнефтепровод";
- ОАО "НОВАТЭК".
2.3. Отчетная динамика потребления электроэнергии в Ямало-Ненецком автономном округе и структура электропотребления по основным группам потребителей за последние 5 лет.
В таблице 2 приведены балансы электрической энергии за отчетный период 2009 - 2014 годов ЭЭС ЯНАО.
Баланс электрической энергии ЭЭС ЯНАО
за период 2009 - 2014 годов
Таблица 2
Наименование показателя
2009 год
2010 год
2011 год
2012 год
2013 год
2014 год
1
2
3
4
5
6
7
Электропотребление (млн кВт·ч)
10563,0
10930,4
10337,0
10533,0
11083,1
11091,0
Собственная выработка (млн кВт·ч)
694,9
1252,4
1903,8
2438,0
4830,3
4966,5
Среднегодовые темпы прироста электропотребления (%)
- 0,10
+ 3,47
- 5,40
+ 1,89
+ 5,22
+ 0,1
В таблице 3 приведена динамика электропотребления по ЯНАО с учетом технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем ЭЭС ЯНАО за 2011 - 2012 годы <4>, а также структура электропотребления по данным Федеральной службы государственной статистики.
--------------------------------
<4> Соответствующая статистическая информация за 2009 - 2010 годы, а также за 2013 год отсутствует.
Потребление электрической энергии отдельными группами
потребителей ЯНАО в 2011 - 2012 годах (млн кВт·ч)
Таблица 3
Наименование
2011 год
2012 год
1
2
3
ЯНАО, всего
13077,0
13278,8
Добыча полезных ископаемых, обрабатывающие производства, производство и распределение электроэнергии, газа и воды
10750,8
10895,8
Сельское хозяйство, охота и лесное хозяйство
13,9
11,8
Строительство
419,8
408,8
Оптовая и розничная торговля
н/д
122,3
Транспорт и связь
757,3
759,3
Другие виды экономической деятельности
375,2
298,3
Городское и сельское население
612,4
626,0
Потери в электросетях
147,6
156,5
На схеме 4 приведена структура потребления электрической энергии по территории ЯНАО в соответствии с таблицей 3.
Схема 4. Структура потребления электрической энергии
по основным группам потребителей в 2011 - 2012 годах
Более 80% от всей потребленной в ЯНАО электроэнергии потребляется промышленными предприятиями. Населением потребляется около 5%.
2.4. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии.
Сведения о динамике электропотребления , максимуме потребляемой мощности крупных потребителей электрической энергии и мощности ЯНАО приведены в таблице 4.
Сведения об электропотреблении крупных потребителей
энергосистемы ЯНАО за период 2009 - 2014 годов
Таблица 4
Потребитель
Показатель
Год
2009
2010
2011
2012
2013
2014
1
2
3
4
5
6
7
8
ООО "Газпром добыча Ямбург"
, млн кВт·ч
337,5
320,8
302,9
309,8
290,9
н/д
, МВт
57,8
56,3
58,6
53,6
53,9
46,0
ООО "Газпром добыча Уренгой"
, млн кВт·ч
261,7
269,4
283,4
267,1
268,5
262,6
, МВт
29,9
30,8
32,4
30,5
38,5
30,0
ООО "Газпром добыча Надым"
, млн кВт·ч
60,8
60,3
59,2
57,4
54,7
52,9
, МВт
6,9
6,9
6,8
6,5
8,4
н/д
ООО "Газпром трансгаз Сургут"
, млн кВт·ч
49,4
52,9
54,1
53,2
50,4
49,8
, МВт
5,6
6,0
6,2
6,1
8,1
5,7
ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"
, млн кВт·ч
4651,8
4410,3
4209,2
4467,3
4656,6
н/д
, МВт
548,5
523,4
521,6
569,6
548,4
567,0
ООО "Газпром переработка"
, млн кВт·ч
62,8
64,2
67,1
68,5
78,1
73,9
, МВт
9,9
9,9
10,1
11,7
10,9
11,9
ООО "НГХК"
, млн кВт·ч
19,0
27,5
32,2
27,0
29,2
32,1
, МВт
2,2
3,1
3,7
3,1
4,7
6,0
ОАО "Губкинский ГПК"
, млн кВт·ч
616,8
615,9
595,6
391,7
453,8
414,1
, МВт
65,7
70,4
70,3
68,0
51,8
65,0
Вынгапуровский ГПЗ
, млн кВт·ч
119,8
127,3
142,7
152,6
227,4
н/д
, МВт
8,9
13,7
14,5
18,7
20,9
23,0
ООО "РН-Пурнефтегаз"
, млн кВт·ч
1311,0
1318,0
1235,0
1294,0
1620,0
1368
, МВт
158,0
174,0
171,0
159,0
190,0
206,0
ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" - ТПП "Ямалнефтегаз"
, млн кВт·ч
34,3
30,2
24,6
25,2
26,1
25,1
, МВт
4,4
3,9
3,1
3,2
3,4
2,9
ОАО "НОВАТЭК" - всего
, млн кВт·ч
103,6
131,2
156,5
167,2
200,0
197,6
, МВт
22,1
24,9
26,9
28,1
34,5
40,6
В т.ч. ОАО "НОВАТЭК-Пуровский ЗПК"
, млн кВт·ч
39,0
42,4
46,0
46,3
57,5
78,0
, МВт
6,9
7,1
7,2
7,7
11,5
12,5
ОАО "НОВАТЭК-ЮРХАРОВ-НЕФТЕГАЗ"
, млн кВт·ч
27,8
48,8
64,6
67,1
88,4
56,1
, МВт
9,2
11,3
12,3
12,0
14,2
19,0
ОАО "НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕ-НЕФТЕГАЗ"
, млн кВт·ч
36,8
40,0
45,9
53,8
54,1
63,5
, МВт
6,0
6,5
7,4
8,4
8,8
9,1
2.5. Динамика изменения максимума нагрузки за последние 5 лет и наличие возможности для технологического присоединения новых потребителей крупных узлов нагрузки.
2.5.1. ЭЭС ЯНАО.
Сводные данные по динамике изменения максимума нагрузки ЭЭС ЯНАО приведены в таблице 5 и на схеме 5.
Динамика изменения максимума нагрузки ЭЭС ЯНАО
за период 2009 - 2013 годов (МВт)
Таблица 5
Наименование
Год
2009
2010
2011
2012
2013
2014
1
2
3
4
5
6
7
Максимум потребления
1454
1390
1461
1472
1449
1496
Ноябрьские электрические сети
1210
1150
1194
1174
1139
1179
Северные электрические сети
244
240
267
298
310
317
Схема 5. Динамика изменения максимума потребления ЭЭС ЯНАО
(без технологически изолированных территориальных
электроэнергетических систем ЭЭС ЯНАО) за период 2009 - 2014
годов (МВт)
2.5.2. Технологически изолированные территориальные электроэнергетические системы.
Сводные данные по динамике изменения максимумов потребления электрической мощности МО, расположенных в технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах ЭЭС ЯНАО, приведены в таблице 6.
Динамика изменения максимумов потребления электрической
мощности МО, расположенных в технологически изолированных
территориальных электроэнергетических системах ЭЭС ЯНАО,
период 2009 - 2013 годов (МВт)
Таблица 6
Наименование МО
Год
2009
2010
2011
2012
2013
1
2
3
4
5
6
Город Салехард
66,3
65,5
61,0
62,0
67,0
Город Лабытнанги
28,9
27,5
26,3
26,5
26,5
Приуральский район
11,7
11,9
12,5
11,1
12,4
Ямальский район
10,6
10,9
10,9
10,5
11,1
Тазовский район
22,6
22,6
21,9
24,4
21,6
Красноселькупский район
6,4
6,1
5,7
6,2
6,3
Надымский район (село Кутопьюган, село Нори, село Ныда)
2,2
2,2
2,1
2,2
2,4
Шурышкарский район
9,0
6,8
8,4
8,7
8,8
Пуровский район (поселок Самбург, село Толька)
1,1
1,1
1,1
1,1
1,1
Итого
158,8
154,6
149,9
152,7
157,2
2.6. Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения в ЯНАО, структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных по основным группам потребителей за последние 5 лет.
Установленная тепловая мощность генерирующих установок по МО приведена в таблице 7.
Установленная тепловая мощность источников теплоснабжения МО
на 01 января 2014 года
Таблица 7
№ п/п
Муниципальное образование
Количество котельных
Суммарная установленная мощность (Гкал/час)
Преимущественный вид топлива
1
2
3
4
5
1
Город Губкинский
5
177,0
газ, нефть
2
Город Лабытнанги
18
295,8
газ, нефть, ДТЗ, мазут
3
Город Муравленко
8
351,3
газ, нефть, попутный газ
4
Город Ноябрьск
25
782,8
газ, ДТЗ, попутный газ
5
Город Новый Уренгой
15
1035,3
газ, газовый конденсат, ГШЗ, мазут
6
Город Салехард
37
325,7
газ, ДТЗ
7
Красноселькупский район
10
75,8
нефть, ГШЗ, газовый конденсат, дрова
8
Надымский район
47
863,1
газ, ВЭР, нефть, ДТЗ, газовый конденсат
9
Приуральский район
13
191,0
газ, ДТЗ, мазут, нефть
10
Пуровский район
38
470,7
газ, ГШЗ, нефть
11
Тазовский район
17
134,7
газ, ГШЗ, ДТЗ
12
Шурышкарский район
18
75,2
ДТЗ, уголь,
13
Ямальский район
19
131,6
газ, ГКСКН, ДТ, уголь, дрова
В таблице 8 приведена динамика потребления тепловой энергии за период 2009 - 2013 годов.
Динамика потребления тепловой энергии в ЯНАО (тыс. Гкал)
Таблица 8
Показатель
2009 год
2010 год
2011 год
2012 год
2013 год
1
2
3
4
5
6
Произведено тепловой энергии
8341,4
8307,8
7144,4
7355,1
7681,4
Получено тепловой энергии со стороны
495,1
180,7
133,6
107,6
136,1
Отпуск потребителям, всего
7014,1
7014,1
6018,9
6181,3
6547,4
Населению
4394,4
4073,2
3702,1
3685,0
3891,7
Бюджетным организациям
834,8
849,1
742,2
798,3
860,0
Предприятиям на производственные нужды
555,1
490,4
422,5
449,8
282,0
Прочим организациям
1521,2
1601,5
1152,1
1248,1
1513,8
На схеме 6 приведена структура отпуска тепловой энергии отдельным группам потребителей в соответствии таблицей 8.
Схема 6. Структура отпуска тепловой энергии по отдельным
группам потребителей по ЯНАО за 2009 - 2013 годы
На схеме 7 представлены данные о выработке и полезному отпуску тепловой энергии в МО ЯНАО.
Схема 7. Выработка и полезный отпуск тепловой энергии (Гкал)
2.7. Перечень основных крупных потребителей тепловой энергии в ЯНАО.
Основные крупные потребители тепловой энергии на территории ЯНАО приведены в таблице 9.
Перечень крупных потребителей тепловой энергии на территории
ЯНАО
Таблица 9
№ п/п
Потребители тепловой энергии
1
2
1.
ГБУЗ ЯНАО "Ноябрьская центральная городская больница"
2.
ОАО "Газпромнефть-ННГ"
3.
ОАО "ДЭХ"
4.
ОАО "Газпромнефть - ННГФ"
5.
МУП "МПГЭС"
6.
ОАО "Ноябрьские электрические сети"
7.
МАУ СОК "Ямал"
8.
МАДОУ ЦРР ДС "Дельфин"
9.
ГУП ЯНАО "Ямалавтодор"
10.
ГУ "6 ПЧ ФПС по ЯНАО"
11.
ГОУ СПО ЯНАО "ММК"
12.
ООО "ЯмалСервисЦентр"
13.
ООО "Ноябрьская центральная трубная база"
14.
ООО "Ноябрьскнефтеспецстрой"
15.
ООО "НоябрьскНефтеГазАвтоматика"
16.
ООО "Борец-Муравленко"
17.
ООО "Ноябрьскэнергонефть"
18.
ООО "НК КНГ"
19.
Предприниматель Капула Г.И.
20.
Предприниматель Сапонов В.А.
21.
ООО "Муравленковская транспортная компания"
22.
ЗАО "Самотлорнефтепромхим"
23.
МАДОУ "Теремок"
24.
ООО ЭК "ТВЭС"
25.
ООО "Ямал-Энерго"
26.
ООО "Ратта"
27.
ОАО "Сибнефть-Ноябрьскнефтегаз"
28.
МУП "Муравленковские коммунальные сети"
29.
ЗАО "Спецтеплосервис"
30.
МП Белоярское ПП ЖКХ
31.
ООО "Прогресс"
32.
ОАО "Харп-Энерго-Газ"
33.
МУП "Пуровские коммунальные системы"
34.
ОАО "Уренгойтеплогенерация-1"
35.
МУП ЖКХ "Лимбей"
36.
Филиал "Уренгойская ГРЭС" ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация"
2.8. Структура установленной электрической мощности на территории ЯНАО.
Большая часть вырабатываемой электроэнергии на территории ЯНАО производится на тепловых электростанциях (ТЭС). Наиболее крупными объектами генерации ЭЭС ЯНАО являются Уренгойская ГРЭС и Ноябрьская ПГЭ. Суммарная установленная мощность электростанций ЭЭС ЯНАО по состоянию на 01 января 2015 года составляет 804,6 МВт. Кроме того, на территории ЯНАО размещено большое количество автономных источников электроснабжения, обеспечивающих электроэнергией промышленные предприятия и территориально изолированные энергосистемы МО. Сводные данные по установленной мощности и типам генерирующих установок приведены в таблице 10.
Установленная мощность электростанций ЯНАО по состоянию
на 01 января 2015 года
Таблица 10
Суммарная установленная мощность электростанций ЯНАО
МВт
1
2
ЭЭС ЯНАО
804,6
Парогазовые установки (ПГУ)
579,6
Газотурбинные установки (ГТУ)
201,0
Паросиловые установки (ПСУ)
24,0
Изолированная часть
818,8
В т.ч. автономные источники промышленных предприятий
524,9
В т.ч. ГТУ
368,8
Дизельные электростанции (ДЭС)
80,5
Газопоршневые генерирующие установки (ГПГУ)
75,6
Автономные источники территориально изолированных МО
293,9
В т.ч. ДЭС
104,5
ГТУ
159,9
ГПГУ
29,5
На схеме 8 приведена структура установленной мощности электростанций ЯНАО по типам генерирующих установок для обеих зон энергосистемы ЯНАО.
Схема 8. Структура установленной электрической мощности на
территории ЯНАО по типам генерирующих установок:
а) всего по территории ЯНАО;
б) по ЭЭС ЯНАО (без технологически изолированных
территориальных электроэнергетических систем ЭЭС ЯНАО)
В 2013 году был осуществлен вывод из эксплуатации блоков № 1 - 2 Т2-12-2Б на ПЭС Надым-04 (ООО "Северная ПЛЭС"), общей установленной мощностью 24 МВт. В 2014 году был введен в эксплуатацию ГТУ № 4 на ГТЭС Юрхаровского НГКМ (ОАО "НОВАТЭК"), установленной мощностью 2,5 МВт.
2.9. Состав существующих электростанций, установленная мощность которых превышает 5 МВт.
Данные по составу генерирующего оборудования приведены в таблице 11.
Состав существующих электростанций по состоянию на 01 января
2015 года
Таблица 11
N
Наименование электростанции
Сведения о блоках/агрегатах
Тип выработки
Год ввода в эксплуатацию
Установленная мощность (МВт)
1
2
3
4
5
6
ЭЭС ЯНАО (без технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем ЭЭС ЯНАО)
1.
Уренгойская ГРЭС (ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация")
всего по электростанции
484,0
1Г-ПТ
ПГУ
2012
165,0
1Г-1ГТ
ПГУ
2012
147,5
1Г-2ГТ
ПГУ
2012
147,5
ПРТЭЦ № 1
ПСУ
1992
12,0
ПРТЭЦ № 2
ПСУ
1990
12,0
2.
Ноябрьская ПГЭ (ООО "НПГЭ")
всего по электростанции
119,6
ГТ1
ПГУ
2010
40,6
ПТ1
ПГУ
2010
19,0
ГТ2
ПГУ
2010
41,1
ПТ2
ПГУ
2010
18,9
3.
ПЭС Уренгой (ОАО "Передвижная энергетика")
всего по электростанции
72,0
№ 1
ГТУ
1981
12,0
№ 2
ГТУ
1981
12,0
№ 3
ГТУ
1982
12,0
№ 4
ГТУ
1982
12,0
№ 5
ГТУ
1984
12,0
№ 6
ГТУ
1984
12,0
4.
ПЭС Надым (ООО "Северная ПЛЭС")
всего по электростанции
24,0
5Г-1
ГТУ
1978
12,0
5Г-2
ГТУ
1978
12,0
5.
Ямбургская ГТЭС (ООО "Газпром добыча Ямбург")
всего по электростанции
72,0
№ 1
ГТУ
1993
12,0
№ 2
ГТУ
1993
12,0
№ 3
ГТУ
1993
12,0
№ 4
ГТУ
1993
12,0
№ 5
ГТУ
1994
12,0
№ 6
ГТУ
1994
12,0
6.
Харвутинская ГТЭС (ООО "Газпром добыча Ямбург")
всего по электростанции
10,0
№ 1
ГТУ
2007
2,5
№ 2
ГТУ
2007
2,5
№ 3
ГТУ
2007
2,5
№ 4
ГТУ
2007
2,5
7.
ГТЭС Юрхаровского НГКМ (ОАО "НОВАТЭК")
всего по электростанции
8,0
КГТЭС-1500 № 1
ГТУ
н/д
1,5
КГТЭС-1500 № 2
ГТУ
н/д
1,5
ГТЭС-2,5 № 3
ГТУ
н/д
2,5
ГТЭС-2,5 № 4
ГТУ
н/д
2,5
8.
ГТЭС Песцовая (ООО "Газпром- добыча Уренгой")
всего по электростанции
15,0
Итого
804,6
В т.ч. ПГУ
579,6
ГТУ
201,0
ПСУ
24,0
Автономные источники электроснабжения крупных потребителей
ООО "Газпром добыча Ямбург"
всего по предприятию
46,5
1.
ГТЭС-22,5
9 ПАЭС-2500
ГТУ
2001
22,5
2.
ГТЭС-24
4 энергомодуля с ГТУ-6000
ГТУ
2002
24,0
ООО "Газпром добыча Надым"
всего по предприятию
101,0
3.
ГТЭС-25 м/р Бованенковское
10 блоков
ГТУ
2008, 2012
25,0
4.
ГТЭС-36 м/р Бованенковское
6 блоков
ГТУ
2010
36,0
5.
ГТЭС-10 м/р Харасавэйское
4 блока
ГТУ
2008
10,0
6.
ПАЭС-10 м/р Юбилейное
4 блока
ГТУ
1999
10,0
7.
ГТЭС-5 м/р Юбилейное
2 блока
ГТУ
2004
5,0
8.
ПАЭС-10 м/р Ямсовейское
4 блока
ГТУ
1997
10,0
9.
ПАЭС-5 м/р Ямсовейское
2 блока
ГТУ
2003
5,0
ООО "Газпром трансгаз Югорск"
всего по предприятию
193,2
10.
Ямбургское ЛПУ
итого Руст
30,2
БЭС-630
ДЭС
1986
0,6
9хКАС-500
ДЭС
1988 - 2001
4,5
8хКАС-630
ДЭС
1990 - 2002
5,0
2хПАЭС-2500
ГТУ
1990
5,0
6хПАЭС-2500М
ГТУ
1990
15,0
11.
Ныдинское ЛПУ МГ
итого Руст
21,3
2хАС-804р1
ДЭС
1986 - 1987
1,3
5хКАС-500
ДЭС
1988 - 1996
2,5
3хПАЭС-2500
ГТУ
1987 - 1997
7,5
4хПАЭС-2500М
ГТУ
1986 - 1987
10,0
12.
Новоуренгойское ЛПУ МГ
итого Руст
33,7
Пуровская ГКС
4 x Volvo-250
ДЭС
1984
1,0
3 x БЭС-630
ДЭС
1985 - 2003
1,9
Wola-200/0,2
ДЭС
1985
0,2
3 x Растон ТВ-5000
ГТУ
1985
8,1
13.
Правохеттинское ЛПУ
3 x БЭС-630
ДЭС
1985 - 1986
1,9
ЭД-200
ДЭС
1998
0,2
4 x КАС-500
ДЭС
1987 - 1995
2,0
2 x ПАЭС-2500
ГТУ
1997
5,0
3 x ПАЭС-2500М
ГТУ
1983 - 1985
7,5
2 x Растон ТВ-5000
ГТУ
1984
5,4
ЭД-500
ДЭС
1995
0,5
14.
Пангодинское ЛПУ МГ
итого Руст
6,5
Хасырейская п/п
Звезда-630НК
ДЭС
2010
0,6
КАС-500
ДЭС
1993
0,5
2 x Растон ТВ-5000
ГТУ
1984 - 1985
5,4
15.
Ягельное ЛПУ МГ
итого Руст
18,1
5 x БЭС-630
ДЭС
1985 - 1987
3,2
3 x ПАЭС-2500М
ГТУ
1983 - 1985
7,5
2 x Растон ТВ-5000
ГТУ
1986 - 1988
5,4
4 x ЭД-500Т
ДЭС
1988 - 1996
2,0
16.
Приозерное ЛПУ МГ
итого Руст
23,1
4 x АС-804р1
ДЭС
1985 - 1987
2,5
АСДА-200
ДЭС
1991
0,2
5 x КАС-500
ДЭС
1987 - 1991
2,5
2 x ПАЭС-2500
ГТУ
1990 - 2005
5,0
3 x ПАЭС-2500М
ГТУ
1983 - 2005
7,5
2 x Растон ТВ-5000
ГТУ
1986 - 1987
5,4
17.
Ново-Уренгойское ЛПУ
итого Руст
13,0
Звезда-630НК
ДЭС
2010
0,6
3 x АС-804р1
ДЭС
1982 - 1984
1,9
КАС-500
ДЭС
1989
0,5
3 x ПАЭС-2500М
ГТУ
1992
7,5
ЭГ-2500
ГТУ
2006
2,5
18.
Пангодинское ЛПУ ЯНАО
итого Руст
14,7
4 x АС-804р1
ДЭС
1983 - 1987
2,5
Звезда-630НК
ДЭС
2005
0,6
3 x КАС-500
ДЭС
1993 - 2005
1,5
4 x Урал-2500
ГТУ
2007
10,0
19.
Надымское ЛПУ МГ
итого Руст
18,6
Звезда-630НК
ДЭС
2010
0,6
Wola-200
ДЭС
1993
0,2
3 x КАС-500
ДЭС
1982 - 1989
1,5
2 x АС-804р1
ДЭС
1983 - 1984
1,3
2 x ПАЭС-2500
ГТУ
1982 - 2001
5,0
4 x ПАЭС-2500М
ГТУ
1976 - 1982
10,0
20.
Лонг Юганское ЛПУ
итого Руст
14,2
5 x БЭС-630
ДЭС
1985 - 2002
3,2
2 x КАС-500
ДЭС
1985 - 2000
1,0
ПАЭС-2500
ГТУ
1990
2,5
3 x ПАЭС-2500М
ГТУ
1978 - 2004
7,5
ООО "Газпром трансгаз Сургут"
всего по предприятию
22,0
21.
ЭСК п. Уренгой
ЭСК "Wartsila"
ДЭС
н/д
22,0
ООО "РН-Пурнефтегаз"
всего по предприятию
52,4
22.
Тарасовская газопоршневая электростанция (ТГПЭС)
6 x ГПГУ
ГПГУ
2010
52,4
ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" - ТПП "Ямалнефтегаз"
всего по предприятию
69,0
23.
ЭСН ГКС Находкинского м/р
6 x ГПЭА
ГПГУ
2012
10,5
24.
ГПЭС Находкинского м/р
4 x ГПЭА
ГПГУ
2004
5,5
25.
ГТЭС-24 Пякяхинское м/р
4 x ГТУ
ГТУ
2009
24,0
26.
ГТЭС-8 Пуровская группа м/р
10 x ГТУ
ГТУ
2001
14,0
27.
ПАЭС-2500
6 x ПАЭС-2500
ГТУ
1992
15,0
ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"
всего по предприятию
19,5
28.
ЭСН Чатылкинского м/р
Waukesha
ГТУ
2008
5,0
6 x Cummins
ДЭС
2008
6,0
29.
ЭСН Холмистого м/р
Waukesha
ГТУ
2008
4,5
6 x Cummins
ДЭС
2008
4,0
ОАО "НОВАТЭК"
всего по предприятию
8,6
30.
Таркосаленефтегаз
OPRA
ГТУ
2010
3,6
ПАЭС-2500
ГТУ
2007
5,0
Вынгапуровский ГПЗ - Филиал ОАО "СибурТюменьГаз"
всего по предприятию
7,2
31.
ГПЭС ВГПЗ
Petra-2500 (4 x 1,8)
ГПГУ
2012
7,2
Итого по автономным источникам электроснабжения крупных потребителей электроэнергии
521,4
В т.ч. ГТУ
364,3
ДЭС
80,5
ГПГУ
75,6
Автономные источники электроснабжения территориально изолированных МО
Город Салехард
всего по МО
85,30
1.
ГТЭС-3
№ 1
ГТУ
2001
12,00
№ 2
ГТУ
2001
12,00
№ 3
ГТУ
2004
15,40
2.
ДЭС-1
№ 1
ДЭС
1994
6,50
№ 2
ДЭС
1994
6,50
№ 3
ДЭС
1997
6,40
3.
ДЭС-2
№ 1
ДЭС
1999
6,40
№ 2
ДЭС
2000
6,10
4.
ТЭС-14
№ 1
ГПГУ
2009
1,75
№ 2
ГПГУ
2009
1,75
№ 3
ГПГУ
2009
1,75
№ 4
ГПГУ
2009
1,75
№ 5
ГПГУ
2009
1,75
№ 6
ГПГУ
2009
1,75
№ 7
ГПГУ
2009
1,75
№ 8
ГПГУ
2009
1,75
Город Лабытнанги
всего по МО
73,00
5.
ПЭС Лабытнанги
ГТГ-1
ГТУ
1996
12,00
ГТГ-2
ГТУ
1996
12,00
ГТГ-3
ГТУ
2007
14,00
ГТГ-4
ГТУ
2010
12,00
ГТГ-5
ГТУ
1974
4,00
ГТГ-6
ГТУ
1979
4,00
ГТГ-7
ГТУ
1976
2,50
ГТГ-8
ГТУ
1976
2,50
ГТГ-9
ГТУ
1978
2,50
ГТГ-10
ГТУ
1978
2,50
ГТГ-11
ГТУ
1983
2,50
ГТГ-12
ГТУ
1983
2,50
Шурышкарский район
всего по МО
21,91
6.
Село Мужи
итого Руст
8,22
MTU-520
ДЭС
2004
0,52
ДГ2-350
ДЭС
2010
0,35
ДГ2-350
ДЭС
2010
0,35
8R22
ДЭС
1994
1,10
8R22
ДЭС
1994
1,10
4-26 ДГ
ДЭС
2000
1,20
4-26 ДГ
ДЭС
2000
1,20
4-26 ДГ
ДЭС
2009
1,20
4-26 ДГ
ДЭС
2010
1,20
7.
Село Восяхово
итого Руст
0,80
ЯМЗ-238
ДЭС
2001
0,10
ЯМЗ-238
ДЭС
2001
0,10
ЯМЗ-238
ДЭС
2012
0,10
Д1-250
ДЭС
2009
0,25
Д1-250
ДЭС
2010
0,25
8.
Деревня Усть-Войкары
Д-65
ДЭС
2006
0,03
9.
Деревня Вершина-Войкары
4-Ч (ЭД-16)
ДЭС
2006
0,02
10.
Деревня Новый Киеват
Д-65
ДЭС
2006
0,03
11.
Деревня Анжигорт
Д-65
ДЭС
2006
0,03
12.
Село Шурышкары
итого Руст
2,00
ДГ1А315-1
ДЭС
2012
0,32
ДГ1А315-1
ДЭС
2009
0,32
ДГ1А315-1
ДЭС
2006
0,32
ДГ1А315-1
ДЭС
2006
0,32
ДГ1А315-1
ДЭС
2010
0,32
ЯМЗ-238
ДЭС
2001
0,10
Scoda-350
ДЭС
2002
0,32
13.
Деревня Унсельгорт
итого Руст
1,56
Д-243
ДЭС
2012
0,03
Д-243
ДЭС
2012
0,03
Д-144
ДЭС
н/д
1,50
14.
Село Горки
итого Руст
3,75
ДЭС № 1
ДГ-72М № 1
ДЭС
2012
0,75
ДГ-72М № 2
ДЭС
2002
0,75
ДЭС № 2
ДГ-72М № 1
ДЭС
2005
0,75
ДГ-72М № 2
ДЭС
2005
0,75
ДГ-72М № 3
ДЭС
2005
0,75
15.
Село Азовы
итого Руст
1,05
АД-100 № 2 сп
ДЭС
2007
0,09
АД-100 № 3 сп
ДЭС
2007
0,09
АД-100 № 6
ДЭС
2010
0,09
АД-200 № 4
ДЭС
2009
0,18
ДГ-350
ДЭС
2012
0,35
ДГ-250
ДЭС
2010
0,25
16.
Село Лопхари
итого Руст
1,08
АД-100 № 1
ДЭС
2005
0,09
АД-100
ДЭС
2012
0,09
АД-100
ДЭС
2012
0,09
АД-100
ДЭС
2012
0,09
АД-100
ДЭС
2012
0,09
АД-100 № 2 сп
ДЭС
2007
0,09
АД-200 № 3 сп
ДЭС
2010
0,18
АД-100 № 4 сп
ДЭС
2002
0,09
АД-100 № 5
ДЭС
2010
0,09
АД-200 № 6
ДЭС
2009
0,18
17.
Деревня Пословы
итого Руст
0,03
АД-16
ДЭС
2010
0,02
АД-16
ДЭС
2002
0,02
18.
Село Питляр
итого Руст
1,23
ЯМЗ-238 № 3 сп
ДЭС
2002
0,09
ЯМЗ-238№ 2
ДЭС
2002
0,09
ЯМЗ-238 № 4 сп
ДЭС
2007
0,09
АД-200 № 6
ДЭС
2008
0,18
АД-200 № 7
ДЭС
2010
0,18
ДГ-250
ДЭС
2012
0,25
ДГ-350
ДЭС
2012
0,35
19.
Деревня Хашгорт
итого Руст
0,04
АД-30
ДЭС
2010
0,03
АД-16
ДЭС
2010
0,02
20.
Село Овгорт
итого Руст
1,71
ДГА-320
ДЭС
2001
0,32
ДГР-224
ДЭС
2006
0,22
ДГ1-350
ДЭС
2011
0,35
ДГ1-250
ДЭС
2010
0,25
ДГ1-250
ДЭС
2010
0,25
ДГА-315 сп.
ДЭС
2001
0,32
21.
Деревня Ямгорт
итого Руст
0,29
АД-100
ДЭС
2006
0,10
АД-60
ДЭС
2012
0,06
АД-60 сп.
ДЭС
1998
0,06
АД-40
ДЭС
2009
0,04
АД-30
ДЭС
2007
0,03
22.
Село Оволынгорт
итого Руст
0,04
АД-16
ДЭС
2005
0,02
АД-11
ДЭС
2012
0,01
АД-16 сп.
ДЭС
2002
0,02
Ямальский район
всего по МО
28,83
23.
Село Салемал
итого Руст
1,60
Cummins QSX15G8 № 1
ДЭС
2011
0,40
Cummins QSX15G8 № 2
ДЭС
2011
0,40
Cummins QSX15G8 № 3
ДЭС
2011
0,40
Cummins QSX15G8 № 4
ДЭС
2011
0,40
24.
Село Панаевск
итого Руст
1,58
ДГА-315 № 1
ДЭС
2009
0,32
ДГА-315 № 2
ДЭС
2006
0,32
ДГА-315 № 3
ДЭС
2009
0,32
ДГА-315 № 4
ДЭС
2005
0,32
ДГА-315 № 5
ДЭС
2008
0,32
25.
Село Яр-Сале
итого Руст
8,96
MTU 12v4000
ДЭС
2006
1,12
MTU 12v4000
ДЭС
2006
1,12
MTU 12v4000
ДЭС
2007
1,12
MTU 12v4000
ДЭС
2007
1,12
MTU 12v4000
ДЭС
2007
1,12
MTU 12v4000
ДЭС
2007
1,12
MTU 12v4000
ДЭС
2010
1,12
MTU 12v4000
ДЭС
2010
1,12
26.
Поселок Сюнай-Сале
итого Руст
1,15
АД-200С-Т400
ДЭС
2005
0,20
АД-200С-Т400
ДЭС
2004
0,20
АД-250С-Т400
ДЭС
2010
0,25
АД-250С-Т400
ДЭС
2012
0,25
АД-250С-Т400
ДЭС
2012
0,25
27.
Село Новый Порт
итого Руст
2,23
ДГ-72 (3)
ДЭС
2009
0,80
ДГ-72 (4)
ДЭС
1997
0,80
ДГА-315 (1)
ДЭС
2005
0,32
ДГА-315 (2)
ДЭС
2005
0,32
28.
Село Мыс Каменный
итого Руст
9,39
ЦЭС-Геологи
АИ-20 ПАЭС-2500 № 2
ГТУ
2005
2,50
АИ-20 ПАЭС-2500 № 3
ГТУ
2009
2,50
АИ-20 ПАЭС-2500 № 4
ГТУ
2006
2,50
ДЭС Аэропорт
Г-73 № 1
ДЭС
1982
0,63
Г-73 № 2
ДЭС
1984
0,63
ДГА-315 № 1
ДЭС
1989
0,32
ДГА-315 № 2
ДЭС
1991
0,32
29.
Село Сеяха
итого Руст
3,92
Шкода 825 6-27,5 A4S
ДЭС
2009
0,66
Шкода 825 6-27,5 A4S
ДЭС
2006
0,66
Шкода 608 6-27,5 A2S
ДЭС
2003
0,49
Шкода 608 6-27,5 A2S
ДЭС
2001
0,49
Шкода 608 6-27,5 A2S
ДЭС
2004
0,49
Шкода 608 6-27,5 A2S
ДЭС
2010
0,49
Шкода 825 6-27,5 A4S
ДЭС
2002
0,66
Тазовский район
всего по МО
40,80
30.
Поселок Тазовский
итого Руст
17,50
ПАЭС-2500 № 1
ГТУ
1996
2,50
ПАЭС-2500 № 2
ГТУ
1996
2,50
ПАЭС-2500 № 3
ГТУ
1993
2,50
ПАЭС-2500 № 4
ГТУ
2002
2,50
ПАЭС-2500 № 5
ГТУ
1989
2,50
ПАЭС-2500 № 6
ГТУ
1993
2,50
ПАЭС-2500 № 7
ГТУ
2003
2,50
31.
Село Газ-Сале
итого Руст
17,50
ПАЭС-2500 № 1
ГТУ
1976
2,50
ПАЭС-2500 № 2
ГТУ
1987
2,50
ПАЭС-2500 № 3
ГТУ
1987
2,50
ПАЭС-2500 № 4
ГТУ
1985
2,50
ПАЭС-2500 № 5
ГТУ
1985
2,50
ПАЭС-2500 № 6
ГТУ
1987
2,50
ПАЭС-2500 № 7
ГТУ
1991
2,50
32.
Село Антипаюта
итого Руст
5,00
ПАЭС-2500 № 1
ГТУ
1987
2,50
ПАЭС-2500 № 2
ГТУ
2002
2,50
33.
Село Находка
итого Руст
0,80
ДЭС
ДЭС
2006
0,30
ДЭС
ДЭС
2006
0,30
ДЭС
ДЭС
н/д
0,10
ДЭС
ДЭС
н/д
0,10
Красноселькупский район
всего по МО
5,59
34.
Село Толька
итого Руст
1,88
ДГ-72 № 1
ДЭС
1979
0,38
ДГ-72 № 2
ДЭС
1983
0,38
ДГ-72 № 3
ДЭС
1985
0,38
ДГ-72 № 4
ДЭС
1987
0,38
ДГ-72 № 5
ДЭС
1988
0,38
35.
Село Красноселькуп
итого Руст
3,00
ДГ-72 № 1
ДЭС
1979
0,38
ДГ-72 № 2
ДЭС
1998
0,38
ДГ-72 № 3
ДЭС
1980
0,38
ДГ-72 № 4
ДЭС
2000
0,38
ДГ-72 № 5
ДЭС
1986
0,38
ДГ-72 № 6
ДЭС
1987
0,38
ДГ-72 № 7
ДЭС
1991
0,38
ДГ-72 № 8
ДЭС
1991
0,38
36.
Село Ратта
итого Руст
0,72
АД200-Т400-РМ
ДЭС
2006
0,20
АД200-Т400-1РМ2
ДЭС
2009
0,20
АД315-Т400-1РМ2
ДЭС
2006
0,32
Приуральский район
всего по МО
30,93
37.
Село Аксарка
итого Руст
10,50
ЭГД-7-1
ДЭС
2004
1,50
ЭГД-7-2
ДЭС
2004
1,50
ЭГД-7-3
ДЭС
2004
1,50
ЭГД-7-4
ДЭС
2004
1,50
ГПА-1
ГПГУ
2011
1,50
ГПА-2
ГПГУ
2011
1,50
ГПА-3
ГПГУ
2011
1,50
38.
Поселок Товопогол
итого Руст
0,12
ДГ-60
ГПГУ
2002
0,06
ДГ-30
ДЭС
2006
0,03
ДГ-30
ДЭС
2008
0,03
39.
Поселок Зеленый Яр
итого Руст
0,56
ДГ-100 № 1
ДЭС
2002
0,10
ДГ-200 № 2
ДЭС
2007
0,20
ДГ-100 № 3
ДЭС
2002
0,10
ДГ-100 № 4
ДЭС
2002
0,10
ДГ-60 № 5
ДЭС
2004
0,06
40.
Село Харсаим
итого Руст
2,97
ДГ-100 № 1
ДЭС
2000
0,10
ДГ-100 № 2
ДЭС
2000
0,10
ДГ-100 № 3
ДЭС
1991
0,10
ДГ-100 № 4
ДЭС
1991
0,10
ДГ-420 № 5
ДЭС
2010
0,42
ДГ-200 № 6
ДЭС
2007
0,20
ДГ-200 № 7
ДЭС
2007
0,20
ДГ-500 № 8
ДЭС
2012
0,50
ДГ-1250 № 9
ДЭС
2008
1,25
41.
Поселок Вылпосл
итого Руст
0,05
ДГ-30 № 1
ДЭС
2009
0,03
ДГ-16 № 2
ДЭС
1995
0,02
42.
Деревня Лаборовая
итого Руст
0,40
ДГ-100 № 1
ДЭС
2001
0,10
ДГ-100 № 2
ДЭС
2001
0,10
ДГ-200 № 3
ДЭС
2003
0,20
43.
Село Катравож
итого Руст
1,60
ДГ-400 № 1
ДЭС
2010
0,40
ДГ-400 № 2
ДЭС
2010
0,40
ДГ-400 № 3
ДЭС
2010
0,40
ДГ-400 № 4
ДЭС
2011
0,40
44.
Село Белоярск
итого Руст
3,38
ДГ-1000 № 1
ДЭС
1995
1,13
ДГ-1000 № 2
ДЭС
1995
1,13
ДГ-1000 № 3
ДЭС
2006
1,13
45.
Поселок Щучье
итого Руст
0,40
ДГ-100 № 1
ДЭС
2010
0,10
ДГ-100 № 2
ДЭС
2009
0,10
ДГ-100 № 3
ДЭС
2003
0,10
ДГ-100 № 4
ДЭС
2011
0,10
46.
П.г.т. Харп
итого Руст
10,96
ГПА-1
ГПГУ
2010
3,05
ГПА-2
ГПГУ
2010
3,05
ГПА-3
ГПГУ
2010
2,43
ГПА-4
ГПГУ
2010
2,43
Пуровский район
всего по МО
4,32
47.
Село Самбург
итого Руст
4,32
14-26ДГ
ДЭС
2003
1,10
14-26ДГ
ДЭС
2003
1,10
14-26ДГ
ДЭС
2003
1,10
Ausonia № 1
ДЭС
2009
0,51
Ausonia № 2
ДЭС
2009
0,51
Надымский район
всего по МО
3,25
48.
Село Ныда
итого Руст
1,58
ДЭС № 1
ДГ № 1
ДЭС
2002
0,32
ДГ № 2
ДЭС
1998
0,32
ДГ № 3
ДЭС
2002
0,32
ДГ № 4
ДЭС
2001
0,32
ДГ № 5
ДЭС
2004
0,32
ДГ № 6
ДЭС
2008
0,32
ДГ № 7
ДЭС
2008
0,32
ДГ № 8
ДЭС
2008
0,32
ДЭС № 2
ДГ № 1
ДЭС
2011
0,32
ДГ № 2
ДЭС
1999
0,32
ДГ № 3
ДЭС
1999
0,32
49.
Село Кутопьюган
итого Руст
0,96
ДГ № 2
ДЭС
2008
0,44
ДГ № 3
ДЭС
2005
0,32
ДГ № 4
ДЭС
2005
0,20
ДГ № 6
ДЭС
2007
0,20
50.
Село Нори
итого Руст
0,72
ДГ № 1
ДЭС
2005
0,20
ДГ № 2
ДЭС
2007
0,20
ДГ № 3
ДЭС
2011
0,32
Итого автономные источники электроснабжения территориально изолированных муниципальных образований
293,9
В т.ч. ДЭС
104,5
ГТУ
159,9
ГПГУ
29,5
Итого по ЯНАО
1641,9
В т.ч. ПГУ
579,6
ГТУ
748,2
ПСУ
24,0
ГПГУ
105,1
ДЭС
185,0
2.10. Структура установленной мощности по типам электростанций и видам собственности.
Большая часть генерирующих установок на территории ЯНАО находится в частной собственности генерирующих компаний и крупных потребителей электроэнергии. Суммарная величина установленной мощности электростанций в частной собственности составляет 1378,6 МВт. Самой крупной генерирующей компанией на территории ЯНАО по установленной мощности является ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация" (Уренгойская ГРЭС). Наиболее крупными собственниками генерирующей мощности среди крупных потребителей электроэнергии являются ООО "Газпром добыча Ямбург" и ООО "Газпром трансгаз Югорск". Структура установленной мощности по типам электростанций и видам собственности приведена в таблице 12, на схеме 8.
Структура установленной мощности по типам электростанций и
видам собственности
Таблица 12
Тип электростанции
Наименование
Тип генерирующих установок
Установленная мощность (МВт)
1
2
3
4
Генерирующие компании
ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация"
ПГУ, ПСУ
484,0
ООО "НПГЭ"
ПГУ
119,6
ОАО "Передвижная энергетика"
ГТУ
145,0
ООО "Северная ПЛЭС"
ГТУ
24,0
Электростанции промышленных предприятий
ООО "Газпром добыча Ямбург"
ГТУ
128,5
ООО "Газпром добыча Надым"
ГТУ, ДЭС
101,0
ООО "Газпром трансгаз Югорск"
ДЭС ГТУ
193,2
ООО "Газпром трансгаз Сургут"
ДЭС
22,0
ООО "Газпром добыча Уренгой"
ГТУ
15,0
ООО "РН-Пурнефтегаз"
ГПГУ
52,4
ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" - ТПП "Ямалнефтегаз"
ГПГУ, ГТУ
69,0
ОАО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"
ГТУ, ДЭС
19,5
ОАО "НОВАТЭК"
ГТУ
16,6
Филиал ОАО "СибурТюменьГаз" - Вынгапуровский ГПЗ
ГПГУ
7,2
Электростанции муниципальных предприятий
Город Салехард
ГТУ, ДЭС, ГПГУ
85,3
Шурышкарский район
ДЭС
21,9
Ямальский район
ГТУ, ДЭС
28,8
Красноселькупский район
ДЭС
5,6
Тазовский район
ГТУ, ДЭС
40,8
Приуральский район
ДЭС ГПГУ
30,9
Пуровский район
ДЭС
4,32
Надымский район
ДЭС
3,25
Схема 8. Структура установленной мощности генерирующих
установок ЯНАО по собственникам
2.11. Характеристика балансов электрической энергии и мощности за последние 5 лет.
ЭЭС ЯНАО является дефицитной как по мощности, так и по электроэнергии. В течение отчетного пятилетнего периода покрытие потребностей за счет собственных источников возросло с 6% в 2009 году до 49% в 2013 году. С вводом с 2012 году блока № 1 Уренгойской ГРЭМ Северный энергорайон энергосистемы ЯНАО стал избыточным.
Балансы электрической мощности и электроэнергии ЭСС ЯНАО за отчетный период приведены в таблицах 13 и 14 соответственно.
Балансы электрической мощности за период 2009 - 2014 годов
(МВт)
Таблица 13
Наименование показателя
2009 год
2010 год
2011 год
2012 год
2013 год
2014 год
1
2
3
4
5
6
7
Покрытие - всего
88,0
234,0
238,2
643,7
712,4
529,1
В том числе
Уренгойская ГРЭС
24,0
24,0
24,2
418
505,5
274,2
Ноябрьская ПГЭ
-
124,0
123,5
130,1
131,3
133,8
ПЭС Надым
33,0
23,0
22,5
22,5
22,5
22,5
ПЭС Уренгой
29,0
31,0
40,0
39,3
13,2
54,9
Ямбургская ГТЭС
2,0
32,0
28,0
33,9
34,9
35,7
ГТЭС Юрхаровского НГКМ
-
-
-
-
-
3
ГТЭС Песцовая
-
-
-
-
2
2
ГТЭС Харвутинская
-
-
-
-
3
3
Потребление - всего
1454
1390
1461
1472
1449
1496
Сальдо перетоков (дефицит)
1366
1156
1223
828,3
736,6
966,9
Схема 10. Динамика изменения покрытия максимума потребления
мощности ЭЭС ЯНАО, МВт
Балансы электрической энергии за период 2009 - 2013 годов
(млн кВт·ч)
Таблица 14
Наименование показателя
2009 год
2010 год
2011 год
2012 год
2013 год
2014 год
1
2
3
4
5
6
7
Электропотребление
10563,0
10930,4
10337,0
10533,0
11083,1
11091,0
Собственная выработка
694,9
1252,4
1903,8
2438,0
4830,3
4966,5
Сальдо перетоков электрической энергии <5>
9868,1
9678,0
8433,2
8095,0
6543,4
6124,5
--------------------------------
<5> (-) Выдача электрической энергии, (+) - получение электрической энергии.
2.12. Динамика основных показателей энерго- и электроэффективности за 5 лет.
В таблице 15 приведены показатели энерго- и электроэффективности экономики ЯНАО за отчетные 2009 - 2012 годы на основании данных органов государственной статистики.
Основные показатели энерго- и электроэффективности
за 2009 - 2012 годы <6>
--------------------------------
<6> Расчеты за 2013 - 2014 годы не приведены ввиду отсутствия статистической информации. Объем потребленных ТЭР и электропотребление приняты на основании единого топливно-энергетического баланса.
Таблица 15
Наименование показателя
2009 год
2010 год
2011 год
2012 год
1
2
3
4
5
ВРП (млрд. руб.)
649,6
782,2
966,1
1192,2
Электропотребление (млрд кВт·ч)
12806
12963
13077
13279
Объем потребленных ТЭР (т у.т.)
16317091
15694402
19028680
19331293
Численность населения (чел.)
543651
522904
524925
536558
Электроемкость ВРП (кВт·ч/руб.)
19,7
16,6
13,5
11,1
Энергоемкость ВРП (т у.т./млн руб.)
25,1
20,1
19,7
16,2
Потребление ЭЭ на душу населения (тыс. кВт·ч/чел.)
23,6
24,8
24,9
24,7
Потребление электроэнергии на душу населения на территории ЯНАО превышает среднероссийское в 3,3 раза (в 2012 году электропотребление на душу населения в среднем по Российской Федерации составило 7,4 тыс. кВт·ч/чел.), что может быть объяснено значительной долей промышленности в структуре потребления электроэнергии.
Снижение электроемкости и энергоемкости ВРП ЯНАО в период 2009 - 2012 годов объясняются в первую очередь инфляцией.
2.13. Основные характеристики электросетевого хозяйства региона 110 кВ и выше.
Основными эксплуатирующими организациями являются Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири (ЯНПМЭС), ОАО "Тюменьэнерго", а также крупные промышленные предприятия добычи и транспортировки полезных ископаемых и обрабатывающих производств.
Сводные данные по установленной мощности и количеству трансформаторов/автотрансформаторов (Т/АТ) ПС 110 кВ и выше представлены в таблице 16 с учетом номинального напряжения и эксплуатирующей организации.
Сводные данные по существующим ПС 110 кВ и выше ЭЭС ЯНАО
Таблица 16
Наименование показателя
Количество ПС (шт.)
Количество Т/АТ (шт.)
Мощность ПС (МВА)
1
2
3
4
Всего
162
336
12236
По номинальному напряжению
500 кВ
3
15
4007
220 кВ
12
27
2857
110 кВ
146
297
5632
По эксплуатирующим организациям
МЭС Западной Сибири
14
40
6614
ОАО "Тюменьэнерго"
106
215
4366
Промышленные предприятия
42
82
1266
На схеме 11 приведена структура установленной мощности Т/АТ 110 кВ и выше по номинальному напряжению и эксплуатирующим организациям.
Схема 11. Структура установленной мощности Т/АТ 110 кВ
и выше по номинальному напряжению (а)
и эксплуатирующим организациям (б)
Сводные данные по количеству и протяженности ЛЭП 110 кВ и выше ЭЭС ЯНАО приведены в таблице 17.
Сводные данные о количестве и протяженности ЛЭП 110 кВ
и выше ЭЭС ЯНАО
Таблица 17
Наименование показателя
Количество ЛЭП (шт.)
Длина (км)
1
2
3
Всего
120
9460
По номинальному напряжению
500 кВ (в том числе ЛЭП 220 кВ в габ. 500 кВ)
5
842
220 кВ
17
1847
110 кВ
98
6771
По эксплуатирующим организациям
МЭС Западной Сибири
22
2663
ОАО "Тюменьэнерго"
83
5748
Промышленные предприятия
15
1023
На схеме 12 приведена структура ЛЭП 110 кВ и выше по протяженности по номинальному напряжению и эксплуатирующим организациям.
Схема 12. Структура ЛЭП 110 кВ и выше по протяженности
по номинальному напряжению (а)
и эксплуатирующим организациям (б)
В таблицах 18 - 19 приведен перечень ПС и ЛЭП 110 кВ и выше ЭЭС ЯНАО, а также сведения о количестве и мощности Т/АТ ПС, длине и марке провода ЛЭП и данные об эксплуатирующей организации.
В 2013 году введено следующее электросетевое оборудование:
- ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Мангазея 1 цепь длиной 213,7 км;
- ПС 220 кВ Мангазея, с установленной мощностью автотрансформаторов 2 x 125 МВА;
- ПС 220 кВ Арсенал с установленной мощностью автотрансформаторов 2 x 125 МВА;
- ВЛ 220 кВ Арсенал - Тарко-Сале-1 длиной 72 км;
- ПС 110 кВ Лимбей с ВЛ 110 кВ (ОАО "НОВАТЭК-Пуровский ЗПК");
- ПС 110 кВ Тайяха с ВЛ 110 кВ (ОАО "НОВАТЭК-Таркосаленефтегаз");
- ПС 110 кВ Вымпел (ОАО "Запсибтрансгаз").
В 2013 году произведена реконструкция ВЛ 500 (220) кВ Муравленковская - Надым на головных участках со стороны ПС Муравленковская и ПС Надым общей протяженностью 8,37 км с заменой провода.
Кроме того, в 2014 году введено следующее электросетевое оборудование:
- ВЛ 220 кВ Арсенал - Тарко-Сале-2 длиной 72 км;
- ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Мангазея 2 цепь длиной 213,7 км;
- УШР на ПС 220 кВ Арсенал, мощностью 25 Мвар;
- ВЛ 110 кВ Уренгой - Лимбя-Яха с ПП 110 кВ Лимбя-Яха.
Сведения о составе ПС 110 кВ и выше ЭЭС ЯНАО по состоянию
на 01 января 2015 года
Таблица 18
№ п/п
Наименование ПС
Uном (кВ)
Количество Т/АТ (шт.)
Мощность Т/АТ (МВА)
Суммарная мощность ПС (МВА)
1
2
3
4
5
6
Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири
1
ПС 500 кВ Холмогорская
500
3
501
1503
220
3
125
375
2
ПС 500 кВ Муравленковская
500
1
501
501
220
2
63
126
1
125
125
3
ПС 500 кВ Тарко-Сале
500
2
501
1002
220
3
125
375
Итого ПС 500 кВ
15
4007
1
ПС 220 кВ Янга-Яха
220
2
125
250
2
ПС 220 кВ Пуль-Яха
220
2
125
250
110
2
40
80
3
ПС 220 кВ Аврора
220
2
100
200
4
ПС 220 кВ ГГПЗ
220
2
100
200
5
ПС 220 кВ Надым
220
2
125
250
6
ПС 220 кВ Правохеттинская
220
2
32
64
7
ПС 220 кВ Пангоды
220
1
63
63
1
125
125
8
ПС 220 кВ Оленья
220
2
125
250
9
ПС 220 кВ Уренгой
220
2
125
250
10
ПС 220 кВ Вынгапур
220
3
125
375
11
ПС 220 кВ Мангазея
220
2
125
250
12
ПС 220 кВ Арсенал
220
2
125
250
Итого ПС 220 кВ
27
2857
Итого Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" МЭС Западной Сибири
42
6 864
ОАО "Тюменьэнерго"
1
ПС 110 кВ КНС-1
110
2
25
50
2
ПС 110 кВ Разряд
110
2
40
80
3
ПС 110 кВ Вышка
110
2
40
80
4
ПС 110 кВ НПС Холмогоры
110
2
40
80
5
ПС 110 кВ Карамовская
110
2
25
50
6
ПС 110 кВ Суторминская
110
2
16
32
7
ПС 110 кВ Крайняя
110
2
25
50
8
ПС 110 кВ КНС-9
110
2
25
50
9
ПС 110 кВ Летняя
110
2
25
50
10
ПС 110 кВ З. Ноябрьская
110
2
25
50
11
ПС 110 кВ Итурская
110
2
25
50
12
ПС 110 кВ Городская
110
2
25
50
13
ПС 110 кВ Владимирская
110
2
25
50
14
ПС 110 кВ Хрустальная
110
2
25
50
15
ПС 110 кВ Комплект
110
2
25
50
16
ПС 110 кВ Кедр
110
1
6,3
6,3
1
10
10
17
ПС 110 кВ Ханупа
110
2
25
50
18
ПС 110 кВ Ударная
110
2
40
80
19
ПС 110 кВ Трудовая
110
2
40
80
20
ПС 110 кВ Стрела
110
2
25
50
21
ПС 110 кВ Геращенко
110
2
25
50
22
ПС 110 кВ Пяку-Пур
110
2
16
32
23
ПС 110 кВ Сугмутская
110
2
40
80
24
ПС 110 кВ Н. Пурпейская
110
2
40
80
25
ПС 110 кВ Жемчужина
110
2
25
50
26
ПС 110 кВ Курская
110
2
40
80
27
ПС 110 кВ Орловская
110
2
40
80
28
ПС 110 кВ Барсуковская
110
2
40
80
29
ПС 110 кВ Комсомольская
110
2
25
50
30
ПС 110 кВ УКПГ
110
2
6,3
12,6
31
ПС 110 кВ Мара-Яха
110
2
25
50
32
ПС 110 кВ Майская
110
2
25
50
33
ПС 110 кВ Ю. Харампурская
110
2
25
50
34
ПС 110 кВ Харампурская
110
2
25
50
35
ПС 110 кВ Тарасовская
110
2
25
50
36
ПС 110 кВ Светлая
110
2
16
32
37
ПС 110 кВ Сигнал
110
2
25
50
38
ПС 110 кВ Фортуна
110
2
25
50
39
ПС 110 кВ Победа
110
2
25
50
40
ПС 110 кВ Градиент
110
2
6,3
12,6
41
ПС 110 кВ Пурпейская
110
2
6,3
12,6
42
ПС 110 кВ Таланга
110
2
10
20
43
ПС 110 кВ Геолог
110
2
25
50
44
ПС 110 кВ Карьер
110
1
16
16
45
ПС 110 кВ Кирпичная
110
2
10
20
46
ПС 110 кВ Кристалл
110
2
10
20
47
ПС 110 кВ Губкинская
110
2
6,3
12,6
48
ПС 110 кВ Вынгаяхинская
110
2
25
50
49
ПС 110 кВ Новогодняя
110
2
25
50
50
ПС 110 кВ Еты-Пур
110
2
16
32
51
ПС 110 кВ Маяк
110
2
25
50
52
ПС 110 кВ Белоярская
110
2
16
32
53
ПС 110 кВ Амня
110
2
2,5
5
54
ПС 110 кВ Полноват
110
2
2,5
5
55
ПС 110 кВ Верхнеказымская
110
2
25
50
56
ПС 110 кВ Сорум
110
2
16
32
57
ПС 110 кВ Сосновская
110
2
25
50
58
ПС 110 кВ Приозерная
110
2
25
50
59
ПС 110 кВ Лонг-Юган
110
2
16
32
60
ПС 110 кВ Л. Хеттинская
110
2
25
50
61
ПС 110 кВ Морошка
110
2
25
50
62
ПС 110 кВ Старый Надым
110
2
6,3
12,6
63
ПС 110 кВ Береговая
110
2
40
80
64
ПС 110 кВ Голубика
110
2
16
32
65
ПС 110 кВ Хасырейская
110
2
25
50
66
ПС 110 кВ Ныда
110
2
16
32
67
ПС 110 кВ УГП-15
110
2
10
20
68
ПС 110 кВ Ямбург
110
2
25
50
69
ПС 110 кВ ЯГП-1
110
2
25
50
70
ПС 110 кВ ЯГП-1В
110
2
25
50
71
ПС 110 кВ ЯГП-5
110
2
10
20
72
ПС 110 кВ ЯГП-6
110
2
16
32
73
ПС 110 кВ ЯГП-7
110
2
10
20
74
ПС 110 кВ ЯГП-2
110
2
10
20
75
ПС 110 кВ ЯГП-3
110
2
10
20
76
ПС 110 кВ ЯГП-4
110
2
10
20
77
ПС 110 кВ Взлетная
110
2
2,5
5
78
ПС 110 кВ УГП-12
110
1
6,3
6,3
1
10
10
79
ПС 110 кВ УГП-13
110
2
10
20
80
ПС 110 кВ Янтарная
110
2
40
80
81
ПС 110 кВ Погружная
110
2
25
50
82
ПС 110 кВ Песчаная
110
2
6,3
12,6
83
ПС 110 кВ Холод
110
2
1Т: 10 2Т: 16
26
84
ПС 110 кВ Сварочная
110
1
6,3
6,3
85
ПС 110 кВ Звезда
110
2
16
32
86
ПС 110 кВ УГП-1А
110
2
16
32
87
ПС 110 кВ Фарафонтьевская
110
2
25
50
88
ПС 110 кВ Новоуренгойская
110
2
40
80
89
ПС 110 кВ Варенга-Яха
110
2
40
80
90
ПС 110 кВ Водозабор
110
2
16
32
91
ПС 110 кВ Опорная
110
2
16
32
92
ПС 110 кВ Ева-Яха
110
2
25
50
93
ПС 110 кВ Ямал
110
2
25
50
94
ПС 110 кВ УГП-2В
110
2
25
50
95
ПС 110 кВ УГП-2
110
2
10
20
96
ПС 110 кВ УГП-3
110
2
6,3
12,6
97
ПС 110 кВ УГП-4
110
1
10
10
1
6,3
6,3
98
ПС 110 кВ УГП-5
110
2
6,3
12,6
99
ПС 110 кВ УГП-5В
110
2
16
32
100
ПС 110 кВ Буран
110
2
6,3
12,6
101
ПС 110 кВ УГП-7
110
2
6,3
12,6
102
ПС 110 кВ УГП-8
110
2
6,3
12,6
103
ПС 110 кВ Ужгородская
110
2
25
50
104
ПС 110 кВ УГП-9
110
2
6,3
12,6
105
ПС 110 кВ УГП-10
110
2
6,3
12,6
106
ПС 110 кВ Табъяха
110
2
2,5
5
107
ПС 110 кВ УГТЭС-72
110
1
25
25
2
32
64
Итого ОАО "Тюменьэнерго"
215
4 366
Электросетевые объекты промышленных предприятий
1
ПС 110 кВ ГКС Холмогорская
110
2
1Т: 16 2Т: 10
26
2
ПС 110 кВ Ноябрьская
110
2
16
32
3
ПС 110 кВ Адмиральская
110
2
25
50
4
ПС 110 кВ Спорышевская
110
2
40
80
5
ПС 110 кВ Ханымей
110
2
2,5
5
6
ПС 110 кВ Нуриевская
110
2
25
50
7
ПС 110 кВ Звездная
110
2
40
80
8
ПС 110 кВ Ямальская
110
2
40
80
9
ПС 110 кВ НПС Пур-Пе
110
2
25
50
10
ПС 110 кВ Пурпе
110
2
16
32
11
ПС 110 кВ Айваседопур
110
2
10
20
12
ПС 110 кВ Снежная
110
2
25
50
13
ПС 110 кВ Пуровский ЗПК
110
2
10
20
14
ПС 110 кВ Пур
110
2
10
20
15
ПС 110 кВ Районная
110
2
10
20
16
ПС 110 кВ ЯГП-3В
110
2
6,3
12,6
17
ПС 110 кВ ЯГП-2В
110
2
10
20
18
ПС 110 кВ Юрхарово
110
2
40
80
19
ПС 110 кВ ЯГП-9
110
1
10
10
20
ПС 110 кВ Базовая
110
2
16
32
21
ПС 110 кВ ПГП-2
110
2
2,5
5
22
ПС 110 кВ ПГП-3
110
2
2,5
5
23
ПС 110 кВ ПГП-1
110
2
2,5
5
24
ПС 110 кВ ПГП-4
110
2
2,5
5
25
ПС 110 кВ ПГП-5
110
2
2,5
5
26
ПС 110 кВ ПГП-6
110
2
2,5
5
27
ПС 110 кВ ПГП-7
110
2
2,5
5
28
ПС 110 кВ ПГП-8
110
2
2,5
5
29
ПС 110 кВ ПГП-9
110
2
6,3
12,6
30
ПС 110 кВ ГКС
110
2
10
20
31
ПС 110 кВ Песцовая
110
1
16
16
32
ПС 110 кВ Буровик
110
2
6,3
12,6
33
ПС 110 кВ Хорошуновская
110
2
25
50
34
ПС 110 кВ Ярайнерская
110
2
40
80
35
ПС 110 кВ НПС-2 Промежуточная
110
2
25
50
36
ПС 110 кВ Строительная
110
2
6,3
12,6
37
ПС 110 кВ Промплощадка
110
2
25
50
38
ПС 110 кВ Головная
110
2
25
50
39
ПС 110 кВ Глубокая
110
2
10
20
40
ПС 110 кВ Тихая
110
2
25
50
41
ПС 110 кВ Юность
110
2
10
20
42
КС-0
110
2
6,3
12,6
Итого ПС Промышленных предприятий
82
1 266
Итого ПС 110 кВ
296
5 632
Итого
336
12 246
Сведения о составе ЛЭП 110 кВ и выше ЭЭС ЯНАО по состоянию
на 01 января 2015 года
Таблица 19
№ п/п
Наименование ЛЭП
Участки ЛЭП
Число цепей (шт.)
Длина цепи (км)
Длина (км)
Марка провода
Эксплуатирующая организация
1
2
3
4
5
6
7
8
1.
ВЛ 500 кВ Холмогорская - Муравленковская
1
104,4
104,4
3 x АС-300
МЭС Западной Сибири
2.
ВЛ 500 кВ Холмогорская - Тарко-Сале
1
187,5
187,5
3 x АС-300
МЭС Западной Сибири
3.
ВЛ 500 кВ Муравленковская - Тарко-Сале
1
107,7
107,7
3 x АС-300
МЭС Западной Сибири
Итого в одноцепном исчислении 500 кВ
400
1.
ВЛ 220 кВ Холмогорская - Аврора
1
95,1
95,1
АС-240, АС-300
МЭС Западной Сибири
2.
ВЛ 220 кВ Холмогорская - Вынгапур
1
132,0
132,0
АС-300
МЭС Западной Сибири
3.
ВЛ 220 кВ Холмогорская - Пуль-Яха
1
94,3
94,3
АС-240
МЭС Западной Сибири
4.
ВЛ 220 кВ Холмогорская - Янга-Яха
1
62,3
62,3
АС-300
МЭС Западной Сибири
5.
ВЛ 220 кВ Муравленковская - Аврора
1
38,8
38,8
АС-240
МЭС Западной Сибири
6.
ВЛ 220 кВ Муравленковская - Надым (габ. 500 кВ)
1
185,3
185,3
АС-400, 3 x АС-300
МЭС Западной Сибири
7.
ВЛ 220 кВ Муравленковская - Пуль-Яха
1
51,8
51,8
АС-240
МЭС Западной Сибири
8.
ВЛ 220 кВ Муравленковская - Тарко-Сале
1
102,9
102,9
АС-240
МЭС Западной Сибири
9.
ВЛ 220 кВ Пангоды - Надым
отп. П. Хеттинская - Надым
1
29,9
29,9
АС-240
МЭС Западной Сибири
Пангоды - отп. П. Хеттинская
1
58,0
58,0
АС-240
МЭС Западной Сибири
отп. П. Хеттинская - П. Хеттинская
1
7,0
7,0
АС-240
МЭС Западной Сибири
10.
ВЛ 220 кВ Тарко-Сале - ГГПЗ-1, 2
2
2,1
4,2
АС-240
МЭС Западной Сибири
11.
ВЛ 220 кВ Уренгой - Надым
отп. П. Хеттинская - Надым
1
29,9
29,9
АС-240
МЭС Западной Сибири
Уренгой - отп. П. Хеттинская
1
176,0
176,0
АС-240
МЭС Западной Сибири
отп. П. Хеттинская - П. Хеттинская
1
7,0
7,0
АС-240
МЭС Западной Сибири
12.
ВЛ 220 кВ Уренгой - Оленья-1, 2
2
114,7
229,4
АС-240, АС-400
МЭС Западной Сибири
13.
ВЛ 220 кВ Уренгой - Пангоды
1
111,0
111,0
АС-240
МЭС Западной Сибири
14.
ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Мангазея-1
1
213,7
213,7
АС-240, АС-500
МЭС Западной Сибири
15.
ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Уренгой-1
1
80,9
80,9
АС-400
МЭС Западной Сибири
16.
ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Уренгой-2, 3
2
73,7
147,4
АС-400
МЭС Западной Сибири
17.
ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале (габ. 500 кВ)
1
256,8
256,8
АС-400, 3 x АС-330
МЭС Западной Сибири
18.
ВЛ 220 кВ Янга-Яха - Вынгапур
1
76,6
76,6
АС-300
МЭС Западной Сибири
19.
ВЛ 220 кВ Тарко-Сале - Арсенал (I цепь)
1
72,7
72,7
АС-240
МЭС Западной Сибири
Итого в одноцепном исчислении 220 кВ
2 263
1.
ВЛ 110 кВ Базовая - ПГП-9-1, 2
Базовая - ПГП-2
2
12,1
24,2
АС-120, АС-95
промышленные предприятия
ПГП-2 - ПГП-3
2
7,5
15,0
АС-120
промышленные предприятия
ПГП-3 - ПГП-1
2
8,1
16,2
АС-120, АС-95
промышленные предприятия
ПГП-1 - ПГП-4
2
7,6
15,2
АС-120, АС-95
промышленные предприятия
ПГП-4 - ПГП-5
2
15,7
31,4
АС-120, АС-95
промышленные предприятия
ПГП-5 - ПГП-6
2
8,6
17,2
АС-95
промышленные предприятия
ПГП-6 - ПГП-7
2
8,2
16,4
АС-120
промышленные предприятия
ПГП-7 - ПГП-8
2
5,8
11,6
АС-120
промышленные предприятия
ПГП-8 - Ныда
2
25,5
51,0
АС-120, АС-95
промышленные предприятия
Ныда - ПГП-9
2
24,7
49,4
АС-120
промышленные предприятия
2.
ВЛ 110 кВ Белоярская - Амня
1
27,9
27,9
АС-95
промышленные предприятия
3.
ВЛ 110 кВ Белоярская - Октябрьская с отп. на Перегребное
Белоярская - отп. Бобровская
1
37,7
37,7
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Бобровская - Бобровская
1
34,7
34,7
АС-95
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Бобровская - отп. Перегребное
1
68,9
68,9
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Перегребное - Октябрьская
1
61,1
61,1
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Перегребное - Перегребное
1
19,1
19,1
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
4.
ВЛ 110 кВ Белоярская - Полноват-1, 2
2
54,2
108,4
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
5.
ВЛ 110 кВ Белоярская - Шеркалы
Белоярская - отп. Бобровская
1
34,7
34,7
АС-95
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Бобровская - Бобровская
1
37,7
37,7
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Бобровская - отп. Перегребное
1
68,9
68,9
АС-95
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Перегребное - Перегребное
1
19,1
19,1
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Перегребное - Шеркалы
1
54,0
54,0
АС-95, АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
6.
ВЛ 110 кВ Буран - Табъяха
Буран - УГП-7
1
7,9
7,9
АС-120, АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
УГП-7 - УГП-8
1
8,6
8,6
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
УГП-8 - Ужгородская
1
11,0
11,0
АС-120, АС-95
ОАО "Тюменьэнерго"
Ужгородская - УГП-9
1
5,4
5,4
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
УГП-9 - УГП-10
1
8,7
8,7
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
УГП-10 - Табъяха
1
31,0
31,0
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
7.
ВЛ 110 кВ Буран - УГП-10
Буран - УГП-7
1
8,4
8,4
АС-120, АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
УГП-7 - УГП-8
1
7,9
7,9
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
УГП-8 - Ужгородская
1
11,2
11,2
АС-120, АС-95
ОАО "Тюменьэнерго"
Ужгородская - УГП-9
1
4,5
4,5
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
УГП-9 - УГП-10
1
8,5
8,5
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
8.
ВЛ 110 кВ В. Казым - Белоярская
1
88,6
88,6
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
9.
ВЛ 110 кВ Вынгапур - Маяк
1
51,7
51,7
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
10.
ВЛ 110 кВ Вынгапур - Новогодняя
1
51,6
51,6
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
11.
ВЛ 110 кВ Вынгапур - НПС-2 Промежуточная-1, 2
2
11,2
22,4
АС-120
промышленные предприятия
12.
ВЛ 110 кВ Вынгапур - Песчаная-1, 2
Вынгапур - отп. Погружная
2
15,1
30,1
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Погружная - Песчаная
2
5,3
10,7
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
13.
ВЛ 110 кВ Вынгапур - Янтарная-1, 2
2
0,2
0,3
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
14.
ВЛ 110 кВ Вынгапур - Ярайнерская-1, 2
Вынгапур - отп. Хорошуновская
2
0,7
1,3
АС-120
промышленные предприятия
отп. Хорошуновская - Ярайнерская
2
51,6
103,2
АС-120
промышленные предприятия
отп. Хорошуновская - Хорошуновская
2
15,4
30,8
АС-120
промышленные предприятия
15.
ВЛ 110 кВ Геращенко - Пяку-Пур-1, 2
2
30,6
61,3
АС-120, АС-95
ОАО "Тюменьэнерго"
16.
ВЛ 110 кВ КГТЭС - Белоярская
2
23,4
46,8
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
17.
ВЛ 110 кВ Кедр - Губкинская
Губкинская - отп. Ханымей
1
37,3
37,3
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Ханымей - Кедр
1
0,2
0,2
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
18.
ВЛ 110 кВ Кирпичная - Градиент
Кирпичная - отп. Айваседопур
1
1,9
1,9
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Айваседопур - отп. Таланга
1
18,2
18,2
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Таланга - Таланга
1
4,5
4,5
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Таланга - Градиент
1
45,9
45,9
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
19.
ВЛ 110 кВ Кирпичная - Кристалл-1
Кирпичная - отп. Геолог
1
7,7
7,7
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Геолог - Геолог
1
2,0
2,0
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Геолог - Кристалл (отп. Карьер)
1
21,9
21,9
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Карьер - Карьер
1
17,3
17,3
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
20.
ВЛ 110 кВ Кирпичная - Кристалл-2
Кирпичная - отп. Геолог
1
7,7
7,7
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Геолог - Геолог
1
2,0
2,0
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Геолог - Кристалл
1
21,9
21,9
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
21.
ВЛ 110 кВ Кирпичная - Пуровский ЗПК
1
20,2
20,2
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
22.
ВЛ 110 кВ Кирпичная - Пур
Кирпичная - отп. Пуровский ЗПК
1
22,1
22,1
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Пуровский ЗПК - Пур
1
19,2
19,2
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Пуровский ЗПК - Пуровский ЗПК
1
0,3
0,3
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
23.
ВЛ 110 кВ Кирпичная - Пурпейская
1
57,5
57,5
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
24.
ВЛ 110 кВ Кирпичная - Таланга
Кирпичная - отп. Айваседопур
1
0,8
0,8
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Айваседопур - Таланга
1
24,0
24,0
АС-120, АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
25.
ВЛ 110 кВ Левохеттинская - Лонг-Юган
уч. Л.Хеттинская - отп. Приозерная
1
119,7
119,7
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Приозерная - Приозерная
1
69,9
69,9
АС-95
ОАО "Тюменьэнерго"
26.
ВЛ 110 кВ Муравленковская - Геращенко
1
7,9
7,9
АС-120, АС-95
ОАО "Тюменьэнерго"
27.
ВЛ 110 кВ Муравленковская - Орловская-1, 2
Муравленковская - отп. Курская
2
0,1
0,1
АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Курская - Курская
2
0,7
1,4
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Курская - Орловская
2
10,4
20,9
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
28.
ВЛ 110 кВ Муравленковская - СП Барсуковский-1, 2
Муравленковская - Н. Пурпейская
2
43,9
87,8
АС-240, АС-185, АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
Н. Пурпейская - Барсуковская
2
19,3
38,6
АС-95, АС-185
ОАО "Тюменьэнерго"
Барсуковская - СП Барсуковский
2
0,5
1,0
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
29.
ВЛ 110 кВ Муравленковская - Звездная
Муравленковская - отп. Жемчужина
1
34,1
34,1
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Жемчужина - Жемчужина
1
0,3
0,3
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Жемчужина - отп. Сугмутская
1
41,1
41,1
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Сугмутская - Сугмутская
1
0,1
0,1
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Сугмутская - Звездная
1
22,1
22,1
АС-120
промышленные предприятия
30.
ВЛ 110 кВ Муравленковская - Стрела
1
28,4
28,4
АС-95, АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
31.
ВЛ 110 кВ Муравленковская - Сугмутская
Муравленковская - отп. Жемчужина
1
34,1
34,1
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Жемчужина - Жемчужина
1
0,4
0,4
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Жемчужина - Сугмутская
1
41,1
41,1
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
32.
ВЛ 110 кВ Надым - Береговая
Надым - КС-0
1
0,3
0,3
АС-120
промышленные предприятия
КС-0 - отп. Ст. Надым
1
49,1
49,1
АС-120, АС-95
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Ст. Надым - Ст. Надым
1
6,1
6,1
АС-95
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Ст. Надым - Береговая
1
2,1
2,1
АС-95
ОАО "Тюменьэнерго"
33.
ВЛ 110 кВ Надым - Бугульник
Надым - Голубика
1
47,4
47,4
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
Голубика - Морошка
1
1,1
1,1
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
34.
ВЛ 110 кВ Надым - Левохеттинская
1
97,4
97,4
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
35.
ВЛ 110 кВ Надым - Лонг-Юган - Сорум
Надым - отп. Приозерная (габ. 220 кВ)
1
152,8
152,8
АС-240
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Приозерная - Лонг-Юган
1
32,2
32,2
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Приозерная - Приозерная
1
35,1
35,1
АС-95
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Приозерная - Оп. 234
1
45,4
45,4
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
Оп. 234 - Сорум
1
41,7
41,7
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
Сорум - Сосновская-1
1
34,7
34,7
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
36.
ВЛ 110 кВ Надым - Морошка
Надым - отп. КС-0
1
0,3
0,3
АС-120
промышленные предприятия
отп. КС-0 - отп. Голубика
1
40,0
40,0
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Голубика - Голубика
1
0,4
0,4
АС-95
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Голубика - Морошка
1
1,1
1,1
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
Морошка - отп. Ст. Надым
1
8,0
8,0
АС-95
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Ст. Надым - Береговая
1
2,1
2,1
АС-95
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Ст. Надым - Ст. Надым
1
6,1
6,1
АС-95
ОАО "Тюменьэнерго"
37.
ВЛ 110 кВ Новогодняя - Губкинская-1, 2
Новогодняя - отп. Вынгаяхинская
2
52,3
104,6
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Вынгаяхинская - Вынгаяхинская
2
8,8
17,6
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Вынгаяхинская - Губкинская
2
6,1
12,3
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
38.
ВЛ 110 кВ Новогодняя - Еты-Пур-1, 2
Новогодняя - отп. Снежная
2
58,5
117,0
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Снежная - Снежная
2
44,7
89,4
АС-120
промышленные предприятия
отп. Снежная - Еты-Пур
2
2,4
4,8
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
39.
ВЛ 110 кВ Новогодняя - Маяк
1
3,3
3,3
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
40.
ВЛ 110 кВ НПГЭ - Владимирская
НПГЭ - отп. Адмиральская - Адмиральская
1
0,6
0,6
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Адмиральская - Владимирская
1
7,1
7,1
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
41.
ВЛ 110 кВ НПГЭ - Городская
НПГЭ - отп. Ноябрьская
1
4,2
4,2
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Ноябрьская - Городская
1
6,4
6,4
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Ноябрьская - Ноябрьская
1
7,2
7,2
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
42.
ВЛ 110 кВ НПГЭ - Летняя
НПГЭ - отп. Адмиральская - Адмиральская
1
0,6
0,6
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Адмиральская - Летняя
1
8,0
8,0
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
43.
ВЛ 110 кВ НПГЭ - Янга-Яха
НПГЭ - отп. З. Ноябрьская
1
7,4
7,4
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. З. Ноябрьская - З. Ноябрьская
1
35,8
35,8
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. З. Ноябрьская - Янга-Яха
1
7,4
7,4
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
З. Ноябрьская - Итурская
1
13,5
13,5
АС-120
промышленные предприятия
44.
ВЛ 110 кВ Оленья - Песцовая
1
47,0
47,0
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
45.
ВЛ 110 кВ Оленья - УГП-13-1, 2
Оленья - отп. УГП-12
2
7,3
14,6
АС-95
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. УГП-12 - УГП-12
2
2,9
5,8
АС-95
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. УГП-12 - УГП-13
2
10,2
20,4
АС-95
ОАО "Тюменьэнерго"
46.
ВЛ 110 кВ Оленья - Ямбург-1, 2
Оленья - отп. УГП-15
2
46,0
92,0
АС-240
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. УГП-15 - УГП-15
2
22,3
44,6
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
УГП-15 - Ямбург
2
61,0
122,0
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
УГП-15 - Юрхарово
2
45,0
90,0
АС-120
промышленные предприятия
47.
ВЛ 110 кВ Пангоды - Базовая-1, 2
Пангоды - отп. ГКС
2
2,3
4,6
2 x АС-95
промышленные предприятия
отп. ГКС - ГКС
2
0,3
0,6
2 x АС-95
промышленные предприятия
отп. ГКС - Базовая
2
8,4
16,8
2 x АС-95
промышленные предприятия
48.
ВЛ 110 кВ Пангоды - Хасырейская-1, 2
2
27,0
54,0
АС-95
ОАО "Тюменьэнерго"
49.
ВЛ 110 кВ ПП Комсомольский - Ямальская-1, 2
2
1,4
2,8
АС-120
промышленные предприятия
50.
ВЛ 110 кВ ПП Северный - Светлая
ПП Северный - отп. Тарасовская
1
3,0
3,0
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Тарасовская - Светлая
1
29,5
29,5
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Тарасовская - Тарасовская
1
0,7
0,7
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
51.
ВЛ 110 кВ ПП Северный - Харампурская-1, 2
ПП Северный - отп. Мара-Яха
2
2,5
5,0
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Мара-Яха - Мара-Яха
2
13,7
27,5
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Мара-Яха - отп. Майская
2
31,4
62,8
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Майская - Майская
2
5,2
10,5
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Майская - отп. Ю.Харампурская
2
74,3
148,6
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Ю.Харампурская - Ю. Харампурская
2
32,2
64,4
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Ю.Харампурская - Харампурская
2
14,5
29,1
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
52.
ВЛ 110 кВ Пуль-Яха - Геращенко
Пуль-Яха - отп. Ханупа
1
12,6
12,6
АС-95
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Ханупа - Ханупа
1
5,1
5,1
АС-95
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Ханупа - Геращенко
1
25,6
25,6
АС-95
ОАО "Тюменьэнерго"
53.
ВЛ 110 кВ Пуль-Яха - Звездная
Пуль-Яха - отп. Ударная
1
0,3
0,3
АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Ударная - отп. Ударная
1
0,8
0,8
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Ударная - отп. Трудовая
1
9,7
9,7
АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Трудовая - Трудовая
1
0,4
0,4
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Трудовая - Нуриевская
1
74,3
74,3
АС-120, АС-150
промышленные предприятия
Нуриевская - Звездная
1
6,1
6,1
АС-120
промышленные предприятия
54.
ВЛ 110 кВ Пуль-Яха - Крайняя
Пуль-Яха - отп. КНС-9
1
7,4
7,4
АЖ-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. КНС-9 - КНС-9
1
2,6
2,6
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. КНС-9 - Крайняя
1
25,4
25,4
АЖ-120
ОАО "Тюменьэнерго"
55.
ВЛ 110 кВ Пуль-Яха - Нуриевская
Пуль-Яха - отп. Ударная
1
0,3
0,3
АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Ударная - отп. Ударная
1
0,8
0,8
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Ударная - отп. Трудовая
1
9,7
9,7
АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Трудовая - Трудовая
1
0,4
0,4
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Трудовая - Нуриевская
1
74,3
74,3
АС-120, АС-150
промышленные предприятия
56.
ВЛ 110 кВ Пуль-Яха - Стрела
Пуль-Яха - отп. Ханупа
1
12,6
12,6
АС-95
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Ханупа - Ханупа
1
5,1
5,1
АС-95
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Ханупа - Стрела
1
5,5
5,5
АС-95
ОАО "Тюменьэнерго"
57.
ВЛ 110 кВ Сорум - В.Казым
Сорум - В.Казым
1
123,1
123,1
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
Сорум - Сосновская-2
1
34,7
34,7
АС-95
ОАО "Тюменьэнерго"
58.
ВЛ 110 кВ СП Барсуковский - ПП Комсомольский-1, 2
2
31,7
63,4
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
59.
ВЛ 110 кВ Табъяха - Оленья
1
27,1
27,1
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
60.
ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - Градиент
Тарко-Сале - отп. Победа
1
16,4
16,4
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Победа - Победа
1
0,2
0,2
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Победа - Градиент
1
10,6
10,6
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
61.
ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - НПС Пур-Пе-1, 2
2
16,7
33,4
АС-120
промышленные предприятия
62.
ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - ПП Комсомольский-1, 2
Тарко-Сале - отп. УКПГ
2
15,3
30,5
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. УКПГ - УКПГ
2
0,4
0,7
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. УКПГ - отп. Комсомольская
2
3,6
7,1
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Комсомольская - Комсомольская
2
1,4
2,7
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Комсомольская - ПП Комсомольский
2
37,0
74,0
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
63.
ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - ПП Северный
Тарко-Сале - отп. Фортуна
1
3,0
3,0
АС-240
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Фортуна - Фортуна
1
0,8
0,8
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Фортуна - Сигнал
1
1,4
1,4
АС-120, АС-240
ОАО "Тюменьэнерго"
Сигнал - отп. Тарасовская
1
56,6
56,6
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Тарасовская - Тарасовская
1
0,7
0,7
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Тарасовская - ПП Северный
1
3,0
3,0
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
64.
ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - ПП Северный (габ. 220 кВ)-1, 2
2
71,5
142,9
АС-120, АС-240
ОАО "Тюменьэнерго"
65.
ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - Пурпейская
Тарко-Сале - отп. Победа
1
16,7
16,7
АС-120, АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Победа - Победа
1
0,2
0,2
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Победа - отп. Пур-Пе
1
12,0
12,0
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Пур-Пе - Пур-Пе
1
0,3
0,3
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Пур-Пе - Пурпейская
1
18,5
18,5
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
66.
ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - Светлая
Тарко-Сале - отп. Пур-Пе
1
15,3
15,3
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Пур-Пе - Пур-Пе
1
0,4
0,4
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Пур-Пе - Светлая
1
17,8
17,8
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
67.
ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - Сигнал
Тарко-Сале - отп. Фортуна
1
3,0
3,0
АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Фортуна - Фортуна - Сигнал
1
0,8
0,8
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
68.
ВЛ 110 кВ УГП-2В - Буран
УГП-2В - отп. УГП-2 - УГП-2
1
0,3
0,3
АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. УГП-2 - отп. УГП-3
1
9,9
9,9
АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. УГП-3 - УГП-3
1
0,3
0,3
АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. УГП-3 - отп. УГП-4
1
8,3
8,3
АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. УГП-4 - УГП-4
1
3,3
3,3
АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. УГП-4 - отп. УГП-5
1
6,0
6,0
АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. УГП-5 - УГП-5
1
0,6
0,6
АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. УГП-5 - Буран
1
10,1
10,1
АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
69.
ВЛ 110 кВ УГП-5В - Буран
1
10,6
10,6
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
70.
ВЛ 110 кВ Уренгой - Варенга-Яха-1
Уренгой - отп. Новоуренгойская
1
4,0
4,0
2 x АС-185
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Новоуренгойская - Новоуренгойская
1
0,7
0,7
2 x АС-185
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Новоуренгойская - Варенга-Яха
1
3,4
3,4
2 x АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
71.
ВЛ 110 кВ Уренгой - Варенга-Яха-2
Уренгой - отп. Опорная - отп. Ямал
1
0,8
0,8
2 x АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Опорная - отп. Новоуренгойская
1
4,0
4,0
2 x АС-185
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Новоуренгойская - Новоуренгойская
1
0,7
0,7
2 x АС-185
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Ямал - Ева-Яха
1
6,4
6,4
2 x АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Ямал - Опорная
1
0,7
0,7
2 x АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Ямал - Ямал
1
1,1
1,1
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Новоуренгойская - Варенга-Яха
1
3,4
3,4
2 x АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
72.
ВЛ 110 кВ Уренгой - ПП - Лимбя-Яха-1, 2
Уренгой - отп. Фарафонтьевская
2
20,3
40,6
АС-120, АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Фарафонтьевская - Фарафонтьевская
2
7,5
15,0
АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Фарафонтьевская - отп. Строительная
2
13,2
26,4
АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Строительная - Строительная
2
1,1
2,2
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Строительная - отп. Головная
2
32,8
65,6
АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Головная - отп. Промплощадка
2
0,1
0,2
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Головная - Головная
2
0,1
0,2
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Промплощадка - Промплощадка
2
3,8
7,6
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Головная - отп. Глубокая
2
10,4
20,8
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Глубокая - Глубокая
2
3,6
7,2
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Глубокая - отп. Тихая
2
4,4
8,8
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Тихая - Тихая
2
2,3
4,6
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Тихая - Юность
2
10,9
21,8
АС-95
ОАО "Тюменьэнерго"
73.
ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-1А-1
Уренгой - отп. Холод
1
2,1
2,1
2 x АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Холод - Холод
1
1,8
1,8
2 x АЖ-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Холод - Сварочная
1
2,5
2,5
2 x АЖ-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Холод - отп. Звезда
1
5,5
5,5
2 x АЖ-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Звезда - Звезда
1
0,5
0,5
2 x АЖ-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Звезда - УГП-1А
1
11,0
11,0
2 x АЖ-120
ОАО "Тюменьэнерго"
74.
ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-1А-2
Уренгой - отп. Холод
1
2,1
2,1
2 x АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Холод - Холод
1
1,8
1,8
2 x АЖ-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Холод - отп. Звезда
1
5,5
5,5
2 x АЖ-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Звезда - Звезда
1
0,5
0,5
2 x АЖ-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Звезда - УГП-1А
1
11,0
11,0
2 x АЖ-120
ОАО "Тюменьэнерго"
75.
ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-2В
Уренгой - отп. Буровик
1
2,8
2,8
АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Буровик - УГП-2В
1
6,1
6,1
АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
76.
ВЛ 110 кВ Уренгой - УГП-5В
Уренгой - отп. Опорная
1
0,3
0,3
АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Опорная - Буровик
1
2,6
2,6
АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Опорная - отп. Ямал
1
0,8
0,8
2 x АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Ямал - Ева-Яха
1
6,4
6,4
2 x АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Ямал - Ямал
1
1,1
1,1
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Ямал - Опорная
1
0,7
0,7
2 x АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
Буровик - отп. УГП-2
1
8,6
8,6
АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. УГП-2 - УГП-2
1
1,4
1,4
АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. УГП-2 - отп. УГП-3
1
8,6
8,6
АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. УГП-3 - УГП-3
1
0,3
0,3
АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. УГП-3 - отп. УГП-4
1
8,3
8,3
АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. УГП-4 - УГП-4
1
3,3
3,3
АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. УГП-4 - отп. УГП-5 - УГП-5В
1
6,0
6,0
АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. УГП-5 - УГП-5
1
0,6
0,6
АС-150
ОАО "Тюменьэнерго"
77.
ВЛ 110 кВ Уренгой - УГТЭС-72
3
1,9
5,7
АС-95
ОАО "Тюменьэнерго"
78.
ВЛ 110 кВ Холмогорская - НПГЭ-1
Холмогорская - отп. Ноябрьская
1
37,6
37,6
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Ноябрьская - Ноябрьская
1
4,9
4,9
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Ноябрьская - НПГЭ
1
12,4
12,4
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
79.
ВЛ 110 кВ Холмогорская - Пуль-Яха
Холмогорская - отп. Карамовская
1
14,2
14,2
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Карамовская - Карамовская
1
0,2
0,2
АС-95
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Карамовская - отп. Сутормин
1
41,1
41,1
АС-120, АС-95
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Сутормин - Сутормин
1
3,8
3,8
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Сутормин - отп. КНС-9
1
17,1
17,1
АЖ-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. КНС-9 - КНС-9
1
2,6
2,6
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. КНС-9 - Пуль-Яха
1
7,4
7,4
АЖ-120
ОАО "Тюменьэнерго"
80.
ВЛ 110 кВ Холмогорская - Вышка-1, 2
2
38,5
77,1
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
81.
ВЛ 110 кВ Холмогорская - Крайняя
Холмогорская - отп. НПС Холмогоры
1
2,0
2,0
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. НПС Холмогоры - НПС Холмогоры
1
1,2
1,2
АС-95
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. НПС Холмогоры - отп. Карамовская
1
12,2
12,2
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Карамовская - Карамовская
1
0,2
0,2
АС-95
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Карамовская - отп. Сутормин
1
41,1
41,1
АС-120, АС-95
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Сутормин - Сутормин
1
3,9
3,9
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. Сутормин - Крайняя
1
20,4
20,4
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
82.
ВЛ 110 кВ Холмогорская - НПГЭ-2
1
50,4
50,4
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
83.
ВЛ 110 кВ Холмогорская - НПС Холмогоры
1
3,6
3,6
АС-95
ОАО "Тюменьэнерго"
84.
ВЛ 110 кВ Холмогорская - Разряд-1, 2
Холмогорская - отп. ГКС Холмогорская
2
1,9
3,8
АС-95
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. ГКС Холмогорская - ГКС Холмогорская
2
2,3
4,5
АС-95
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. ГКС Холмогорская - отп. КНС-1
2
16,0
32,0
АС-95
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. КНС-1 - КНС-1
2
1,7
3,5
АС-95
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. КНС-1 - Разряд
2
11,4
22,7
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
85.
ВЛ 110 кВ ЯГП-1В - ЯГТЭС
ЯГП-1В - отп. ЯГП-2В
1
5,1
5,1
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. ЯГП-2В - ЯГП-2В
1
18,7
18,7
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. ЯГП-2В - ЯГТЭС
1
46,9
46,9
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
86.
ВЛ 110 кВ ЯГП-6 - ЯГТЭС
ЯГП-6 - отп. ЯГП-6
1
3,1
3,1
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. ЯГП-6 - отп. ЯГП-5
1
11,3
11,3
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. ЯГП-6 - ЯГП-7
1
16,3
16,3
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. ЯГП-5 - ЯГП-5
1
2,0
2,0
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. ЯГП-5 - отп. ЯГП-2
1
24,1
24,1
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. ЯГП-2 - ЯГП-2
1
2,4
2,4
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. ЯГП-2 - отп. ЯГП-3В
1
6,4
6,4
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. ЯГП-3В - ЯГП-3В
1
8,4
8,4
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. ЯГП-3В - отп. ЯГП-3
1
8,2
8,2
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. ЯГП-3 - ЯГП-3
1
4,2
4,2
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. ЯГП-3 - ЯГП-4
1
9,8
9,8
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. ЯГП-2 - ЯГТЭС
1
19,2
19,2
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
87.
ВЛ 110 кВ ЯГТЭС - Взлетная-1, 2
2
12,6
25,2
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
88.
ВЛ 110 кВ Ямбург - ЯГП-1
1
0,8
0,8
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
89.
ВЛ 110 кВ Ямбург - ЯГП-1В
Ямбург - отп. ЯГП-1 - ЯГП-1
1
0,8
0,8
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. ЯГП-1 - отп. ЯГП-2В
1
12,3
12,3
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. ЯГП-2В - ЯГП-2В
1
18,7
18,7
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. ЯГП-2В - ЯГП-1В
1
5,3
5,3
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
90.
ВЛ 110 кВ Ямбург - ЯГП-6
Ямбург - отп. ЯГП-5
1
15,3
15,3
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. ЯГП-5 - ЯГП-5
1
2,0
2,0
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. ЯГП-5 - отп. ЯГП-7
1
11,3
11,3
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. ЯГП-7 - ЯГП-7
1
16,3
16,3
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. ЯГП-7 - ЯГП-6
1
3,1
3,1
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
91.
ВЛ 110 кВ Ямбург - ЯГП-9
1
100,0
100,0
АС-120
промышленные предприятия
92.
ВЛ 110 кВ Ямбург - ЯГТЭС
Ямбург - отп. ЯГП-2
1
14,2
14,2
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. ЯГП-2 - ЯГП-2
1
2,4
2,4
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. ЯГП-2 - отп. ЯГП-3В
1
6,4
6,4
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. ЯГП-3В - ЯГП-3В
1
8,4
8,4
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. ЯГП-3В - отп. ЯГП-3
1
8,2
8,2
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. ЯГП-3 - ЯГП-3
1
4,2
4,2
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. ЯГП-3 - ЯГП-4
1
9,8
9,8
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. ЯГП-2 - ЯГТЭС
1
19,2
19,2
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
93.
ВЛ 110 кВ Янга-Яха - Владимирская
Янга-Яха - отп. З. Ноябрьская
1
7,4
7,4
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
отп. З. Ноябрьская - З. Ноябрьская
1
35,8
35,8
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
З. Ноябрьская - Итурская
1
13,5
13,5
АС-120
промышленные предприятия
отп. З. Ноябрьская - Владимирская
1
7,4
7,4
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
94.
ВЛ 110 кВ Янга-Яха - Городская
1
4,5
4,5
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
95.
ВЛ 110 кВ Янга-Яха - Кедр
1
67,0
67,0
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
96.
ВЛ 110 кВ Янга-Яха - Комплект-1, 2
2
12,8
25,7
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
97.
ВЛ 110 кВ Янга-Яха - Летняя
1
9,9
9,9
АС-120
ОАО "Тюменьэнерго"
98.
ВЛ 110 кВ Янга-Яха - Спорышевская-1, 2
Янга-Яха - отп. Хрустальная
2
6,4
12,9
АС-120
промышленные предприятия
отп. Хрустальная - Хрустальная
2
11,7
23,3
АС-120
промышленные предприятия
отп. Хрустальная - Спорышевская
2
7,4
14,7
АС-120
промышленные предприятия
Итого в одноцепном исчислении 110 кВ
6771
Итого в одноцепном исчислении по всем классам напряжения
9170
Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири
2399
ОАО "Тюменьэнерго"
5748
Электросетевые объекты промышленных предприятий
1023
Характеристика основных средств компенсации реактивной мощности (СКРМ) приведена в таблице 20.
Сведения о СКРМ, размещенных на ПС 110 кВ и выше ЭЭС ЯНАО
на 01 января 2015 года
Таблица 20
№ п/п
Наименование ПС
Диспетчерское наименование
Тип
(кВ)
Реактивная мощность (Мвар)
генерация
потребление
1
2
3
4
5
6
7
1.
ПС 500 кВ Холмогорская
Р-110
РОД-33333/110
110
3 x 33,3
2.
Р-35-1
РТД-20000/35
35
20
3.
Р-35-2
РТД-20000/35
35
20
4.
Р-35-3
РТД-20000/35
35
20
5.
ПС 500 кВ Муравленковская
Р-500 Холмогорская
РОМБСМ-60000/500
500
3 x 60
6.
ПС 500 кВ Тарко-Сале
Р-500 Холмогорская
РОДЦ-60000/500
500
3 x 60
7.
ПС 220 кВ Надым
УШР-220
РТДУ-100000/220
100
8.
Р-110
РОД-33333/110
110
3 x 33,3
9.
ПС 220 кВ Уренгой
УШР-220
РТДУ-100000/220
220
100
10.
ПС 110 кВ Звездная
УРС-110
БК-110-25000-У1
110
25
11.
РТУ-25000/110 ХЛ1
110
25
12.
ПС 110 кВ Новогодняя
УРС-110
42 TILP 25/121
110
25
13.
42 TILP 25/121
110
25
14.
РТДУ-25000/110 ХЛ1
110
25
2.14. Основные внешние электрические связи схемы электроснабжения ЯНАО.
ЭЭС ЯНАО является частью Тюменской энергосистемы. ЭЭС ЯНАО имеет следующие связи с ЭЭС ХМАО:
- ВЛ 500 кВ СГРЭС-1 - Холмогорская;
- ВЛ 500 кВ Кирилловская - Холмогорская;
- ВЛ 220 кВ Холмогорская - Когалым;
- ВЛ 220 кВ Вынгапур - Зима;
- ВЛ 220 кВ Вынгапур - Северный Варьеган;
- ВЛ 220 кВ Кирилловская - Холмогорская;
- ВЛ 110 кВ Лонг-Юган - Сорум.
2.15. Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных на территории ЯНАО в 2013 году.
В 2013 году на производство электроэнергии электростанциями, работающими на котельно-печном топливе, было израсходовано 2 294 033 т у.т., в том числе: дизельное топливо - 37 405 т у.т., газ горючий природный - 2 214 325 т у.т., нефть (включая газовый конденсат) - 4 069 т у.т., уголь каменный - 179 т у.т., газ сухой отбензиненный - 11 821 т у.т., газ нефтяной попутный - 26 234 т у.т.
Для производства электроэнергии дизельными электростанциями, работающими от двигателей внутреннего сгорания, всего израсходовано 165 802 т у.т., в том числе: дизельное топливо - 137 392 т у.т., газ горючий природный - 28 386 т у.т., прочие виды нефтепродуктов - 22 т у.т.
Для производства тепловой энергии электростанциями, работающими на котельно-печном топливе, всего израсходовано 17 944 т у.т., в том числе: газ горючий природный - 17 935 т у.т., дизельное топливо - 9 т у.т.
Для производства тепловой энергии котельными всего израсходовано 1 800 631 т у.т., в том числе: уголь - 23 367 т у.т., древесина топливная - 222 т у.т., нефть (включая газовый конденсат) - 105 986 т у.т., газ нефтеперерабатывающих предприятий - 19 873 т у.т., газ сжиженный - 91 т у.т., бензины - 28 т у.т., дизельное топливо - 62 849 т у.т., газотурбинное топливо - 39 т у.т., газ горючий природный - 1 469 907 т у.т., газ сухой - 1 301 т у.т., газ сухой отбензиненный - 24 928 т у.т.
В таблице 21 приведены сводные данные по потреблению топлива в 2013 году на производство электрической и тепловой энергии.
Данные о потреблении топлива в 2013 году на производство
электрической и тепловой энергии на территории ЯНАО
Таблица 21
Наименование
Электроэнергия
Теплоэнергия
Итого
в т у.т.
в %
в т у.т.
в %
в т у.т.
в %
1
2
3
4
5
6
7
Газ горючий природный
2242711
91.2
1487842
81.8
3730553
87.2
Нефть (включая газовый конденсат)
4069
0.2
105986
5.8
110055
2.6
Дизельное топливо
174797
7.1
62858
3.5
237655
5.6
Уголь
179
<0.1
23367
1.3
23546
0.6
Газ нефтеперерабатывающих предприятий
0
0.0
19873
1.1
19873
0.5
Газ сухой
0
0.0
1130
0.1
1130
<0.1
Газ сжиженный
0
0.0
91
<0.1
91
<0.1
Газ сухой отбензиненный
11821
0.5
24928
1.4
36749
0.9
Газ нефтяной попутный
26234
1.1
92211
5.1
118445
2.8
Прочие виды нефтепродуктов
22
<0.1
0
0.0
22
<0.1
Бензин
2
<0.1
28
<0.1
30
<0.1
Топливо газотурбинное
0
0.0
39
<0.1
39
<0.1
Древесина топливная
0
0.0
222
<0.1
222
<0.1
Всего
2459835
100
1818575
100.0
4278410
100.0
Структура потребления топлива для производства электрической и тепловой энергии на территории ЯНАО в 2012 году представлена на схемах 13 - 14.
Схема 13. Структура потребления топлива для производства
электрической энергии в 2013 году
Схема 14. Структура потребления топлива для производства
тепловой энергии в 2013 году
2.16. Единый топливно-энергетический баланс ЯНАО.
Единый топливно-энергетический баланс ЯНАО (ЕТЭБ ЯНАО) за 2009 - 2012 годы разработан в соответствии с Порядком составления топливно-энергетических балансов субъектов Российской Федерации, муниципальных образований, утвержденным приказом Минэнерго Российской Федерации от 14 декабря 2011 года № 600.
В ЕТЭБ ЯНАО рассматриваются следующие первичные энергоресурсы: уголь, сырая нефть, природный газ, а также вторичные ресурсы: нефтепродукты, электрическая и тепловая энергии. Так как атомные, гидравлические электростанции, а также электростанции на основе нетрадиционных и возобновляемых источников энергии отсутствуют на территории ЯНАО, соответствующие составляющие были исключены из рассмотрения. Потребление и производство прочих твердых топлив на территории ЯНАО незначительно и не оказывает влияния на ЕТЭБ, в связи с чем соответствующий раздел также исключен из рассмотрения.
ЕТЭБ ЯНАО за 2009 - 2012 годы приведен в таблицах 22 - 25. ЕТЭБ ЯНАО получен путем консолидации однопродуктовых балансов вышеуказанных ресурсов.
ЕТЭБ ЯНАО за 2009 год (т у.т.)
Таблица 22
Строка топливно-энергетического баланса
Номер строк баланса
Уголь
Сырая нефть
Нефтепродукты
Природный газ
Электрическая энергия
Тепловая энергия
Всего
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Производство энергетических ресурсов
1
0
53723670
2332724
552962227
312949
1192819
610524389
Ввоз
2
23587
0
948914
0
1262202
0
2234704
Вывоз
3
0
-52555910
-2047386
-543912631
0
0
-598515928
Изменение запасов
4
5588
1123
72510
-429703
0
0
-350483
Потребление первичной энергии
5
29175
1168883
1306762
9281421
1575151
1192819
14554211
Статистическое расхождение
6
6696
0
-4180
1202623
611295
165204
1981637
Статистическое расхождение, %
7
23
0
0
14
39
14
14
Производство электрической энергии
8
0
-7234
-135312
-1066691
-1708
0
-1210945
Производство тепловой энергии
9
-21791
-141591
-76205
-1735702
-43
0
-1975332
Теплоэлектростанции
9.1
0
0
0
-21640
0
0
-21640
Котельные
9.2
-21791
-141591
-76205
-1714062
-43
0
-1953692
Электрокотельные и теплоутилизационные установки
9.3
0
0
0
0
0
0
0
Преобразование топлива
10
0
-1017302
-100025
-39020
-136523
-50136
-1343006
Переработка нефти
10.1
0
-1017302
-100025
-17038
-7584
-34686
-1176635
Переработка газа
10.2
0
0
0
-21982
-128939
-15450
-166371
Обогащение угля
10.3
0
0
0
0
0
0
0
Собственные нужды
11
0
0
0
0
-1708
0
-1708
Потери при передаче
12
0
0
0
0
-21986
0
-21986
Конечное потребление энергии
13
689
2756
999548
5237386
801888
977479
8019746
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство
14
0
0
122
0
56
0
178
Промышленность
15
0
0
388882
5205282
547394
229701
6371259
Добыча полезных ископаемых
15.1
0
2743
4674
390428
443925
80962
922731
Подготовка полезных ископаемых
15.2
0
0
37167
4797186
83865
136697
5054915
Обрабатывающие производства
15.3
0
13
124
158
452
421
1169
Распределение газа и воды
15
0
0
0
17510
19153
11621
48283
Строительство
16
0
0
0
0
13594
0
13594
Транспорт и связь
17
0
0
610544
2285
11582
0
624411
Торговля
18
0
0
0
0
364
0
364
Сфера услуг
19
0
0
0
0
21089
119378
140467
Население
20
689
0
0
29819
91661
628401
750570
Прочие виды экономической деятельности
21
0
0
0
0
116203
0
116203
ЕТЭБ ЯНАО за 2010 год (т у.т.)
Таблица 23
Строка топливно-энергетического баланса
Номер строк баланса
Уголь
Сырая нефть
Нефтепродукты
Природный газ
Электрическая энергия
Тепловая энергия
Всего
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Производство энергетических ресурсов
1
0
51392484
2562223
624134784
393969
1188017
679671477
Ввоз
2
28777
0
853307
0
1200518
0
2082602
Вывоз
3
0
-50094843
-2177541
-611549487
0
0
-663821871
Изменение запасов
4
-3787
-52072
-13559
-16369
0
0
-85787
Потребление первичной энергии
5
24990
1245569
1222785
8733722
1594487
1188017
14009570
Статистическое расхождение
6
1494
0
25091
709633
126826
201113
1064155
Статистическое расхождение, %
7
6
0
2
6
8
17
8
Производство электрической энергии
8
0
-10057
-122307
-1189118
-1622
0
-1323104
Производство тепловой энергии
9
-22745
-138671
-57095
-1789269
-856
0
-2008636
Теплоэлектростанции
9.1
0
0
0
-18657
0
0
-18657
Котельные
9.2
-22745
-138671
-57095
-1770612
-363
0
-1989486
Электрокотельные и теплоутилизационные установки
9.3
0
0
0
0
-493
0
-493
Преобразование топлива
10
0
-1096095
-85689
-65200
-135002
-46227
-1428213
Переработка нефти
10.1
0
-1096095
-85689
-17745
-7892
-27899
-1235320
Переработка газа
10.2
0
0
0
-47455
-127110
-18328
-192893
Обогащение угля
10.3
0
0
0
0
0
0
0
Собственные нужды
11
0
0
0
0
-1622
0
-1622
Потери при передаче
12
0
0
0
0
-18814
0
-18814
Конечное потребление энергии
13
751
746
932759
4980503
1309745
940677
8165181
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство
14
0
0
0
0
52
0
52
Промышленность
15
0
0
406986
4823693
1160804
236802
6628285
Добыча полезных ископаемых
15.1
0
730
3368
126015
1029544
75163
1234820
Подготовка полезных ископаемых
15.2
0
0
0
4671761
81801
149009
4902570
Обрабатывающие производства
15.3
0
16
131
359
28322
291
29119
Распределение газа и воды
15
0
0
0
25558
21137
12339
59035
Строительство
16
0
0
0
0
17340
0
17340
Транспорт и связь
17
0
0
525773
3579
12021
0
541373
Торговля
18
0
0
0
0
371
0
371
Сфера услуг
19
0
0
0
0
5911
121415
127326
Население
20
751
0
0
153231
108793
582460
845236
Прочие виды экономической деятельности
21
0
0
0
0
4503
0
4503
ЕТЭБ ЯНАО за 2011 год (т у.т.)
Таблица 24
Строка топливно-энергетического баланса
Номер строк баланса
Уголь
Сырая нефть
Нефтепродукты
Природный газ
Электрическая энергия
Тепловая энергия
Всего
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Производство энергетических ресурсов
1
0
50847082
2748171
643262911
490204
1021650
698370018
Ввоз
2
24163
0
1011282
0
1118267
0
2153712
Вывоз
3
0
-49661771
-2400962
-626750492
0
0
-678813224
Изменение запасов
4
453
-1669
-47294
-3137
0
0
-51647
Потребление первичной энергии
5
24616
1183642
1310798
9845466
1608471
1021650
14994644
Статистическое расхождение
6
1581
0
4807
2236836
-2213
119786
2360797
Статистическое расхождение, %
7
6
0
0
14
0
12
16
Производство электрической энергии
8
0
-5146
-163231
-1443923
-959
0
-1613259
Производство тепловой энергии
9
-22495
-104610
-75215
-1551590
-6522
0
-1760432
Теплоэлектростанции
9.1
0
0
0
-15610
0
-1094
-16704
Котельные
9.2
-22495
-104610
-75215
-1535980
-6261
0
-1744561
Электрокотельные и теплоутилизационные установки
9.3
0
0
0
0
-261
0
-261
Преобразование топлива
10
0
-1070784
-65431
-71979
-138729
-36607
-1383530
Переработка нефти
10.1
0
-1070784
-65431
-16447
-7919
-26226
-1186808
Переработка газа
10.2
0
0
0
-55532
-130809
-10381
-196722
Обогащение угля
10.3
0
0
0
0
0
0
0
Собственные нужды
11
0
0
0
0
-1153
0
-1153
Потери при передаче
12
0
0
0
0
-18155
0
-18155
Конечное потребление энергии
13
540
3102
1002114
4541139
1445167
864163
7856225
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство
14
0
0
0
0
1710
0
1710
Промышленность
15
0
0
140317
4505511
1174982
228613
6049423
Добыча полезных ископаемых
15.1
0
3102
3389
122445
637623
76517
843076
Подготовка полезных ископаемых
15.2
0
0
0
4366424
80262
139466
4586153
Обрабатывающие производства
15.3
0
0
107
84
327
291
808
Распределение газа и воды
15
0
0
0
16558
16712
12339
45610
Строительство
16
0
0
0
0
51635
0
51635
Транспорт и связь
17
0
0
859253
3377
93148
0
955778
Торговля
18
0
0
0
0
282
0
282
Сфера услуг
19
0
0
0
0
3645
106139
109784
Население
20
540
0
2545
32250
75325
529411
640071
Прочие виды экономической деятельности
21
0
0
2361
0
46150
0
48511
ЕТЭБ ЯНАО за 2012 год (т у.т.)
Таблица 25
Строка топливно-энергетического баланса
Номер строк баланса
Уголь
Сырая нефть
Нефтепродукты
Природный газ
Электрическая энергия
Тепловая энергия
Всего
1
2
3
4
5
6
7
8
9
Производство энергетических ресурсов
1
0
51917008
2780215
619760662
580941
1048924
676087750
Ввоз
2
25175
0
992456
0
1052351
0
2069981
Вывоз
3
0
-50692889
-2355914
-600743327
0
0
-653792130
Изменение запасов
4
3567
-65326
-7978
-423359
0
0
-493096
Потребление первичной энергии
5
28741
1158793
1408778
9910815
1633292
1048924
15189344
Статистическое расхождение
6
1079
0
20927
1909392
16489
146883
2094769
Статистическое расхождение, %
7
4
0
1
10
1
14
14
Производство электрической энергии
8
0
-3642
-130997
-1737642
-676
0
-1872957
Производство тепловой энергии
9
-27402
-105544
-67558
-1518949
-8653
0
-1728106
Теплоэлектростанции
9.1
0
0
0
-16453
0
-6076
-22529
Котельные
9.2
-27402
-105544
-67558
-1502496
-8390
0
-1711390
Электрокотельные и теплоутилизационные установки
9.3
0
0
0
0
-263
0
-263
Преобразование топлива
10
0
-1044758
-82964
-303281
-113869
-33419
-1578292
Переработка нефти
10.1
0
-1044758
-82964
-19222
-8088
-23667
-1178699
Переработка газа
10.2
0
0
0
-284059
-105782
-9752
-399593
Обогащение угля
10.3
0
0
0
0
0
0
0
Собственные нужды
11
0
0
0
0
-676
0
-676
Потери при передаче
12
0
0
0
0
-19250
0
-19250
Конечное потребление энергии
13
261
4849
1106694
4441551
1473679
868622
7895656
Сельское хозяйство, рыболовство и рыбоводство
14
0
0
0
0
1451
0
1451
Промышленность
15
0
0
145167
4409249
1216314
227493
5998223
Добыча полезных ископаемых
15.1
0
4849
19864
97360
746376
82458
950907
Подготовка полезных ископаемых
15.2
0
0
0
4288828
78176
132491
4499495
Обрабатывающие производства
15.3
0
0
55
83
412
1160
1710
Распределение газа и воды
15
0
0
0
22978
15918
11384
50279
Строительство
16
0
0
0
0
50282
0
50282
Транспорт и связь
17
0
0
959031
1572
93394
0
1053997
Торговля
18
0
0
0
0
246
0
246
Сфера услуг
19
0
0
0
0
0
114164
114164
Население
20
261
0
2496
30730
76998
526965
637450
Прочие виды экономической деятельности
21
0
0
0
0
36444
0
36444
ЕТЭБ ЯНАО состоит из трех блоков. Первый блок ЕТЭБ ЯНАО - "Ресурсы" - включает данные о производстве энергетических ресурсов на территории ЯНАО, о ввозе/вывозе энергетических ресурсов в/из ЯНАО и об изменении запасов. Второй блок - "Преобразование энергетических ресурсов" - включает данные о преобразовании одних видов энергетических ресурсов в другие. Последний блок - "Конечное потребление энергетических ресурсов" - описывает конечное потребление энергоносителей в различных секторах и отраслях экономики.
ЕТЭБ ЯНАО составлен на основании следующих форм статистической отчетности:
- "1-вывоз" - сведения о вывозе продукции (товаров);
- "1-натура" - сведения о производстве и отгрузке промышленной продукции;
- "1-нефтепродукт" - сведения об отгрузке нефтепродуктов потребителям;
- "1-ТЕП" - сведения о снабжении тепловой энергией;
- "4-запасы (срочная)" - сведения о запасах топлива;
- "4-топливо" - остатки, поступление и расход отдельных видов топлива;
- "6-ТП" - производство электрической и тепловой энергии и использование топлива в электроэнергетике;
- "11-ТЭР" - использование топлива, тепловой энергии и электроэнергии;
- "22-ЖКХ" - сведения о работе предприятий ЖКХ в условиях реформы;
- "23-Н" - сведения о производстве и распределении электрической энергии;
- "ПЭ" - сведения о работе электростанций (электрогенераторных установок), принадлежащих организациям, не относящимся к добывающим, обрабатывающим.
Анализ данных первого блока ЕТЭБ ЯНАО показывает, что ЯНАО является крупнейшим экспортером энергоносителей. 97 - 98% производимых в округе энергетических ресурсов вывозится за его пределы. На природный газ приходится 91 - 92% производимых первичных энергоресурсов.
На схемах 15 - 16 приведена структура потребляемых первичных и вторичных ресурсов. В структуре потребления первичных энергоресурсов превалирует потребление природного газа. В структуре потребления вторичных ресурсов наибольшую долю занимает электроэнергия - 39%.
Второй блок ЕТЭБ ЯНАО характеризует преобразование энергетических ресурсов. Анализ данного блока показывает, что 31 - 34% потребляемых энергоресурсов расходуются на преобразование энергии, а остальная часть конечными потребителями. При этом большая часть потребляемых энергоресурсов расходуется на производство электрической и тепловой энергии.
Схема 15. Структура потребления первичных энергоресурсов
в ЯНАО в период 2009 - 2012 годов (т у.т.)
Схема 16. Структура потребления вторичных энергоресурсов
в ЯНАО в период 2009 - 2012 годов (т у.т.)
Большая часть энергоресурсов потребляется конечными потребителями. При этом 76 - 81% от общего потребления энергоресурсов конечными потребителями приходится на промышленность.
При формировании ЕТЭБ ЯНАО выявлено статистическое расхождение между первым блоком баланса и вторым, третьим блоками. Данное статистическое расхождение объясняется неполнотой статистической информации по потреблению энергетических ресурсов конечными потребителями.
III. Особенности и проблемы текущего состояния
электроэнергетики на территории ЯНАО
3.1. ЭЭС ЯНАО.
Схема электроснабжения ЯНАО делится на энергорайоны по следующим сечениям:
- "СРТО": ВЛ 500 кВ СГРЭС-1 - Холмогорская, ВЛ 500 кВ СГРЭС-2 - Кирилловская, ВЛ 500 кВ Трачуковская - Кирилловская, ВЛ 220 кВ СГРЭС-1 - Имилор, ВЛ 220 кВ СГРЭС-1 - В. Моховая, ВЛ 220 кВ Вынгапур - Зима, ВЛ 220 кВ Вынгапур - Северный Варьеган;
- "ЯНАО": ВЛ 500 кВ СГРЭС-1 - Холмогорская, ВЛ 500 кВ Кирилловская - Холмогорская, ВЛ-220 кВ Кирилловская - Холмогорская, ВЛ 220 кВ Кирилловская - Когалым, ВЛ 220 кВ Вынгапур - Зима, ВЛ 220 кВ Вынгапур - Северный Варьеган;
- "СЕВЕР": ВЛ 500 кВ Холмогорская - Тарко-Сале, ВЛ 500 кВ Холмогорская - Муравленковская, ВЛ 220 кВ Холмогорская - Аврора, ВЛ 220 кВ Холмогорская - Пуль-Яха;
- "КРАЙНИЙ СЕВЕР": ВЛ 500 кВ Холмогорская - Тарко-Сале, ВЛ 500 кВ Муравленковская - Тарко-Сале, ВЛ 220 кВ Муравленковская - Тарко-Сале, ВЛ 220 кВ Муравленковская - Надым.
При анализе электрических режимов за 2013 год отмечено следующее.
В нормальной схеме сети токовая загрузка оборудования и уровни напряжения находятся в допустимых пределах.
По результатам анализа текущего состояния ЭЭС ЯНАО на зимний и летний максимумы нагрузки потребителей 2014 года (по данным контрольных замеров 2014 года) выявлено следующее:
1) превышение длительно допустимой токовой нагрузки автотрансформаторов 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская при нормативных возмущениях в ремонтных схемах электрической сети;
2) возможность выделения района ПС 220 кВ Надым, ПС 220 кВ Пангоды, ПС 220 кВ Уренгой, Уренгойской ГРЭС при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Муравленковская - Надым в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Тарко-Сале на изолированную работу с последующим повышением частоты в выделившемся районе, возможной потерей генерирующей мощности и отключением потребителей Северного энергорайона действием устройств АЧР;
3) превышение длительно допустимой токовой нагрузки ЛЭП транзита 110 кВ Янга-Яха - Кедр - Губкинский при нормативных возмущениях в ремонтных схемах электрической сети в районе ПС 220 кВ Вынгапур, а также снижение уровня напряжения на транзите 110 кВ от ПС 220 кВ Янга-Яха до ПС 220 кВ Вынгапур вплоть до нарушения статической устойчивости нагрузки;
4) превышение длительно допустимой токовой нагрузки ВЛ 110 кВ Оленья - Табьяха при нормативных возмущениях в ремонтных схемах электрической сети в районе ПС 220 кВ Уренгой.
3.2. Технологически изолированные территориальные электроэнергетические системы ЭЭС ЯНАО.
Существующая система электроснабжения города Салехарда является автономной (изолированной от ЕЭС Российской Федерации). Электроснабжение потребителей города обеспечивается от автономных источников - 4-х муниципальных электростанций (ДЭС-1, ДЭС-2, ГТЭС-3 и ТЭС-14). Центрами питания города являются ПС 35 кВ Дизельная, Центральная и Турбинная, загрузка которых в настоящее время значительно возросла в связи с постоянным ростом нагрузок и подключением новых объектов капитального строительства.
В значительной степени на качество и надежность электроснабжения города Салехарда влияет состояние и износ электрических сетей. В настоящее время протяженность ЛЭП 6 кВ составляет 146 км, протяженность ЛЭП 0,4 кВ - 237 км. Часть ЛЭП 0,4 кВ - 79,8 км (из 237 км) не принадлежат МП "Салехардэнерго" и являются бесхозными.
Несмотря на то, что МП "Салехардэнерго" проводит большую работу по своевременному развитию инженерных сетей, рост электропотребления опережает темпы модернизации сетей и финансирования этих работ.
Большие объемы нового строительства неизбежно приводят к частым повреждениям воздушных и кабельных линий строительными организациями и, соответственно, к недоотпуску электрической энергии потребителям. Эти повреждения значительно снижают уровень технического состояния и надежность обеспечения потребителей электрической энергией. Многочисленные кабельные муфты и контактные соединения, возникающие после восстановительных работ, приводят к увеличению потерь и недопустимо низкому уровню напряжения у потребителей.
В центральной и северной части города, в особенности в районах с сохранившейся старой застройкой, срок эксплуатации ВЛ 6 кВ и 0,4 кВ составляет около 30 лет и более.
В этих районах значительное количество аварий и отключений в воздушных линиях электропередачи вызвано их ветхостью. Подтверждением этому являются технологические нарушения в одних и тех же местах электрических сетей 6 и 0,4 кВ. Суммарное время, затраченное на ликвидацию аварийных отключений, связанных с ветхостью воздушных линий 0,4 кВ, по имеющимся данным за 2009 год, составило - 294,2 часа. Суммарное время, затраченное на ликвидацию аварийных отключений, связанных с состоянием воздушных линий 6 кВ, по имеющимся данным за 2009 год, составило - 52,15 часа, за 2010 год - 32,50 часа. Недоотпуск электрической энергии за время этих отключений составил в 2009 год - 12 012 кВт·ч, а за 2010 год - 23 157 кВт·ч. МП "Салехардэнерго" постоянно проводит мониторинг состояния линий электропередачи. Результаты обследования свидетельствуют о многочисленных фактах обрывов проводов из-за их износа и несоответствия сечения действующим нагрузкам.
IV. Основные направления развития электроэнергетики ЯНАО
4.1. Цели и задачи развития электроэнергетики ЯНАО.
В рамках Программы социально-экономического развития Ямало-Ненецкого автономного округа на 2012 - 2016 годы (далее - Программа СЭР ЯНАО 2012 - 2016) (утверждена Законом ЯНАО от 24 декабря 2012 года № 148-ЗАО) установлены следующие цели и задачи.
Цель социально-экономического развития ЯНАО - обеспечение устойчивого повышения уровня и качества жизни населения на основе формирования и развития конкурентной экономики при соблюдении соответствующих экологических требований.
Для достижения данной цели Программой СЭР ЯНАО 2012 - 2016 предусмотрено решение следующих задач:
- развитие инфраструктуры и отраслей социальной сферы;
- развитие экономического потенциала ЯНАО;
- сохранение и развитие человеческого потенциала и традиций;
- охрана окружающей среды и оздоровление экологии ЯНАО;
- становление ЯНАО международным форпостом развития Арктики.
Для решения задач развития инфраструктуры и экономического потенциала ЯНАО основными целями развития электроэнергетики ЯНАО являются:
- модернизация электроэнергетического комплекса для повышения энергетической эффективности и обеспечения развития (конкурентоспособности) экономики и повышения качества жизни населения;
- обеспечение надежного и безопасного энергоснабжения потребителей;
- снижение потерь в электрических сетях.
Для достижения указанных целей необходимо решение следующих задач:
- разработка эффективных мероприятий по развитию электрических сетей и генерирующих мощностей;
- эффективное использование топливно-энергетических ресурсов региона с учетом экологических требований;
- поддержание требуемых уровней напряжения в соответствии с ГОСТ 32144-2013 в электрических сетях систем электроснабжения общего назначения в точках, к которым присоединяются электрические сети, находящиеся в собственности различных потребителей электрической энергии, а также в точках общего присоединения (приемники электрической энергии);
- обеспечение параметров режимов работы основного электротехнического и генерирующего оборудования в допустимых пределах.
4.2. Прогноз потребления электроэнергии и мощности на период 2016 - 2020 годов.
Прогноз электропотребления и мощности по территории ЯНАО на период 2016 - 2020 годов приведен в таблице 26.
Прогноз электропотребления и мощности по территории ЯНАО
на период 2016 - 2020 годов
Таблица 26
Показатель
2016 год
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
1
2
3
4
5
6
Электропотребление (млн кВт·ч)
11395
11648
11945
11950
11996
Максимум нагрузки (МВт)
1570
1600
1620
1615
1620
Прогноз электропотребления, приведенный в таблице 26, соответствует прогнозу электропотребления проекта Схемы и программы развития ЕЭС Российской Федерации на 2015 - 2021 годы (далее - проект СиПР ЕЭС Российской Федерации на 2015 - 2021 годы).
Данные о прогнозном потреблении электроэнергии (мощности) крупных потребителей на период до 2020 года приведены в таблице 27.
С целью определения мероприятий по развитию электроэнергетики ЯНАО в случае превышения темпов роста электрической нагрузки, соответствующих проекту СиПР ЕЭС Российской Федерации на 2015 - 2021 годы, а также для учета неподтвержденных заявок на технологическое присоединение крупных потребителей в работе рассмотрен альтернативный прогноз потребления электроэнергии (мощности) <7>.
--------------------------------
<7> Предоставлен органом исполнительной власти ЯНАО.
Сопоставление прогнозов максимума нагрузки ЭЭС ЯНАО на период до 2020 года приведено на схеме 17.
Схема 17. Сопоставление прогнозов максимума нагрузки ЭЭС
ЯНАО (без технологически изолированных территориальных
электроэнергетических систем ЭЭС ЯНАО) (МВт)
Прогноз потребления электроэнергии крупными потребителями на
территории ЯНАО на период до 2020 года (млн кВт·ч)
Таблица 27
Наименование
Показатель
2015 год <*>
2016 год <*>
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
наименование
единица измерения
1
2
3
4
5
6
7
8
9
ЗАО "Ванкорнефть" (НПС-1, НПС-2, КНПС)
потребление эл/энергии
млн кВт ч
66,05
70,19
79,09
86,27
92,11
86,00
максимальное потребление мощности
МВт
8
8
10
10
11
10
ООО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз"
потребление эл/энергии
млн кВт ч
2021,00
1973,00
1904,34
1950,66
1953,32
1951,13
максимальное потребление мощности
МВт
246
239
229
251
223
223
Филиал "Газпромнефть-Муравленко" ОАО "Газпромнефть-ННГ"
потребление эл/энергии
млн кВт ч
2478,00
2335,00
2645,00
2605,00
2548,00
2509,00
максимальное потребление мощности
МВт
298
281
308
303
297
292
ООО "Газпром добыча Надым"
потребление эл/энергии
млн кВт ч
55,80
55,80
55,80
55,80
55,80
55,80
максимальное потребление мощности
МВт
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
ООО "Газпром добыча Уренгой" (с учетом выработки собственной генерацией)
потребление эл/энергии
млн кВт ч
280,59
291,42
305,18
312,89
313,45
313,45
максимальное потребление мощности
МВт
36
37
35
36
36
36
ООО "Газпром добыча Ямбург" (ЯНГКМ+ЗНГКМ) (с учетом выработки собственной генерацией)
потребление эл/энергии
млн кВт ч
308,82
313,19
345,00
422,00
425,00
425,00
максимальное потребление мощности
МВт
47
48
50
123
124
124
ООО "НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ" (с учетом выработки собственной генерацией)
потребление эл/энергии
млн кВт ч
108,40
113,96
99,70
99,70
99,70
99,70
максимальное потребление мощности
МВт
17
16
13
13
13
13
ООО "НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ"
потребление эл/энергии
млн кВт ч
79,98
93,09
108,97
119,62
131,58
144,74
максимальное потребление мощности
МВт
11
12
18
20
22
24
ООО "НОВАТЭК-ПУРОВСКИЙ ЗПК"
потребление эл/энергии
млн кВт ч
134,44
131,24
144,00
144,00
144,00
144,00
максимальное потребление мощности
МВт
22
23
24
24
24
24
ООО "Новоуренгойский газохимический комплекс"
потребление эл/энергии
млн кВт ч
108,98
374,18
524,18
724,66
724,66
724,66
максимальное потребление мощности
МВт
18
60
71
101
101
101
ООО "РН-Пурнефтегаз"
потребление эл/энергии
млн кВт ч
1360,11
1392,44
1480,00
1476,00
1471,00
1471,00
максимальное потребление мощности
МВт
179
178
200
200
200
200
ЗАО "РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ"
потребление эл/энергии
млн кВт ч
1,81
1,54
11,74
43,00
43,00
43,00
максимальное потребление мощности
МВт
1
1
6
6
6
6
Губкинский ГПЗ - филиал ОАО "СибурТюменьГаз"
потребление эл/энергии
млн кВт ч
365,97
371,70
347,21
346,04
346,04
346,04
максимальное потребление мощности
МВт
44
43
40
40
40
40
Муравленковский ГПЗ - филиал ОАО "СибурТюменьГаз"
потребление эл/энергии
млн кВт ч
378,75
378,75
440,31
440,31
440,31
440,31
максимальное потребление мощности
МВт
46
46
50
50
50
50
Вынгапуровский ГПЗ - филиал ОАО "СибурТюменьГаз"
потребление эл/энергии
млн кВт ч
174,82
174,82
176,14
176,14
176,14
175,57
максимальное потребление мощности
МВт
22
22
22
22
22
22
ООО "Газпром трансгаз Югорск"
потребление эл/энергии
млн кВт ч
179,35
183,29
220,88
225,30
227,55
227,55
максимальное потребление мощности
МВт
31
32
30
30
30
30
ООО "Газпром трансгаз Сургут"
потребление эл/энергии
млн кВт ч
50,11
50,11
50,81
50,81
50,81
50,81
максимальное потребление мощности
МВт
7
7
8
8
8
8
ООО "Газпром переработка"
потребление эл/энергии
млн кВт ч
84,86
106,98
178,94
269,16
269,16
269,16
максимальное потребление мощности
МВт
11
21
24
35
35
35
ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь"
потребление эл/энергии
млн кВт ч
21,81
18,48
26,45
26,45
26,45
26,52
максимальное потребление мощности
МВт
3
3
3
3
3
3
ОАО "Тюменнефтегаз"
потребление эл/энергии
млн кВт ч
307,09
349,65
417,16
максимальное потребление мощности
МВт
39
44
53
--------------------------------
Примечание.
<*> На 2015 - 2016 годы приведены уточненные данные, полученные от субъектов в феврале 2015 года.
В таблице 28 приведен прогноз потребления тепловой энергии на территории ЯНАО на период 2016 - 2020 годов с указанием прогноза по МО.
Прогноз потребления тепловой энергии на территории ЯНАО
на период 2016 - 2020 годов
Таблица 28
№ п/п
Прогноз потребления тепловой энергии (тыс. Гкал)
Год
2016
2017
2018
2019
2020
1
2
3
4
5
6
7
Всего по ЯНАО
7872
8140
8354
8547
8813
В том числе
1.
Город Новый Уренгой
1928,3
2028,8
2099,7
2169,2
2264,9
2.
Город Ноябрьск
1592,9
1643,0
1684,3
1725,6
1774,9
3.
Город Надым
1090,3
1113,5
1129,0
1138,4
1155,9
4.
Город Салехард
809,1
832,7
856,2
879,8
903,3
5.
Город Губкинский
472,6
476,0
478,8
481,2
484,8
6.
Город Лабытнанги
479,1
492,7
506,2
518,3
532,1
7.
П.г.т. Пангоды
242,8
256,0
269,3
282,5
295,8
8.
Поселок Тазовский
144,3
165,8
175,1
179,0
196,1
9.
Поселок Пурпе
108,6
111,5
115,2
115,5
120,5
10.
Село Красноселькуп
76,6
73,7
70,9
71,6
68,0
11.
Село Яр-Сале
78,3
78,3
78,3
78,3
81,9
12.
П.г.т. Харп
77,6
82,2
87,1
90,9
95,9
13.
Село Сеяха
74,5
74,5
74,5
74,5
79,8
14.
Село Толька
58,7
61,6
64,1
65,2
67,3
15.
Поселок Ханымей
42,2
42,2
44,8
46,0
46,9
16.
Сельское поселение Мужевское
47,8
48,8
50,1
50,8
52,2
17.
Сельское поселение Аксарковское
46,7
47,9
48,5
49,9
51,0
18.
Сельское поселение Пуровское
42,5
44,2
45,9
46,9
48,6
19.
Поселок Лонгъюган
29,8
29,8
29,8
30,0
30,0
20.
Село Газ-Сале
44,4
45,8
46,9
48,0
50,0
21.
Сельское поселение Приозерный
32,9
32,9
33,8
33,8
34,1
22.
Село Мыс Каменный
34,1
34,1
34,1
34,1
34,1
23.
Поселок Ягельный
22,3
22,3
22,3
22,5
22,6
24.
Село Новый Порт
23,5
23,2
23,2
22,9
22,8
25.
Село Гыда
22,9
22,6
22,6
22,6
22,5
26.
Сельское поселение Белоярское
23,1
23,1
23,1
23,5
24,1
27.
Село Антипаюта
22,6
23,3
23,6
24,0
24,7
28.
Сельское поселение Горковское
20,4
21,7
22,9
23,9
25,4
29.
Поселок Правохеттинский
41,1
40,3
39,6
39,6
38,7
30.
Село Самбург
20,5
20,9
22,0
22,7
23,2
31.
Село Панаевск
19,2
19,2
19,2
19,2
19,4
32.
Село Салемал
16,1
16,1
16,1
16,1
16,5
33.
Сельское поселение Ныда
13,8
14,5
15,6
17,1
17,8
34.
Сельское поселение Овгортское
9,6
10,2
10,8
11,1
11,7
35.
Село Катравож
8,2
8,2
8,5
8,8
9,0
36.
П.г.т. Заполярный
11,4
11,4
11,4
11,4
11,6
37.
Село Ратта
7,9
7,9
7,9
7,9
7,9
38.
Деревня Харампур
5,5
5,8
6,2
6,2
6,6
39.
Село Находка
5,7
5,7
6,1
6,1
6,3
40.
Сельское поселение Шурышкарское
5,0
5,3
5,3
5,6
5,9
41.
Село Халясавей
4,7
5,6
7,3
7,6
8,5
42.
Село Кутопьюган
8,5
9,9
11,3
12,0
13,5
43.
Сельское поселение Лопхаринское
2,6
2,6
3,0
3,0
3,1
44.
Село Питляр
2,2
2,2
2,2
2,5
2,6
45.
Сельское поселение Азовское
1,7
1,7
1,9
2,0
2,0
46.
Город Муравленко
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
47.
Город Тарко-Сале
н/д
н/д
н/д
н/д
н/д
4.3. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях ЯНАО.
В соответствии с проектом СиПР ЕЭС Российской Федерации на 2015 - 2021 годы демонтаж, реконструкция, модернизация и перемаркировка генерирующего оборудования, функционирующего в ЭЭС ЯНАО, в период 2016 - 2020 годов не предусмотрены (в соответствии с вариантом с высокой степенью вероятности).
В соответствии с проектом СиПР ЕЭС Российской Федерации на 2015 - 2021 годы в 2015 году планируется ввод в эксплуатацию модуля 2 x 20 МВт ГТУ на Ямбургской ГТЭС, собственником которой является ООО "Газпром добыча Ямбург", а также ввод в эксплуатацию ТЭС "Полярная" общей установленной мощностью 24,5 МВт (1 - 2 пусковой комплекс в составе ГТУ мощностью 24,5 МВт в 2015 году).
По сведениям ООО "Новоуренгойский газохимический комплекс" (ОАО "Газпром") в 2016 году планируется ввод в эксплуатацию и включение на параллельную работу с ЕЭС Российской Федерации ГТЭС НГХК, установленной мощностью 120 МВт.
Перечень мероприятий по изменению установленной мощности электростанций в ЭЭС ЯНАО приведен в таблице 29.
Мероприятия по изменению установленной мощности
электростанций в ЭЭС ЯНАО
Таблица 29
№ п/п
Наименование мероприятия
Изменение установленной мощности (МВт)
Срок реализации
1
2
3
4
1.
Ввод ТЭС Полярная
24,5
2015 <8>
2.
Ввод модуля 2 x 20 МВт на Ямбургской ГТЭС-72
40
2015
3.
Ввод ГТЭС ООО "НГХК"
120
2016
--------------------------------
<8> Срок ввода 1-го пускового блока ТЭС Полярная указан в соответствии с проектом СиПР ЕЭС Российской Федерации на 2015 - 2021 годы. При этом по данным ООО "ЭК "Урал Промышленный - Урал Полярный" ввод 1-го пускового блока, мощностью 24,5 МВт, запланирован на 2016 год, ввод второго пускового блока, мощностью 243,5 МВт, запланирован на 2017 год.
4.4. Прогноз возможных объемов развития энергетики ЯНАО на основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и местных видов топлива.
4.4.1. Ветроэнергетика.
Наиболее перспективной территорией по вводу ветрогенерирующих установок является северо-западная часть ЯНАО - Ямальский и часть Приуральского районов с удельным ветровым потенциалом до 1 кВт/м2. Потенциал развития генерации электроэнергии на ветрогенерирующих установках можно оценить по схеме 18.
Схема 18. Распределение удельного ветропотенциала (Вт/м2)
на высоте 100 м
Наиболее перспективным является ввод ветрогенерирующих установок в территориально удаленных от ЕЭС Российской Федерации районах для электроснабжения нефтяных, газовых месторождений и удаленных поселений без подключения ветрогенерирующих установок к ЕЭС Российской Федерации. Резервным источником электроэнергии в данном случае будет являться маневренная дизельная установка.
Ввод ветрогенерирующих установок позволит снизить зависимость отдаленных регионов от дизельного топлива, а также будет способствовать снижению себестоимости электроэнергии в этих регионах.
4.4.2. Гидроэнергетика.
Водные ресурсы ЯНАО содержат порядка 48 тысяч рек, самыми крупными из которых являются Обь в ее устье, а также реки Надым, Таз и Пур. Река Обь в пределах ЯНАО течет двумя мощными рукавами. Речная сеть составляет примерно 0,53 км на 1 км2 площади. Таким образом, большое количество водоносных артерий может быть использовано для развития сегмента генерации электроэнергии малыми ГЭС.
4.4.3. Приливная энергетика.
Территория ЯНАО включает побережье Карского моря и многочисленных заливов, в число которых входит Обская губа. Поэтому перспективным может оказаться развитие возобновляемых источников энергии, основанной на энергии приливов - приливных электростанций. Однако у данного типа электростанции присутствует существенный недостаток - изменяющаяся в течение суток мощность. Данный недостаток требует обязательной работы электростанции параллельно с энергосистемой либо резервирование электростанции работой иных электростанций и, как следствие, дополнительное сетевое строительство, что повышает стоимость возведения станции и ее инфраструктуры и снижает выгоду от дешевизны энергии, вырабатываемой станцией.
4.4.4. Солнечная энергетика.
Данный вид энергетики основывается на преобразовании электромагнитного солнечного излучения в электрическую или тепловую энергию. Потенциал развития солнечной энергетики в ЯНАО определяется тем, что выработка солнечной энергии в первую очередь зависит от географической широты, от погоды и времени суток и необходимости очистки панелей от снега и пыли. На схеме 19 приведена карта суммарной солнечной радиации в день на территории Российской Федерации.
Схема 19. Карта потока солнечной радиации, приходящегося
на м2 за один день на территории Российской Федерации
По приведенной выше карте можно отметить, что по территории ЯНАО суммарная солнечная радиация на 1 м2 в течение дня распределяется следующим образом: на западе - от 3 до 3,5 кВт·ч/м2, в центральной, южной и северо-западной частях - от 3,5 до 4 кВт·ч/м2, в северо-восточной части - от 4 до 4,5 кВт·ч/м2. При этом продолжительность солнечного сияния по территории ЯНАО составляет менее 1700 часов в год. Карта продолжительности сияния приведена на схеме 20.
Схема 20. Карта продолжительности солнечного сияния
По приведенным выше картам можно приблизительно оценить максимальную возможную величину выработки электроэнергии на территории ЯНАО: 170 - 200 млн кВт·ч за год. С учетом нахождения более половины территории ЯНАО за Полярным кругом, можно утверждать, что выработка электроэнергии на солнечных электростанциях может осуществляться преимущественно в летний период. В зимний период данный вид ВИЭ не может быть использован по причине малой солнечной радиации, падающей на поверхность (высокие широты расположения региона), а периодические снегопады и затрудненный доступ к солнечным электростанциям (отсутствие дорог, большие заболоченные территории, т.д.) снижают потенциал развития данного источника ВИЭ. Также данный вид ВИЭ будет требовать установки маневренных дублирующих источников энергии сопоставимой мощности либо подключения к энергосистеме по причине непредсказуемости генерации в течение суток. Все это говорит о том, что применение солнечных электростанций на территории ЯНАО экономически и технически нецелесообразно.
4.4.5. Биоэнергетика.
Данный сегмент ВИЭ при производстве электрической и тепловой энергии в качестве сырья использует биотопливо - топливо, получаемое из биологического сырья. По типу исходного сырья различают три вида биотоплива: биологические отходы, лигно-целлюлозные соединения и водоросли.
Из биотоплива первого поколения наиболее перспективным направлением является использование торфа (наличие большого количества месторождений торфа) и леса (за 2011 год заготовка и первичная переработка составила 6 тыс. м3). В связи с тем, что в ЯНАО посевные площади растений, отходы которых могут быть использованы для производства биотоплива, крайне малы, а поголовье крупного рогатого скота не более 1000 голов, свиней - не более 2200 голов и птицы - не более 1900, использование данного типа сырья для выработки электроэнергии в промышленных масштабах не является перспективным. Расчеты, проведенные по существующим методикам, исходя из удельных показателей объема биогаза, которые возможно получить из отходов животноводства, показывают, что выход биогаза при применении технологии утилизации отходов может составить около 450 тыс. м3, или 320 т у.т. Также возможно получение биотоплива из твердых бытовых отходов и на очистных сооружениях. При переработке 25 м3 сточных вод можно получить около 1 м3 биогаза, или 0,0007 т у.т. При переработке 1 т твердых бытовых отходов можно получить 70 - 115 м3 биогаза, или 0,05 - 0,08 т у.т.
Для биотоплива второго поколения требуются достаточно большие посевные площади. Но в ЯНАО распространены следующие виды почв: тундровые, глеевые, арктические, торфяно-болотные и подзолистые почвы в приречных районах. В связи с большим количеством болот, избыточно увлажненных территорий и вечной мерзлотой территории, на которых возможно возделывание растений - источников сырья, присутствуют в малом количестве. В связи с непригодностью почв и коротким земледельческим сезоном получение биотоплива второго поколения на территории ЯНАО не имеет перспективы.
Биотопливо третьего поколения получается из специальных водорослей с высоким содержанием масла. Такие виды водорослей очень чувствительны к низкой температуре и требуют высокую температуру для активного роста. В условиях затяжной зимы (более 8 месяцев) и среднегодовой температуры на уровне -10 °C данная технология в открытых водоемах (на территории ЯНАО находится порядка 300 000 озер) не может быть применена.
4.5. Общая оценка балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на пятилетний период.
В разделе представлены перспективные балансы электроэнергии и мощности ЭЭС ЯНАО на период 2016 - 2020 годов, учитывающие перспективный прогноз электроэнергии (мощности) энергосистемы ЯНАО на период 2014 - 2020 годов, соответствующий СиПР ЕЭС Российской Федерации на 2015 - 2021 годы.
Перспективный прогноз электроэнергии (мощности) приведен в таблице 30 (31).
Перспективный баланс электроэнергии ЭЭС ЯНАО
на период 2016 - 2020 годов (млн кВт·ч)
Таблица 30
Показатель
2016 год
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
1
2
3
4
5
6
Потребление - всего
11395
11648
11945
11950
11996
Выработка электростанций - всего
5867
5807
6007
6131
6270
Уренгойская ГРЭС
3068
3100
3131
3250
3386
Ноябрьская ПГЭ
718
718
718
718
718
ПЭС Надым
180
180
180
180
180
ПЭС Уренгой
121
121
121
121
121
ГТЭС Ямбургская
310
313
315
318
318
ГТЭС Харвутинская
21
21
21
21
21
ГТЭС Песцовая
35
43
44
46
49
ГТЭС Юрхаровского НГКМ
41
41
41
41
41
ГТЭС ООО "Новоуренгойский ГХК"
930
930
1050
1050
1050
ТЭС Полярная
180
180
180
180
180
Муниципальные электростанции г. Салехарда
263
160
206
206
206
Сальдо-переток ("+" дефицит - получение; "-" избыток - выдача)
5528
5841
5938
5819
5726
Перспективный баланс мощности ЭЭС ЯНАО
на период 2016 - 2020 годов, МВт
Таблица 31
Показатель
2016 год
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
1
2
3
4
5
6
Потребление мощности - всего
1570
1600
1620
1615
1620
Покрытие (установленная мощность) - всего
1040,4
1040,4
1040,4
1040,4
1040,4
Уренгойская ГРЭС
484
484
484
484
484
Ноябрьская ПГЭ
119,6
119,6
119,6
119,6
119,6
ПЭС Надым
24
24
24
24
24
ПЭС Уренгой
72
72
72
72
72
ГТЭС Ямбургская
112
112
112
112
112
ГТЭС Харвутинская
10
10
10
10
10
ГТЭС Песцовая
15
15
15
15
15
ГТЭС Юрхаровского НГКМ
8
8
8
8
8
ГТЭС ООО "НГХК"
120
120
120
120
120
ТЭС Полярная
24,5
24,5
24,5
24,5
24,5
Муниципальные электростанции г. Салехарда
51,3
51,3
51,3
51,3
51,3
Сальдо-переток ("+" дефицит - получение; "-" избыток - выдача)
529,6
559,6
579,6
574,6
579,6
Перспективный баланс электроэнергии (мощности) ЭЭС ЯНАО на период 2016 - 2020 годов характеризуется как дефицитный. Рост потребления ЭЭС ЯНАО планируется в основном за счет присоединения энергорайона г. Салехарда (до 85 МВт потребления электрической мощности в период до 2020 года) и ввода промышленного предприятия ООО "НГХК" (100,5 МВт). Данный рост электропотребления покрывается за счет ввода ГТЭС ООО "НГХК" и электростанций энергорайона г. Салехарда.
Таким образом, перспективный баланс электроэнергии (мощности) на период 2016 - 2020 годов сохранится дефицитным с небольшим увеличением сальдо перетоков из ЭЭС ХМАО.
4.6. Перечень планируемых к вводу электросетевых объектов.
На основании проведенных расчетов электрических режимов предложены мероприятия по электросетевому строительству/реконструкции, а также изменению режима работы объектов электрической сети 110 кВ и выше.
В качестве исходных данных для проведения анализа перспектив развития электрических сетей 110 кВ и выше ЭЭС ЯНАО на период 2016 - 2020 годов были использованы данные о развитии энергосистемы в соответствии с проектом СиПР ЕЭС Российской Федерации на 2015 - 2021 годы, а также мероприятия инвестиционных программ ОАО "ФСК ЕЭС" и ОАО "Тюменьэнерго", находящиеся в стадии реализации.
В таблице 32 приведен перечень мероприятий по развитию ЭЭС ЯНАО в 2015 году, который учитывался в качестве исходных данных при разработке СиПР ЯНАО на период 2016 - 2020 годов.
Перечень мероприятий по развитию энергосистемы ЯНАО
в 2015 году
Таблица 32
№ п/п
Наименование
Параметры
Год ввода
Основание для выполнения мероприятия
1
2
3
4
5
1.
Установка АТ № 4 220/110 кВ на ПС 500 кВ Муравленковская
125 МВА
2015
ликвидация перегрузок трансформаторов 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская при нормативных возмущениях в нормальной схеме
2.
Ввод ПС 220 кВ НГХК с питающей ВЛ 220 кВ Уренгой - НГХК I и II цепь
4 x 63 МВА, 2 x 35 км
2015
обеспечение технологического присоединения ООО "НГХК"
3.
Строительство ПС 220 кВ Салехард (Обдорск) с ВЛ 220 кВ Надым - Салехард (Обдорск)
2 x 125 МВА, 2 x 359 км
2015
присоединение технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем ЯНАО (г. Салехард) к ЕЭС Российской Федерации
4.
Строительство ПС 110 кВ Северное Сияние с питающими ВЛ 110 кВ
2 x 40 МВА 16 км
2015
присоединение технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем ЯНАО (г. Салехард) к ЕЭС Российской Федерации
5.
Строительство ПС 110 кВ Полярник с ВЛ 110 кВ
2 x 40 МВА 15 км
2015
присоединение технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем ЯНАО (г. Салехард) к ЕЭС Российской Федерации
6.
Строительство заходов ВЛ 110 кВ Кирпичная - Кристалл 1, 2 на ПС 220 кВ Арсенал с расширением ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Геолог
56,03 км
2015
технологическое присоединение новых потребителей Ноябрьского энергорайона
7.
Установка основных быстродействующих защит и оборудования ВЧ-обработки на ПС 500 кВ Тарко-Сале (для вновь образуемой ВЛ-110 "Тарко-Сале - Сигнал" (ВЛ-110 "Тарко-Сале - ПП Северный-4 (с отпайкой на ПС 110 кВ Тарасовская)
-
2015
выполнение требований релейной защиты и автоматики при включении в транзитный режим ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - Сигнал, ВЛ 110 кВ Сигнал - Северный-4 (с отпайкой на ПС 110 кВ Тарасовская)
При проведении расчетов перспективных электрических режимов в качестве исходных данных учитывались мероприятия по развитию электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы ЯНАО за период 2016 - 2020 годов, предусмотренные проектом СиПР ЕЭС Российской Федерации на 2015 - 2021 годы (таблица 33).
Перечень мероприятий по развитию ЭЭС ЯНАО
в период 2016 - 2020 годов
Таблица 33
N
Наименование
Параметры
Год ввода
Основание для выполнения мероприятия
1
2
3
4
5
1.
Строительство ПС 220 кВ Исконная с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Уренгой
2 x 125 МВА, 2 x 4 км
2018
обеспечение технологического присоединения потребителей в Северном энергорайоне (район ПС 220 кВ Уренгой)
2.
Строительство ВЛ 110 кВ Исконная - ПП Лимбя-Яха
2 x 10 км
2018
3.
Строительство ПС 220 кВ Ермак с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Мангазея
2 x 125 МВА, 2 x 80,3 км УШР 2 x 63 Мвар
2016
обеспечение технологического присоединения потребителей АО "Транснефть - Сибирь" и ОАО "Тюменнефтегаз"
4.
Строительство ПС 220 кВ Славянская с ВЛ 220 кВ Ермак - Славянская № 1, 2
2 x 25 МВА, 2 x 135 км
2016
При проведении расчетов перспективных электрических режимов в качестве исходной информации учитывалась информация о мероприятиях по развитию электрической сети 110 кВ и выше в рамках технологического присоединения новых потребителей (таблица 34).
Мероприятия по развитию электрической сети 110 кВ и выше в
рамках технологического присоединения новых потребителей
Таблица 34
№ п/п
Наименование
Параметры
Год ввода
Основное назначение
1
2
3
4
5
1
Ввод ПС 110 кВ НПС Уренгойская с ВЛ 110 кВ ПП Лимбя-Яха - НПС Уренгойская
2 x 40 МВА 2 x 70 км
2017
присоединение потребителей ЗАО "Ямалгазинвест"
2
Ввод ПС 110 кВ ПСП с ВЛ 110 кВ Кирпичная - ПСП и ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ ПСП до места врезки в ВЛ 110 кВ Кирпичная - Пур
2 x 25 МВА
2017
присоединение потребителей ЗАО "Ямалгазинвест"
3
Строительство одноцепного участка ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Таланга до точки врезки ВЛ 110 кВ Кирпичная - Пурпейская
6 км
2016
присоединение потребителей ЗАО "Ямалгазинвест" и ООО "НОВАТЭК - Таркосаленефтегаз"
4
Ввод ПС 110 кВ КНС-4 с питающими ВЛ 110 кВ до места врезки в ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - ПП Комсомольский-1, 2 <**>
-
2015
присоединение потребителей ООО "РН-Пурнефтегаз" <*>
5
Ввод ПС 110 кВ "КНС-1" с питающими ВЛ 110 кВ от ПС 220 кВ Вынгапур
-
2015
присоединение потребителей ОАО "Газпромнефть - Ноябрьскнефтегаз" <*>
6
Ввод ПС 110 кВ Ачимовская с питающими ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Буран
-
2017
присоединение потребителей ОАО "Арктикгаз" <*>
7
Замена трансформаторов 2 x 25 МВА на 2 x 40 МВА на ПС 110 кВ Вынгаяхинская
2 x 40 МВА
2015
технологическое присоединение новых потребителей Ноябрьского энергорайона
8
Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Кристалл - замена трансформатора 1Т мощностью 10 МВА на трансформатор мощностью 16 МВА
16 МВА
2015
технологическое присоединение новых потребителей Ноябрьского энергорайона
--------------------------------
Примечания.
<*> Мероприятия реализуются ООО "РН-Пурнефтегаз", ООО "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз" и ОАО "Арктикгаз".
<**> В случае отказа ООО "РН-Пурнефтегаз" от планов по строительству ПС 110 кВ КНС-4 рекомендуется рассмотреть возможность установки 3Т на ПС 110 кВ Барсуковская или установку собственных генерирующих мощностей ООО "РН-Пурнефтегаз". Итоговые мероприятия рекомендуется определить в рамках отдельного технико-экономического обоснования.
При анализе перспектив развития электроэнергетики ЯНАО учтено объединение на параллельную работу ЭЭС ЯНАО с Ванкорским промышленным участком (ВПУ) и расширением существующей Ванкорской ГТЭС до 350 МВт в 2018 году.
4.6.1. Мероприятия, реализация которых необходима для исключения схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений в Уренгойском энергорайоне и г. Новый Уренгой.
В период зимнего максимума 2014 года в случае аварийного отключения одного из двух АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Уренгой из нормальной схемы переток в контролируемом КС "Уренгой" превысил МДП (80 МВт), но не превысил АДП (140 МВт). Критерием определения МДП в КС "Уренгой" в схеме с отключенным одним АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Уренгой является недопущение превышения АДТН ВЛ 110 кВ Табъяха - Буран после аварийного отключения второго АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Уренгой (расчетный перегруз в указанной послеаварийной схеме составил 24%). Для исключения превышения МДП в указанной выше послеаварийной схеме требуется ввод ГАО в объеме 20 МВт.
Для увеличения МДП в КС "Уренгой" в схеме с отключенным одним АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Уренгой и исключения необходимости ввода ГАО необходимо и достаточно установки АОПО ВЛ 110 кВ Оленья - Табъяха.
Замена трансформаторов тока на ПС 110 кВ УГП-5В ВЛ 110 кВ УГП-5В - Буран.
При нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети в зимний период 2018 года, связанных с отключением 1 СШ-110 кВ ПС 220 кВ Уренгой, будет наблюдаться недопустимая токовая загрузка ВЛ 110 кВ УГП-5В - Буран, обусловленная низким значением длительно допустимого тока трансформатора тока ВЛ 110 кВ УГП-5В - Буран на ПС 110 кВ УГП-5В (200 А). Для ликвидации перегрузки ВЛ 110 кВ УГП-5В - Буран потребуется ввод ГАО в объеме до 7 МВт.
Рекомендуется произвести замену указанного трансформатора тока в 2018 году с увеличением номинального тока до 400 А.
4.6.2. Дополнительные рекомендации по организации противоаварийной автоматики.
Установка устройства автоматического ограничения перегрузки оборудования (АОПО) на транзите 110 кВ Янга-Яха - Кедр - Губкинская.
В период зимнего максимума 2014 года в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Вынгапур - Новогодняя (Вынгапур - Маяк) (в связи с труднопроходимой болотистой местностью) требовался ввод ГАО в объеме до 20 МВт по условию непревышения АДТН ВЛ 110 кВ Янга-Яха - Кедр на величину 50,6% в случае аварийного отключения ВЛ 110 кВ Вынгапур - Маяк (Вынгапур - Новогодняя). Для исключения ввода ГАО в ремонтной схеме достаточно установки АОПО ВЛ 110 кВ Янга-Яха - Кедр с действием на отключение нагрузки потребителей.
Установка устройства автоматического предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ) на Уренгойской ГРЭС и ПС 220 кВ Уренгой.
При нормативных возмущениях, связанных:
- с отключением трехфазного КЗ на ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС - Уренгой № 1 действием УРОВ не обеспечивается динамической устойчивости Уренгойской ГРЭС;
- с отключением трехфазного КЗ на ВЛ 220 кВ Уренгой - Пангоды в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Уренгой - Надым.
С целью обеспечения динамической устойчивости Уренгойской ГРЭС рекомендуется установка устройств АПНУ на Уренгойской ГРЭС и ПС 220 кВ Уренгой.
Выбор управляющих воздействий, а также уставки срабатывания предложенных устройств противоаварийной автоматики раздела 4.6.2 необходимо произвести в рамках проведения отдельных проектных изысканий.
4.6.3. Перечень планируемых к вводу электросетевых объектов.
В дополнение к мероприятиям, предусмотренным проектом СиПР ЕЭС Российской Федерации на 2015 - 2021 годы (таблицы 32 - 33), а также в рамках технологического присоединения потребителей (таблица 34), составлен перечень мероприятий по развитию электрической сети 110 кВ и выше, рекомендованных к реализации в период 2016 - 2020 годов (таблица 35).
Дополнительный перечень мероприятий к таблицам 32 - 34 по
развитию электрической сети 110 кВ и выше, рекомендованных
к вводу в период 2016 - 2020 годов
Таблица 35
№ п/п
Наименование мероприятия
Технические характеристики проекта
Год ввода объекта <1>
Основание для выполнения мероприятия
1
2
3
4
5
1.
Замена трансформаторов тока на ПС УГП-5В по ВЛ 110 кВ УГП-5В - Буран
-
2018
предотвращение необходимости ввода ГАО
2.
Установка АПНУ на Уренгойской ГРЭС и ПС 220 кВ Уренгой
-
2016
обеспечение динамической устойчивости Уренгойской ГРЭС
3.
Установка АОПО ВЛ 110 кВ Янга-Яха - Кедр на ПС 220 кВ Янга-Яха
-
2016
исключение необходимости ввода ГАО
4.
Замыкание в транзит ВЛ 110 кВ СП Барсуковский - ПП Комсомольский-1, 2 с включением СВ на ПП Комсомольский в нормальной схеме электрической сети. Установка основных быстродействующих защит на ПС 500 кВ Муравленковская ВЛ 110 кВ Муравленковская - СП Барсуковский-1, 2 и ПС 500 кВ Тарко-Сале ВЛ 110 кВ Тарко-Сале - ПП Комсомольский-1, 2 и организацией ВЧ-канала связи <2>
-
2016
снижение объемов ГАО в послеаварийных режимах в ремонтных схемах сети
5.
Установка АОПО на ВЛ 110 кВ Оленья - Табъяха с действием на отключение нагрузки
-
2016
исключение необходимости ввода ГАО
--------------------------------
Примечания.
<1> Сроки предложенных мероприятий могут быть скорректированы в соответствии с фактическими темпами роста нагрузки с учетом заключенных договоров на технологическое присоединение, а также с учетом нормативных сроков проектирования, строительства и финансирования мероприятий по развитию электроэнергетики на территории ЯНАО.
<2> Инвестиционной программой ОАО "Тюменьэнерго" также предусмотрена реконструкция ВЛ 110 кВ Муравленковская - СП Барсуковский-1, 2 с заменой провода на марку АС-150.
В дополнение к мероприятиям по развитию электроэнергетики на территории ЯНАО в период 2016 - 2020 годов в условиях прогноза электроэнергии (мощности), соответствующего проекту СиПР ЕЭС Российской Федерации на 2015 - 2021 годы, составлен перечень мероприятий, рекомендованных в случае роста нагрузок в энергосистеме ЯНАО в соответствии с альтернативным прогнозом электропотребления (мощности) (таблица 36).
Перечень мероприятий по развитию электроэнергетики на
территории ЯНАО в период 2016 - 2020 годов в условиях
альтернативного прогноза потребления электроэнергии
(мощности)
Таблица 36
№ п/п
Наименование мероприятия
Технические характеристики проекта
Год ввода объекта
Основание для выполнения мероприятия
1
2
3
4
5
1.
АОПО 3,4 АТ ПС 220 кВ Уренгой
-
2018
ликвидация недопустимых токовых перегрузок в послеаварийных режимах
2.
АОПО Исконная - Лимбя-яха-1, 2 на ПП Лимбя-яха
-
2018
ликвидация недопустимых токовых перегрузок в послеаварийных режимах
Примечание.
Место установки устройства АОПО необходимо выбрать с учетом технико-экономического сравнения вариантов. При этом необходимо учитывать обеспечение надежного контроля защищаемого элемента электрической сети и, возможно, реализацию ВЧ-канала для передачи управляющих воздействий.
В ходе анализа перспектив развития электроэнергетики на территории ЯНАО на период 2016 - 2020 годов в условиях альтернативного прогноза потребления электроэнергии (мощности) отмечается следующее:
- мероприятия по развитию электроэнергетики на территории ЯНАО, предусмотренные в рамках прогноза потребления электроэнергии (мощности), соответствующего проекту СиПР ЕЭС Российской Федерации на 2015 - 2021 годы, в целом обеспечивают возможность перспективного роста нагрузки, соответствующего альтернативному прогнозу с учетом строительства ВЛ 220 кВ Исконная - Ермак в 2020 году;
- отмечается усугубление ситуации в Уренгойском энергорайоне в случае подтверждения темпов роста нагрузки, соответствующего альтернативному прогнозу, что потребует сокращения сроков реализации мероприятий по капитальному строительству электросетевых объектов 110 кВ и выше данного энергорайона без изменения объемов вводимого основного электротехнического оборудования и ЛЭП.
4.7. Сводные данные по развитию электрической сети энергосистемы ЯНАО на период 2016 - 2020 годов.
В таблице 37 приведены сводные данные по развитию электрической сети 110 кВ и выше, на основании перечня планируемых к вводу электросетевых объектов. В данной таблице для каждого года приведены суммарные величины протяженности вводимых ЛЭП 110 кВ и выше, а также суммарная установленная мощность вновь вводимых трансформаторов (автотрансформаторов). Знак "-" означает отсутствие в данном году вводов трансформаторных мощностей или ЛЭП 110 кВ и выше.
Сводные данные по развитию электрической сети 110 кВ и выше
энергосистемы ЯНАО на период 2016 - 2020 годов
Таблица 37
Наименование
Единица измерения
2016 год
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
Всего (2016 - 2020 годы)
1
2
3
4
5
6
7
8
ВЛ 220 кВ
км
430,6
-
187,2
-
-
617,8
ВЛ 110 кВ
км
-
160,0
20,0
-
-
180,0
АТ 500/220 кВ
МВА
-
-
-
-
-
-
АТ 220/110 кВ
МВА
300,0
-
250,0
-
-
550,0
В таблице 38 приведены сводные данные по развитию электрических сетей ниже 110 кВ на период 2016 - 2020 годов ЭЭС ЯНАО.
Сводные данные по развитию электрических сетей ниже 110 кВ
на период 2016 - 2020 годов ЭЭС ЯНАО
Таблица 38
Наименование
Единица измерения
2016 год
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
Всего (2016 - 2020 годы)
1
2
3
4
5
6
7
8
Строительство/реконструкция ЛЭП
км
3,6
6,4
-
7,9
2,6
20,5
Строительство/реконструкция ПС/ТП
шт.
5
1
-
3
3
12
4.8. Потребность электростанций генерирующих компаний в топливе.
В таблице 39 приведены данные о перспективном потреблении топлива генерирующими компаниями, действующими на территории ЯНАО.
Данные о перспективном потреблении топлива на
электростанциях генерирующих компаний на территории ЯНАО
Таблица 39
Наименование генерирующей компании
Наименование электростанции
Вид топлива
Потребление (т у.т.)
2016 год
2017 год
2018 год
2019 год
2020 год
1
2
3
4
5
6
7
8
ОАО "ИНТЕР РАО - Электрогенерация"
Уренгойская ГРЭС
природный газ
790824
798482
815445
844709
878387
ООО "Интертехэлектро - Новая генерация"
Ноябрьская ПГЭ
природный газ
197152
197152
197152
197152
197152
ООО "Северная ПЛЭС"
ПЭС Надым
природный газ
76950
76950
76950
76950
76950
ОАО "Передвижная энергетика"
ПЭС Уренгой
природный газ
43180
43180
43180
43180
43180
4.9. Перечень планируемых новых объектов теплоснабжения, предусмотренных схемами теплоснабжения муниципальных районов и городских округов ЯНАО.
4.9.1. МО город Салехард.
Согласно схеме развития систем тепло-, электро-, водо-, газоснабжения и водоотведения МО город Салехард на период до 2020 года предусмотрены следующие мероприятия по развитию источников тепловой энергии:
- строительство ЦТП № 5 (13 Гкал/ч), ЦТП № 6 (15 Гкал/ч), ЦТП № 8 (31 Гкал/ч), ЦТП № 10 (9 Гкал/ч), ЦТП № 11 (1 Гкал/ч), ЦТП № 12 (38 Гкал/ч);
- строительство ЦТП № 13 (13 Гкал/ч) в центре нагрузок котельных N№ 13, 16;
- строительство пиковой котельной на площадке ГТЭС-1, 2 мощностью 100 Гкал/ч с установкой 5 котлов КВ-ГМ-23, 26-150 единичной производительностью 20 Гкал/ч;
- строительство тепломагистралей для подключения предлагаемых ЦТП к энергетическим комплексам ГТЭС-3 с планируемой к строительству "Пиковой котельной ГТЭС-1, 2";
- реконструкция котельной МБК с оснащением ее резервным топливом и использование в качестве резервного источника для потребителей многопрофильного больничного комплекса;
- реконструкция котельной № 35 с увеличением установленной мощности до 54,4 Гкал/ч для теплоснабжения планируемой застройки правого берега р. Шайтанки со строительством тепломагистралей в эту зону;
- строительство "Котельной А" в районе ДЭС-2 установленной мощностью 71 Гкал/ч для теплоснабжения перспективной застройки общественно-деловой зоны правого берега р. Шайтанка;
- строительство ЦТП-А1 (7 Гкал/ч), ЦТП-А2 (7 Гкал/ч), ЦТП-А3 (26 Гкал/ч), ЦТП-А4 (26 Гкал/ч) в перспективной зоне теплоснабжения "Котельной А";
- реконструкция котельной № 25 с учетом перевода на газ;
- реконструкция "Пиковой котельной ДЭС-1" с увеличением установленной тепловой мощности до 25,8 Гкал/ч.
4.9.2. МО город Новый Уренгой.
Согласно схеме теплоснабжения МО город Новый Уренгой на 2014 год и на перспективу до 2028 года предусмотрены следующие мероприятия по развитию источников тепловой энергии:
- техническое перевооружение котельной № 3 (строительство котельной № 3-2 мощностью 69,78 Гкал/ч, техническое перевооружение котельной № 3-1);
- техническое перевооружение котельной № 4 с увеличением мощности блока № 4/2 до 80 Гкал/ч (93,04 МВт);
- модернизация и техническое перевооружение котельной № 1;
- реконструкция и техническое перевооружение котельной № 2;
- реконструкция и техническое перевооружение котельной № 15.
4.9.3. МО город Ноябрьск.
Согласно схеме теплоснабжения МО город Ноябрьск на 2012 - 2027 годы предусмотрены следующие мероприятия по развитию источников тепловой энергии:
- строительство газовой автоматизированной котельной в мкр. "10", установленной мощностью до 35 МВт, с возможностью последующего расширения до 125 МВт;
- строительство газовой автономной котельной в Западном районе в мкр. "IГ", с установленной мощностью 50 МВт, с возможностью последующего расширения до 550 МВт;
- строительство блочно-модульной котельной комплексов "Озерный-1" и "Озерный-2", установленной мощностью до 10 МВт, с замещением мощностей ЦТП-28, 29;
- строительство блочно-модульной котельной на водозаборе, с установленной мощностью до 2 МВт;
- строительство автономного источника теплоснабжения объектов ОАО "Комбинат общественного питания" - блочно-модульной котельной установки (БМКУ) мощностью 2 МВт;
- строительство автономного источника теплоснабжения объектов МУП "СХК "Ноябрьский" и жилого поселка "Северная Нива" - блочно-модульной котельной установки (БМКУ) мощностью 4,5 МВт;
- строительство блочно-модульной котельной, промзона, панель № XI, мощностью 7,2 МВт (6,2 Гкал/ч);
- подключение БМК-6, БМК-7, БМК-8 как резервных источников теплоснабжения п. МК-87, п. МК-15, п. СМП-329, п. АТХ Геология;
- автоматизация котельной КВГМ - 100 (котлы 2-5) с реконструкцией газовой обвязки и оборудования согласно требованиям норм и правил;
- обустройство системы оборотного водоснабжения в котельной КВГМ-100;
- перевод резервуаров хранения аварийного запаса нефти для котельных КВГМ-100 и ДЕ-16/14 на дизельное топливо с предварительными техосвидетельствованием и ревизионно-восстановительными работами;
- реконструкция оборудования поселковой котельной УТДС (замена котлов и оборудования, отработавших нормативный срок службы);
- замена котлов и оборудования, отработавших нормативный срок службы котельных п. НГДУ ХН, п. СУ-17, п. НГД, п. СУ-952 в соответствии с требованиями по технической безопасности и правилам эксплуатации;
- установка приборов (узлов) учета расходов газа, отпуска тепловой энергии на котельных и ЦТП;
- проектирование и замена ГРУ ДЕ-16 котельной № 1, мкр. Вынгапуровский;
- модернизация системы автоматики ДЕ-16 котельной № 1 (в т.ч. ПИР), мкр. Вынгапуровский;
- установка частотных преобразователей на насосное оборудование котельной № 1, мкр. Вынгапуровский;
- замена отработавшего нормативный срок аварийного источника электроснабжения котельной № 1, мкр. Вынгапуровский;
- установка приборов учета потребления энергоресурсов в котельных № 1, 2, мкр. Вынгапуровский;
- реконструкция котельной № 1: перевод парового котла ДЕ-16 на водогрейный режим с заменой атмосферных деаэраторов на вакуумные, мкр. Вынгапуровский;
- капитальный ремонт здания котельной станции Ноябрьск-1;
- режимная наладка системы аварийной подачи топлива на котельной станции Ноябрьск-1;
- модернизация и техническое перевооружение котельной станции Ноябрьск-1 (перевод котельного оборудования на водогрейный режим, замена котлов).
4.9.4. МО город Губкинский.
Согласно схеме теплоснабжения МО город Губкинский на 2014 год и на перспективу до 2028 года предусмотрены следующие мероприятия по развитию источников тепловой энергии:
- строительство 5 автономных блочно-модульных котельных общей установленной мощностью 23,3 Гкал/ч;
- реконструкция городской котельной (установленная тепловая мощность 36 Гкал/ч);
- реконструкция общеузловой котельной (установленная тепловая мощность 112 Гкал/ч).
4.9.5. МО город Муравленко.
Программой комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры МО город Муравленко на период 2015 - 2019 годов предусмотрены следующие мероприятия по развитию теплосетевого хозяйства:
- реконструкция котельного оборудования, системы газопотребления и АСУ ТП котельных: Центральной, N№ 3, 4, 5, КОС, ВОС;
- реконструкция 10 Центральных Тепловых Пунктов (ЦТП);
- строительство новых ЦТП в микрорайонах № 5, 8, Студгородка и реализация проектов реконструкции сетей ТВС соответствующих микрорайонов;
- строительство тепловых сетей на период с 2015 по 2025 годы;
- установка общедомовых приборов учета тепловой энергии.
4.9.6. МО город Лабытнанги.
Согласно схеме теплоснабжения МО город Лабытнанги на 2014 год и на перспективу до 2028 года предусмотрены следующие мероприятия по развитию источников тепловой энергии:
- реконструкция котельной № 8 с увеличением мощности до 36,5 Гкал/ч;
- реконструкция котельной № 11 с увеличением мощности до 12,04 Гкал/ч;
- реконструкция котельной № 14 с увеличением мощности до 12,36 Гкал/ч;
- строительство котельной № 13 с установленной тепловой мощностью 17,2 Гкал/ч.
4.9.7. МО Красноселькупский район.
Согласно схеме теплоснабжения муниципальных образований Красноселькупского района на 2014 год и на перспективу до 2028 года предусмотрены следующие мероприятия по развитию источников тепловой энергии:
- строительство и ввод в эксплуатацию 2 очереди котельной № 5 "Термаль-26 МВт", установленной тепловой мощностью 11 МВт (9,46 Гкал/ч), в с. Красноселькуп;
- строительство газопоршневой электростанции (ГПЭС), установленной электрической мощностью 8 МВт и тепловой мощностью 4,424 Гкал/ч, в с. Красноселькуп;
- реконструкция котельной № 5 "Термаль" в с. Красноселькуп;
- техническое перевооружение котельной № 4 "Октан";
- ввод в эксплуатацию котельной № 2 "Октан", установленной тепловой мощностью 15 МВт (12,90 Гкал/ч), в сельском поселении Толькинское;
- строительство газопоршневой электростанции (ГПЭС), установленной электрической мощностью 4 МВт и тепловой мощностью 2,212 Гкал/ч, в сельском поселении Толькинское;
- строительство и ввод в эксплуатацию новой котельной № 1 установленной тепловой мощностью 15 МВт (12,90 Гкал/ч) в сельском поселении Толькинское;
- техническое перевооружение котельной № 2 "Октан";
- увеличение суммарной установленной тепловой мощности существующей дизельной котельной с 1,4 МВт до 3,0 МВт в с. Ратта.
4.9.8. МО Надымский район.
Согласно схеме теплоснабжения муниципальных образований Надымского района на 2014 год и на перспективу до 2028 года предусмотрены следующие мероприятия по развитию источников тепловой энергии:
- строительство и ввод в эксплуатацию новой водогрейной котельной 60 МВт (51,6 Гкал/ч), предназначенной для теплоснабжения 13 и 15 микрорайонов со схемой выдачи тепловой мощности в г. Надыме;
- увеличение установленной тепловой мощности общегородской котельной № 2 на 42,114 Гкал/ч для выдачи в тепловую сеть г. Надыма;
- увеличение установленной тепловой мощности общегородской котельной № 2 за счет установки дополнительного водогрейного котла 30 МВт (25,8 Гкал/ч) в г. Надыме;
- техническое перевооружение котельной КОС с заменой основного и вспомогательного технологического оборудования в г. Надыме;
- техническое перевооружение котельной Правобережный с заменой основного и вспомогательного технологического оборудования в г. Надыме;
- техническое перевооружение котельных поселков СУ-934, СМУ-1, АТБ-6 № 1, АТБ-6 № 2, МО-65 с заменой основного и вспомогательного технологического оборудования в связи с истечением сроков службы или выработки ресурса в г. Надыме;
- реконструкция котельных N№ 1, 2, 3, 4 (АБА), 11 "ФЖК" в п.г.т. Пангоды.
4.9.9. МО Шурышкарский район.
Согласно схеме теплоснабжения муниципальных образований Шурышкарского района на 2014 год и на перспективу до 2028 года предусмотрены следующие мероприятия по развитию источников тепловой энергии:
- строительство источников тепловой энергии (котельная № 1, с установленной тепловой мощностью 18,04 Гкал/ч) в сельском поселении Мужевское;
- строительство котельной в с. Восяхово, установленной тепловой мощностью 5,16 Гкал/ч;
- увеличение тепловой мощности котельной № 8 до 14,96 Гкал/час для теплоснабжения южной части сельского поселения Мужевское, за счет ввода в работу дополнительного блока мощностью 5,16 Гкал/ч;
- строительство источника тепловой энергии (котельная, с установленной тепловой мощностью 7,74 Гкал/ч) в с. Шурышкары;
- строительство источников тепловой энергии (котельная, с установленной тепловой мощностью 5,16 Гкал/ч) в с. Лопхари;
- строительство источников тепловой энергии (котельная с. Азовы, с установленной тепловой мощностью 5,16 Гкал/ч).
4.9.10. МО Тазовский район.
Согласно схеме теплоснабжения муниципальных образований Тазовского района на 2014 год и на перспективу до 2028 года предусмотрены следующие мероприятия по развитию источников тепловой энергии:
- строительство и ввод в эксплуатацию новой котельной, установленной тепловой мощностью 20 МВт (17,197 Гкал/ч), в с. Газ-Сале;
- реконструкция котельной № 3 "Новая" с заменой существующих сетевых насосов К 200-150-315 на более высоконапорные с установкой преобразователей частоты и увеличением пропускной способности внутреннего тракта сетевой воды, строительством нового распределительного коллектора на выходе из котельной в с. Антипаюта;
- техническое перевооружение котельной № 3 "Новая" в с. Антипаюта;
- строительство распределительного коллектора РК1 на выводе из новой котельной № 1 (6,5 МВт) в с. Антипаюта;
- строительство и ввод в эксплуатацию новой водогрейной котельной, установленной тепловой мощностью 15 МВт (12,898 Гкал/ч), с замещением тепловой мощности существующих котельных № 1 и № 2 в с. Гыда;
- строительство новой газопоршневой электростанции (ГПЭ) со схемой выдачи электрической мощности (электрическая мощность 4,0 МВт, тепловая мощность 2,212 Гкал/ч) в с. Гыда;
- техническое перевооружение котельных № 1 и № 2 в с. Гыда;
- строительство распределительного коллектора РК-1 тепловых сетей на выводе из новой котельной (15,0 МВт) в с. Гыда.
4.9.11. МО Пуровский район.
Согласно схеме теплоснабжения муниципальных образований Пуровского района на 2014 года и на перспективу до 2028 года предусмотрены следующие мероприятия по развитию источников тепловой энергии:
- строительство блочно-модульной котельной мощностью 5,0 МВт (4,3 Гкал/ч) в с. Сывдарма;
- строительство 2-го блока котельной № 3 п. Пуровск (2 котла КВСА-2,0 мощностью 1,72 Гкал/ч каждый) в целях устранения дефицита мощности и обеспечения перспективной тепловой нагрузки потребителей;
- строительство новой котельной в районе котельной № 2 с объединением зон действия выводимых из эксплуатации котельных № 1 и № 2 в п. Пурпе;
- строительство новой котельной в районе артезианских скважин по ул. Аэродромная с объединением зон действия выводимых из эксплуатации котельных № 3 и № 4 в п. Пурпе;
- строительство новой котельной в п. Пурпе с объединением зон действия выводимых из эксплуатации котельных № 6 и № 8;
- строительство новой блочно-модульной котельной в районе котельной № 9 в п. Пурпе.
- строительство новой котельной в мкр. Ямальский-2 в п. Пурпе;
- увеличение мощности новой котельной в районе котельной № 2 на 4 Гкал/ч в п. Пурпе;
- установка новых водогрейных котлов мощностью 10 Гкал/ч (3 ед.) и 5 Гкал/ч (2 ед.) в п. Ханымей;
- строительство блочно-модульной котельной на территории базы отдыха мощностью 3,0 Гкал/ч в д. Харампур.
4.9.12. МО Приуральский район.
Программой комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры МО Приуральский район на период 2015 - 2019 годов предусмотрены следующие мероприятия по развитию теплосетевого хозяйства:
- строительство автоматизированной блочной котельной п. Горнокнязевск, установленной мощностью 0,5 МВт (0,43 Гкал/ч), располагаемой в районе компактно сгруппированной общественной застройки населенного пункта;
- модернизация котельной № 2 с. Аксарка с заменой котла КИМАК на новый в связи с истечением срока службы;
- техническое перевооружение котельной № 1 с. Аксарка с монтажом дополнительного котла ТТ-100-6500, установленной мощностью 6,5 МВт, в т.ч. строительство здания (пристроя) в капитальном исполнении, сооружение трубопроводов и пусконаладочные работы;
- модернизация котельной № 1 с. Аксарка с заменой котлов КИМАК на новые;
- модернизация котельной № 5 с. Аксарка с заменой котлов ВК-22 на новые в связи с истечением срока службы;
- строительство котельной с. Белоярск, установленной мощностью 17,5 Гкал/ч, располагаемой на севере территории населенного пункта в коммунально-складской зоне;
- строительство блочно-модульной котельной общественной застройки д. Лаборовая, установленной мощностью 2,1 Гкал/ч, располагаемой в центре территории населенного пункта вблизи компактно сгруппированной общественной застройки;
- строительство блочно-модульной котельной п. Щучье, установленной мощностью 2,58 Гкал/ч, расположенной на территории существующего источника;
- монтаж блочной котельной мощностью 9,0 МВт (7,74 Гкал/ч) в с. Катравож;
- сокращение излишней мощности районной котельной, за счет вывода из эксплуатации котлов, выработавших ресурс, на районной котельной (ДКВР 20/14, ДЭ 25/14) в п.г.т. Харп;
- замена 3 водогрейных котлов ПТВМ-30 по сроку эксплуатации на современные котлы, общей мощностью 105 Гкал/ч в п.г.т. Харп;
- замена ВПУ на меньшую по производительности в связи с исчерпанием срока службы (производительность 20 т/ч) в п.г.т. Харп.
4.10. Предложения по переводу на парогазовый цикл с увеличением мощности действующих котельных.
В настоящее время комбинированная выработка тепловой и электрической энергии осуществляется на следующих электростанциях энергосистемы ЯНАО: Уренгойская ГРЭС (установленная тепловая мощность 410 Гкал/час, осуществляет теплоснабжение микрорайона Лимбяяха г. Новый Уренгой), Ноябрьская ПГЭ (установленная тепловая мощность 95 Гкал/час, тепловая энергия ООО "Ноябрьская ПГЭ" сторонним потребителям МО г. Ноябрьск не отпускается), ТЭС п.г.т. Харп (осуществляет теплоснабжение п.г.т. Харп), ГПЭС с. Аксарка (осуществляет теплоснабжение с. Аксарка).
Газотурбинные электростанции нефтяных и газовых месторождений имеют возможность получения тепла на котлах-утилизаторах в комбинированном цикле. На данный момент вся получаемая тепловая энергия с котлов-утилизаторов обеспечивает инфраструктуру месторождений. По причине удаленности ГТЭС от основных потребителей тепловой энергии (коммунальные сети муниципальных образований) возможность снабжения теплом от данных ГТЭС муниципальных образований отсутствует.
На ГТЭ-24, ГТГ-3, ГТГ-4 г. Лабытнанги существует возможность выработки тепла в комбинированном цикле на котлах-утилизаторах станций. Для того чтобы станции г. Лабытнанги могли снабжать город тепловой энергией, необходимо разработать проект выделения тепла в сети теплоснабжения города.
Теплофикационная мощность ООО "Ноябрьская ПГЭ" в случае реконструкции может использоваться для нужд централизованного теплоснабжения г. Ноябрьска. При разработке схемы теплоснабжения г. Ноябрьска рекомендуется учесть возможность отбора тепловой мощности с Ноябрьской ПГЭ в систему теплоснабжения города.
Схема размещения объектов электроэнергетики Ямало-Ненецкого автономного округа.
Схема размещения объектов электроэнергетики ЯНАО представлена в виде карты-схемы, на которую нанесены:
- действующие по состоянию на 01 января 2014 года электрические станции мощностью более 5 МВт;
- действующие по состоянию на 01 января 2014 года электрические сети 110 кВ и выше;
- электрические станции, электрические сети 110 кВ и выше, ввод которых запланирован в период до 2016 года, с выделением соответствующими условными обозначениями;
- электрические станции, электрические сети 110 кВ и выше, ввод которых запланирован в период 2016 - 2020 годов, с выделением соответствующими условными обозначениями.
------------------------------------------------------------------