Постановление Губернатора Ямало-Ненецкого автономного округа от 28.04.2016 № 82-ПГ

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. Третий 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 ЯНАО энергетических ресурсов вывозятся 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

за 2010 – 2014 годы (т у.т.)

Схема 16. Структура потребления вторичных энергоресурсов в ЯНАО

за 2010 – 2014 годы (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.

Контроль перетоков мощности в ЯНАО осуществляется по контролируемому сечению «ЯНАО», состоящему из следующих ВЛ 220 и 500 кВ:

- ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-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.

Допустимые перетоки в сечении ЯНАО.

Нормальная схема:

- МДП без ПА – 1950 МВт (независимо от температуры воздуха);

- МДП с ПА – 1950 + 0,96‡Vув (независимо от температуры воздуха);

- АДП – 2250 МВт (независимо от температуры воздуха).

Критерии определения (согласно указанным выше допустимым перетокам):

- МДП без ПА: 10% U в ПАР ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 – Холмогорская (ВЛ 500 кВ Кирилловская – Холмогорская);

- МДП с ПА: МДП без ПА с учетом УВ ЦСПА в Ноябрьском энергорайоне, но не выше чем 15% U исходная схема;

- АДП: 10% U исходная схема.

Ремонтная схема (отключена ВЛ 500 кВ Кирилловская – Холмогорская или ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 – Холмогорская) – рассматривается в летний и зимний периоды (ВЛ 500 кВ расположены в труднодоступной заболоченной местности, некоторые ремонты могут проводиться только в зимний период времени):

- МДП без ПА – 1100 МВт / 980 МВт (при t = -5°С / при t = +25°С);

- МДП с ПА – 1100 + 0,96‡Vув⁴d1900 / 980 + 0,96‡Vувd1900 (при t = -5°С / при t = +25°С);

- АДП – 1950 МВт (независимо от температуры воздуха).

Критерии определения (согласно указанным выше допустимым перетокам):

- МДП без ПА: АДТН ВЛ 220 кВ Варьеган – Северный Варьеган ПАР ВЛ 500 кВ СГРЭС1 – Холмогорская (ВЛ 500 кВ Кирилловская – Холмогорская) / АДТН ВЛ 220 кВ Кирилловская – Когалым ПАР ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 – Холмогорская (ВЛ 500 кВ Кирилловская – Холмогорская) (при t = -5°С / при t = +25°С);

- МДП с ПА: МДП без ПА + УВ ЦСПА в Ноябрьском энергорайоне, но не выше чем 15% U исходная схема;

- АДП: 10% U исходная схема.

Послеаварийная схема из ремонтной (отключены ВЛ 500 кВ Кирилловская – Холмогорская и ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 – Холмогорская):

В указанной схемно-режимной ситуации при управлении режимом, с целью наиболее точного учета пропускной способности элементов сети, осуществляется переход на контроль двух частичных сечений: «Когалым» и «Нижневартовск».

Контроль по частичному сечению «Когалым» (состоит из ВЛ 220 кВ Кирилловская – Холмогорская и ВЛ 220 кВ Кирилловская – Когалым, замер мощности на ПС 500 кВ Кирилловская, положительное направление мощности – от шин):

- МДП (при t = -5°С) d 695 МВт

- МДП (при t = +25°С) d 520 МВт;

- АДП – 695 МВт / 520 МВт (при t = -5°С / при t = +25°С).

Критерии определения (согласно указанным выше допустимым перетокам):

- МДП: АДТН ВЛ 220 кВ Кирилловская – Когалым ПАР ВЛ 220 кВ Кирилловская – Холмогорская, но не выше, чем ДДТН ВЛ 220 кВ Кирилловская – Когалым;

- АДП: ДДТН ВЛ 220 кВ Кирилловская – Когалым.

Контроль по частичному сечению «Нижневартовск» (состоит из ВЛ 220 кВ Вынгапур – Северный Варьеган и ВЛ 220 кВ Вынгапур – Зима, замер мощности на ПС 220 кВ Вынгапур, положительное направление мощности – к шинам):

- МДП d 380 (независимо от температуры воздуха);

- АДП = 380 МВт (независимо от температуры воздуха).

Критерии определения (согласно указанным выше допустимым перетокам):

- МДП: АДТН ВЛ 220 кВ Варьеган – С. Варьеган в ПАР ВЛ 220 кВ Вынгапур – Зима, но не выше чем ДДТН ВЛ 220 кВ Варьеган – С. Варьеган;

- АДП: ДДТН ВЛ 220 кВ Варьеган – С. Варьеган.

Оценка балансовой ситуации в энергосистеме ЯНАО в 2015 году приведена в пункте 2.11 раздела II.

По результатам анализа текущего состояния ЭЭС ЯНАО на зимний и летний максимумы нагрузки потребителей 2015 года выявлено следующее.

В нормальной схеме сети токовая загрузка оборудования и уровни напряжения находятся в допустимых пределах.

В отличных от нормальной схемах выявлено:

- превышение МДП в сечении «ЯНАО» в послеаварийных схемах;

- превышение допустимой токовой нагрузки (ДТН) автотрансформаторов 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская при нормативных возмущениях в ремонтных схемах электрической сети;

- превышение ДТН ЛЭП транзита 110 кВ Янга-Яха – Кедр – Губкинский при нормативных возмущениях в ремонтных схемах электрической сети в районе ПС 220 кВ Вынгапур;

- превышение ДТН ВЛ 110 кВ Оленья – Табьяха при нормативных возмущениях в ремонтных схемах электрической сети в районе ПС 220 кВ Уренгой;

- нарушение динамической устойчивости генераторов Уренгойской ГРЭС при нормативных возмущениях в нормальной и ремонтных схемах электрической сети.

КС «ЯНАО».

В период зимнего максимума 2015 года:

При единичных отключениях из нормальной схемы ввод ГАО не требуется, параметры режима не превышают допустимых значений.

В случае аварийного отключения ВЛ 500 кВ Кирилловская – Холмогорская в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 – Холмогорская или наоборот (ремонт выполняется при полном составе генерирующего оборудования Уренгойской ГРЭС и Ноябрьской ПГЭ) параметры электроэнергетического режима в послеаварийном режиме находятся в области допустимых значений.

В послеаварийной схеме из ремонтной контроль перетока в КС «ЯНАО» осуществляется по двум частичным сечениям: «Когалым» (ВЛ 220 кВ Кирилловская – Когалым и ВЛ 220 кВ Кирилловская – Холмогорская) и «Нижневартовск» (ВЛ 220 кВ Вынгапур – Зима и ВЛ 220 кВ Вынгапур – Северный Варьеган).

В схеме с отключенными двумя ВЛ 500 кВ из состава КС «ЯНАО» фактический переток превысит МДП как в частичном сечении «Когалым», так и в частичном сечении Нижневартовск, но не превысит АДП в этих сечениях.

Расчетные МДП/АДП в частичном сечении «Когалым» – 505 МВт/695 МВт, при фактическом перетоке – 570 МВт.

Для исключения превышения МДП в частичном сечении «Когалым» требуется ввод ГАО в объеме до 120 МВт (эффективность: 10 МВт ГВО – снижает переток в сечении на 5,5 МВт).

Расчетные МДП/АДП в частичном сечении «Нижневартовск» – 206 МВт/ 380 МВт, при фактическом перетоке – 285 МВт.

Для исключения превышения МДП в частичном сечении Нижневартовск требуется ввод ГАО в объеме до 225 МВт (эффективность: 10 МВт ГВО – снижает переток в сечении на 3,5 МВт).

В связи с тем, что для разгрузки как частичного сечения Когалым, так и частичного сечения «Нижневартовск» для ввода ГАО требуется отключение потребителей в одном районе (Ноябрьском), необходимый объем ГАО, который обеспечит непревышение МДП как в частичном сечении Когалым, так и в частичном сечении Нижневартовск, составит величину до 225 МВт.

Для увеличения МДП в частичном сечении «Когалым» и для исключения необходимости ввода ГВО в зимний максимум нагрузок целесообразно на ПС 500 кВ Кирилловская установить АОПО на ВЛ 220 кВ Кирилловская – Холмогорская, ВЛ 220 кВ Кирилловская – Когалым с действием на ОН в Ноябрьском энергорайоне (дополнительных каналов УПАСК выполнять не требуется).

Для увеличения МДП в частичномсечении «Нижневартовск» и для исключения необходимости ввода ГВО:

I вариант – целесообразно установить АОПО на ВЛ 220 кВ Варьеган – Северный Варьеган с действием на ОН в Ноябрьском энергорайоне (требуется выполнение каналов УПАСК);

II вариант – целесообразно увеличить пропускную способность ВЛ 220 кВ путем замены оборудования ПС, ограничивающего допустимую токовую нагрузку ВЛ:

- ВЛ 220 кВ Варьеган – Северный Варьеган (токоограничивающий элемент по информации собственника – ТТ на ПС 220 кВ Северный Варьеган);

- ВЛ 220 кВ Вынгапур – Северный Варьеган (токоограничивающий элемент по информации собственника – ТТ на ПС 220 кВ Северный Варьеган и ТТ на ПС 220 кВ Вынгапур);

- ВЛ 220 кВ Вынгапур – Зима (токоограничивающий элемент по информации собственника – ТТ на ПС 220 кВ Вынгапур).

Для определения варианта целесообразнопроведение технико-экономического сравнения в рамках отдельной проработки.

В период летнего максимума 2015 года:

При единичных отключениях из нормальной схемы ввод ГВО не требуется, параметры режима не превышают допустимых значений.

В случае аварийного отключения ВЛ 500 кВ Кирилловская – Холмогорская в схеме ремонта ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 – Холмогорская параметры электроэнергетического режима в послеаварийном режиме находятся в области допустимых значений.

В послеаварийной схеме из ремонтной контроль перетока в КС «ЯНАО» осуществляется по двум частичным сечениям: «Когалым» (ВЛ 220 кВ Кирилловская – Когалым и ВЛ 220 кВ Кирилловская – Холмогорская) и «Нижневартовск» (ВЛ 220 кВ Вынгапур – Зима и ВЛ 220 кВ Вынгапур – Северный Варьеган).

В схеме с отключенными двумя ВЛ 500 кВ из состава КС «ЯНАО» фактический переток:

- в частичном сечении Когалым превысит МДП, но не превысит АДП.

- в частичном сечении Нижневартовск не превысит МДП;

Расчетные МДП/АДП в частичном сечении «Когалым» – 400 МВт/520 МВт, при фактическом перетоке – 416 МВт.

Для исключения превышения МДП в частичном сечении «Когалым» требуется ввод ГАО в объеме до 30 МВт (эффективность: 10 МВт ГВО – снижает переток на 5,5 МВт).

Расчетные МДП/АДП в частичном сечении «Нижневартовск» – 202 МВт/ 380 МВт, при фактическом перетоке – 196 МВт.

Для увеличения МДП в частичном сечении «Когалым» и для исключения необходимости ввода ГВО в летний максимум нагрузок целесообразно на                 ПС 500 кВ Кирилловская установить АОПО на ВЛ 220 кВ Кирилловская – Холмогорская, ВЛ 220 кВ Кирилловская – Когалым с действием на ОН в Ноябрьском энергорайоне (дополнительных каналов УПАСК выполнять не требуется).

Для исключения необходимости ввода ГВО в схеме с отключенными двумя ВЛ 500 кВ, входящими в состав КС «ЯНАО», на основании анализа фактического потребления Ноябрьского и Северного энергорайонов, выполненного за отчетный период (2015 год), вывод в ремонт одной из ВЛ 500 кВ из состава КС «ЯНАО» рекомендуется выполнять в наиболее благоприятный период (в период с середины июля до середины августа), при выполнении следующих условий:

- температура наружного воздуха ниже +25°С;

- потреблении «за сечением«ЯНАО» не более 1400 МВт;

- полный состав генерирующего оборудования Уренгойской ГРЭС и Ноябрьской ПГЭ (не допускается совмещение ремонта ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 – Холмогорская или ВЛ 500 кВ Кирилловская – Холмогорская с ремонтами генерирующего оборудования Уренгойской ГРЭС и Ноябрьской ПГЭ).

Выполнение ремонта ВЛ 500 кВ только в указанный выше наиболее благоприятный период невозможно по причине прохождения трасс ЛЭП в труднодоступной, заболоченной местности (подъезд спецтехники возможно организовать только при промерзании грунта в период с ноября по апрель).

Для выполнения ремонта указанных ВЛ фактически проводится работа по согласованию с собственником возможности перегрузки ТТ в сечении «Нижневартовск» на время реализации ГАО в ПАР (перегруз оборудования на 20% до 20 минут), что увеличивает МДП при отключенных двух ВЛ 500 кВ из состава сечения «ЯНАО».

С учетом согласования собственником возможности перегрузки ТТ в сечении «Нижневартовск» на время реализации ГАО в ПАР (до 20 минут), наиболее благоприятным периодом для проведения ремонтов при обеспечении возможности подъезда спецтехники к ЛЭП при промерзшем грунте являются периоды: ноябрь и март.

Таким образом, по результатм рассмотрения режимов работы с учетом контролируемого сечения «ЯНАО» можно сделать следующие выводы:

1. Для увеличения МДП в частичном сечении «Когалым» и исключения необходимости ввода ГАО (до 120 в зимний максимум нагрузок, до 30 в летний максимум нагрузок), на ПС 500 кВ Кирилловская целесообразна установка АОПО на ВЛ 220 кВ Кирилловская – Холмогорская, ВЛ 220 кВ Кирилловская – Когалым с действием на ОН в Ноябрьском энергорайоне (дополнительных каналов УПАСК выполнять не требуется).

2. Для увеличения МДП в частичном сечении «Нижневартовск» и исключения необходимости ввода ГАО (до 225 в зимний максимум нагрузок), на ПС 220 кВ Варьеган целесообразна установка АОПО на ВЛ 220 кВ Варьеган – Северный Варьеган с действием на ОН в Ноябрьском энергорайоне.

3. В качестве альтернативного варианта увеличения МДП в частичном сечении «Нижневартовск» и исключения необходимости ввода ГАО (до 225 МВт в зимний максимум нагрузок) целесообразно рассмотреть увеличение пропускной способности ВЛ 220 кВ Варьеган – Северный Варьеган, ВЛ 220 кВ Вынгапур – Северный Варьеган и ВЛ 220 кВ Вынгапур – Зима путем замены оборудования ПС (трансформаторов тока), ограничивающего допустимую токовую                               нагрузку ВЛ.

4. При выполнении ремонтов в наиболее благоприятный период, с учетом согласования собственником возможности перегруза ТТ в сечении «Нижневартовск» на время реализации ГАО в ПАР (до 20 минут) ввод ГАО в ремонтной схеме не требуется.

Транзит 110 кВ Янга-Яха – Кедр – Губкинская – Новогодняя – Вынгапур.

В период зимнего максимума 2015 года:

При единичных отключениях из нормальной схемы (в случае аварийного отключения ВЛ 110 кВ Вынгапур – Маяк (ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя) из нормальной схемы) существует риск ввода ГАО в послеаварийной схеме в объеме 20 МВт в связи с возможным превышением АДТН ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр (АДТН при t = -5°С – 600 А, расчетная перегрузка 21%) в случае следующего нормативного возмущения – аварийного отключения ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя (ВЛ 110 кВ Вынгапур – Маяк).

В связи с тем, что ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя и ВЛ 110 кВ Вынгапур – Маяк преимущественно расположены в заболоченной и труднодоступной местности, некоторые ремонты этих ВЛ возможны только в зимний период.

В схеме, складывающейся при наложении аварийного отключения                        ВЛ 110 кВ Вынгапур – Маяк (ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя), на ремонт               ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя (ВЛ 110 кВ Вынгапур – Маяк) суммарный объем ГАО может составить 35 МВт.

Для исключения ввода ГАО в схеме, складывающейся после единичного нормативного возмущения в ремонтной схеме, целесообразно рассмотреть возможность строительства ВЛ 110 кВ ПП Северный – Губкинская.

В настоящее время ввод ГАО не осуществляется. В ремонтных схемах выполняется превентивное размыкание транзита 110 кВ путем отключения В-110 Губкинская 1, 2 на ПС 110 кВ Новогодняя (после выполнения превентивного размыкания транзита существует риск погашения потребителей в объеме до 63 МВт при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр и до 44 МВт при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя).

ПС 110 кВ Барсуковская.

В период зимнего максимума 2015 года:

При аварийном отключении 1 (2) Т ПС 110 кВ Барсуковская из нормальной схемы загрузка оставшегося в работе трансформатора достигает 170 % от номинального значения, что составляет 356 А. Возможность перевода нагрузки по сети 35 кВ отсутствует.

В период летнего максимума 2015 года:

При аварийном отключении 1 (2) Т ПС 110 кВ Барсуковская из нормальной схемы загрузка оставшегося в работе трансформатора достигает 167% от номинального значения, что составляет 350 А. Возможность перевода нагрузки по сети 35 кВ отсутствует.

Для обеспечения нахождения параметров электроэнергетического режима электрической сети Барсуковского месторождения в области допустимых значений при единичных отключениях элементов электрической сети рекомендуется установка 3-го трансформатора 110/35/6 кВ (25 МВА) на                     ПС 110 кВ Барсуковская с подключением его ответвлением 110 кВ от ВЛ 110 кВ ПП Комсомольский – Барсуковская-1.

В случае единичного аварийного отключения ВЛ 110 кВ Муравленковская – Барсуковская-2 происходит превышение ДДТН ВЛ 110 кВ Муравленковская – Барсуковская-1 на 13%, Для ликвидации перегрузки требуется ввода ГАО до               5 МВт. При установке 3 Т на ПС 110 кВ Барсуковская в случае единичного аварийного отключения ВЛ 110 кВ Муравленковская – Барсуковская-2 из нормальной схемы параметры режима не превышают допустимых значений, ввод ГАО не требуется.

Транзит 110 кВ Муравленковская – Барсуковская – ПП Комсомольский – Тарко-Сале.

В период зимнего максимума 2015 года:

При единичных отключениях из нормальной схемы ввод ГАО не требуется, параметры режима не превышают допустимых значений.

В период летнего максимума 2015 года:

Установка 3 Т на ПС 110 кВ Барсуковская с подключением его ответвлением 110 кВ от ВЛ 110 кВ ПП Комсомольский – Барсуковская-1 позволит исключить необходимость ввода ГАО при единичном аварийном отключении                 ВЛ 110 кВ Муравленковская – Барсуковская-2 из нормальной схемы.

В схеме ремонта 3 Т ПС 110 кВ Барсуковская вся нагрузка распределяется между 1 и 2 Т ПС 110 кВ Барсуковская. В указанной ремонтной схеме в случае аварийного отключения ВЛ 110 кВ Муравленковская – Барсуковская-2 происходит превышение ДДТН ВЛ 110 кВ Муравленковская – Барсуковская-1                   на 13%. Для ликвидации перегрузки требуется ввод ГАО до 5 МВт.

Замыкание транзита 110 кВ Муравленковская – Барсуковская –                                    ПП Комсомольский – Тарко-Сале позволит исключить необходимость ввода ГАО в ремонтной схеме. Для замыкания транзита необходима установка ВЧ-защит на ПС 500 кВ Тарко-Сале и на ПС 500 кВ Муравленковская.

В случае аварийного отключения одной СШ 110 кВ ПС 500 кВ Муравленковскаяв схеме ремонта второй СШ 110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская возникает обесточение потребителей, подключённых к ПС 110 кВ Барсуковская и   ПС 110 Новопурпейская. С целью восстановления электроснабжения в создавшейся схеме необходимо замкнуть на ПП 110 кВ Комсомольский выключатели 110 кВ на СП 110 кВ Барсуковская. В схеме замкнутого транзита при аварийном отключении одной из ВЛ 110 кВ Тарко-Сале –                 Комсомольский-1(2) возможно превышение АДТН оставшейся ВЛ 110 кВ            Тарко-Сале – Комсомольский-2(1) (ДДТН/АДТН при t = +25°С – 390 А/465 А, расчетный перегруз составит 40%). Для непревышения АДТН ВЛ 110 кВ           Тарко-Сале – Комсомольский-1(2) требуется ввод ГАО в послеаварийной схеме в Ноябрьском энергорайоне в объеме до 35 МВт.

Для исключения ввода ГАО (после замыкания транзита 110 кВ Муравленковская – Барсуковская – ПП Комсомольский – Тарко-Сале) целесообразно установить АОПО ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Комсомольский-1,2 и реализовать каналы УПАСК для передачи сигналов УВ с действием на отключение нагрузки в Ноябрьском энергорайоне.

ПС 500 кВ Муравленковская.

Для исключения превышения допустимой токовой нагрузки (ДТН) автотрансформаторов 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская при нормативных возмущениях в ремонтных схемах электрической сети, проектом Схемы и программы развития ЕЭС  России на 2016 – 2022 годы и инвестиционной программой ПАО «ФСК ЕЭС» предусматривается установка 6 АТ ПС 500 кВ Муравленковская в 2016 году.

В период зимнего максимума 2015 года:

При единичных отключениях из нормальной схемы ввод ГАО не требуется, параметры режима не превышают допустимых значений.

В период летнего максимума 2015 года:

В схеме, сложившейся в результате наложения аварийного отключения                2 АТ ПС 500 кВ Муравленковская в схеме ремонта 1 АТ ПС 500 кВ Муравленковская, требуется ввод ГАО в Ноябрьском энергорайоне в объеме            до  127 МВт по условиям непревышения АДТН 3 АТ ПС Муравленковская в случае аварийного отключения 6 АТ ПС 500 кВ Муравленковская (расчетная перегрузка составит 101%, перегрузка 20% допустима на 20 минут).

Выполнение ремонтов АТ ПС 500 кВ Муравленковская в благоприятный период позволит минимизировать объем ГАО с 127 МВт до 97 МВт. На основании анализа фактического потребления района ПС 500 кВ Муравленковская, выполненного за отчетный период (2015 год), ремонты                      АТ ПС 500 кВ Муравленковская рекомендуется выполнять в августе, при температуре наружного воздуха ниже + 25°С.

Для исключения необходимости ввода ГАО в схеме, сложившейся после нормативного возмущения в ремонтной схеме, целесообразно установить АОПО (установка УПАСК не требуется) 3 АТ ПС 500 кВ Муравленковская с действием на отключение нагрузки в Ноябрьском энергорайоне величиной до 127 МВт.

Для уменьшения объема ГАО целесообразно произвести замыкание транзита 110 кВ Муравленковская – Барсуковская – ПП Комсомольский – Тарко-Сале. После замыкания транзита необходимый объем ГАО в указанной схеме составит 62 МВт (для непревышения АДТН 3АТ в ПАР).

Проведение ремонтов АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская в благоприятный период при замкнутом транзите 110 кВ Муравленковская – Барсуковская – ПП Комсомольский – Тарко-Сале позволит снизить объем ГАО с 62 МВт до 37 МВт.

ВЛ 110 кВ Оленья – Табъяха.

В период зимнего максимума 2015 года:

В случае аварийного отключения одного из двух АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой из нормальной схемы возможен ввод ГАО в связи с превышением                    МДП КС «Уренгой» при неполном составе генерации «за сечением». Критерием определения МДП в КС «Уренгой» в схеме с отключенным одним из                         АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой является недопущение превышения АДТН               ВЛ 110 кВ Табъяха – Буран (ДДТН/АДТН при t = -5°С и ниже – 400 А / 440 А). При полном составе генерации ГАО не требуется.

В период летнего максимума 2015 года:

При единичных отключениях из нормальной схемы ввод ГАО не требуется, параметры режима не превышают допустимых значений.

В случае аварийного отключения одного АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой в схеме ремонта оставшегося АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой, при полной генерации произойдет превышение МДП (~ 6 МВт) в КС «Уренгой». Расчетный переток не превысит АДП (~ 44 МВт). Для исключения превышения МДП требуется ввод ГАО в объеме до 38 МВт.

Для исключения рисков ввода ГАО в ПАР из схемы ремонта одного из                АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой целесообразно выполнить установку АОПО ВЛ 110 кВ Оленья – Табъяха и реализацию каналов УПАСК для передачи сигналов УВ с действием на отключение нагрузки в Уренгойском энергорайоне.

В настоящее время существует возможность превентивного размыкания транзита 110 кВ (отключение В-110 УГП-2В и В-110 УГП-5В на ПС 220 кВ Уренгой) в схеме ремонта одного АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой, при этом ГАО не вводятся. После выполнения превентивного размыкания транзита существует риск погашения потребителей в объеме до 65 МВт при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Оленья – Табъяха, и до 35 МВт от АЧР при аварийном отключении 3(4) АТ ПС 220 кВ Уренгой.

3.2. Энергорайоны ЯНАО, работающие изолированно от ЕЭС.

Существующая система электроснабжения г. 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 г. 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 АО «Салехардэнерго» и являются бесхозными.

Несмотря на то, что АО «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. АО «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 ЯНАО 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 2017 – 2021 годы.

Прогноз электропотребления и мощности по территории ЯНАО                                           на 2017 – 2021 годы приведен в таблице 28.

Таблица 28

Прогноз электропотребления и мощности по территории ЯНАО

на 2017 – 2021 годы

Показатель	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год
1	2	3	4	5	6
Электропотребление (млн. кВт·ч)	11 250	11 400	11 460	11 905	11 940
Максимум нагрузки (МВт)	1 520	1 580	1 590	1 615	1 625

Прогноз электропотребления, приведенный в таблице 28, соответствует прогнозу электропотребления проекта Схемы и программы развития ЕЭС Российской Федерации на 2016 – 2022 годы (далее – проект СиПР ЕЭС Российской Федерации на 2016 – 2022 годы).

Данные о прогнозном потреблении электроэнергии (мощности) крупных потребителей на период до 2021 года приведены в таблице 29.

Прогноз максимума нагрузки ЭЭС ЯНАО на период до 2021 года приведен на схеме 17.

Схема 17. Сопоставление прогнозов максимума нагрузки ЭЭС ЯНАО

(без технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем ЭЭС ЯНАО) (МВт)

Таблица 29

Прогноз потребления электроэнергии крупными потребителями на территории ЯНАО на период до 2021 года (млн. кВт·ч)

Наименование	Показатель		2016 год	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 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	70,19	79,09	86,27	92,11	86,00	86,35
	максимальное потребление мощности	МВт	8	10	10	11	10	10
ООО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз»	потребление эл/энергии	млн. кВт ч	1 973,00	1 904,34	1 950,66	1 953,32	1 951,13	1 952,23
	максимальное потребление мощности	МВт	239	229	251	223	223	223
Филиал «Газпромнефть-Муравленко» ОАО «Газпромнефть-ННГ»	потребление эл/энергии	млн. кВт ч	2 335,00	2 645,00	2 605,00	2 548,00	2 509,00	2 481,00
	максимальное потребление мощности	МВт	281	308	303	297	292	291
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	291,42	305,18	312,89	313,45	313,45	313,45
	максимальное потребление мощности	МВт	37	35	36	36	36	36
ООО «Газпром добыча Ямбург» (ЯНГКМ+ЗНГКМ) (с учетом выработки собственной генерацией)	потребление эл/энергии	млн. кВт ч	313,19	345,00	422,00	425,00	425,00	425,00
	максимальное потребление мощности	МВт	48	50	123	124	124	124
ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ» (с учетом выработки собственной генерацией)	потребление эл/энергии	млн. кВт ч	113,96	99,70	99,70	99,70	99,70	99,70
	максимальное потребление мощности	МВт	16	13	13	13	13	13
ООО «НОВАТЭК-ТАРКОСАЛЕНЕФТЕГАЗ»	потребление эл/энергии	млн. кВт ч	93,09	108,97	119,62	131,58	144,74	158,52
	максимальное потребление мощности	МВт	12	18	20	22	24	26
ООО «НОВАТЭК-ПУРОВСКИЙ ЗПК»	потребление эл/энергии	млн. кВт ч	131,24	144,00	144,00	144,00	144,00	144,00
	максимальное потребление мощности	МВт	23	24	24	24	24	24
ООО «Новоуренгойский газохимический комплекс»	потребление эл/энергии	млн. кВт ч	374,18	524,18	724,66	724,66	724,66	724,66
	максимальное потребление мощности	МВт	60	71	101	101	101	101
ООО «РН-Пурнефтегаз»	потребление эл/энергии	млн. кВт ч	1 392,44	1 480,00	1 476,00	1 471,00	1 471,00	1 471,00
	максимальное потребление мощности	МВт	178	200	200	200	200	200
ЗАО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ»	потребление эл/энергии	млн. кВт ч	1,54	11,74	43,00	43,00	43,00	43,00
	максимальное потребление мощности	МВт	1	6	6	6	6	6
Губкинский ГПЗ – филиал ОАО «СибурТюменьГаз»	потребление эл/энергии	млн. кВт ч	371,70	347,21	346,04	346,04	346,04	346,04
	максимальное потребление мощности	МВт	43	40	40	40	40	40
Муравленковский ГПЗ – филиал ОАО «СибурТюменьГаз»	потребление эл/энергии	млн. кВт ч	378,75	440,31	440,31	440,31	440,31	440,31
	максимальное потребление мощности	МВт	46	50	50	50	50	50
Вынгапуровский ГПЗ  – филиал ОАО «СибурТюменьГаз»	потребление эл/энергии	млн. кВт ч	174,82	176,14	176,14	176,14	175,57	175,57
	максимальное потребление мощности	МВт	22	22	22	22	22	22
ООО «Газпром трансгаз Югорск»	потребление эл/энергии	млн. кВт ч	183,29	220,88	225,30	227,55	227,55	227,55
	максимальное потребление мощности	МВт	32	30	30	30	30	30
ООО «Газпром трансгаз Сургут»	потребление эл/энергии	млн. кВт ч	50,11	50,81	50,81	50,81	50,81	50,81
	максимальное потребление мощности	МВт	7	8	8	8	8	8
ООО «Газпром переработка»	потребление эл/энергии	млн. кВт ч	106,98	178,94	269,16	269,16	269,16	269,16
	максимальное потребление мощности	МВт	21	24	35	35	35	35
ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь»	потребление эл/энергии	млн. кВт ч	18,48	26,45	26,45	26,45	26,52	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	452,61
	максимальное потребление мощности	МВт			39	44	53	60