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

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 36).

Таблица 36

Мероприятия по развитию электрической сети 110 кВ и выше в рамках технологического присоединения новых потребителей

№ 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 х 40 МВА 2 х 70 км	2017	обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств 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 х 25 МВА 2 х 41 км	2017	обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств 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	обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ЗАО «Ямалгазинвест» и ООО «НОВАТЭК – Таркосаленефтегаз»
4.	Ввод ПС 110 кВ «КНС-1» с питающими ВЛ 110 кВ от ПС 220 кВ Вынгапур	2 х 11,6 км 2 х 25 МВА	2016	обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО «Газпромнефть – Ноябрьскнефтегаз»*
5.	Ввод ПС 110 кВ Ачимовская с питающими ВЛ 110 кВ от СП 110 кВ Буран сСП 110 кВ Буран	2 х 21 км	2017	обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО «Арктикгаз»*
6.	Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Снежная с заменой трансформаторов 2х25 МВА на 2х40 МВА	2 х 40 МВА	2016	обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО «Газпромнефть – Ноябрьскнефтегаз», * обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ОАО «Тюменнефтегаз»
7.	Строительство ПС 110 кВ «ПСП Заполярное» с ВЛ 110 кВ Ермак – ПСП Заполярное	2 х 16 МВА, 2 х 2 км	2019
8.	Строительство ПС 110 кВ «Русская» с ВЛ 110 кВ Ермак – Русская	2 х 80 МВА, 2 х 70 км	2019
9.	Реконструкция ПС 110 кВ УГП-3 с заменой трансформаторов 2 х 6,3 МВА	2 х 10 МВА	2017	обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств ООО «Газпромэнерго»
10.	АОПО ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр на ПС 220 кВ Янга-Яха, АОПО ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодня, АОПО ВЛ 110 кВ Вынгапур – Маяк на ПС 220 кВ Вынгапур	-	2017	технологическое присоединение объектов ОАО «Газпромнефть – Ноябрьскнефтегаз», АО «СибурТюменьГаз»

Примечания.

* Мероприятия реализуются ООО «РН-Пурнефтегаз», ООО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» и ОАО «Арктикгаз».

При анализе перспектив развития электроэнергетики ЯНАО учтена параллельная работа Ванкорского энергорайона с ЭЭС ЯНАО.

4.6.1. Анализ перспективных электрических режимов сети 110 кВ и выше при нормативных возмущениях в нормальной и ремонтных схемах электрической сети.

ПС 110 кВ Барсуковская.

В период зимнего максимума 2017 года:

При аварийном отключении 1(2)Т ПС 110 кВ Барсуковская перегрузка оставшегося в работе трансформатора достигает 170% от номинального значения, что составляет 356 А.

В период летнего максимума 2017 года:

При аварийном отключении 1(2)Т ПС 110 кВ Барсуковская из нормальной схеме перегрузка 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 (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 потребуется.

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

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 ввода 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 Тарко-Сале в схеме ремонта второй СШ 110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале возникает обесточение потребителей, подключённых к ПС 110 кВ УКПГ и ПС 110 Комсомольская.                           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 Муравленковская – Барсуковская-1(2), возможно превышение АДТН оставшейся ВЛ 110 кВ Муравленковская – Барсуковская-2(1) (ДДТН/АДТН                       при t = +25°С – 390 А / 465 А, расчетный перегруз составит 65%). Для непревышения АДТН ВЛ 110 кВ требуется ввод ГАО в послеаварийной схеме в Ноябрьском энергорайоне в объеме до 45 МВт.

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

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.

В случае аварийного отключения 6 АТ ПС 500 кВ Муравленковская 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 62 МВт по условиям непревышения АДТН 3 АТ ПС Муравленковская.

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.

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

КС «ЯНАО».

В 2017 – 2021 годах происходит увеличение нагрузки ЯНАО в соответвствии с техническими условиями на технологическое присоединение потребителей. С учетом увеличения генерирующих мощностей в ЯНАО переток в сечении ЯНАО в 2016 – 2020 годах будет увеличиваться (таблица 31).

Для увеличения МДП в частичном сечении «Когалым» и для исключения необходимости ввода ГАО, 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 частичном сечении «Нижневартовск» и для исключения необходимости ввода ГАО, на этапе 2017 года целесообразна установка АОПО на ВЛ 220 кВ Варьеган – Северный Варьеган с действием на ОН в Ноябрьском энергорайоне.

В качестве альтернативного варианта увеличения МДП в частичном сечении «Нижневартовск» и исключения необходимости ввода ГАО (до 225 МВт в зимний период) 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.

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

4.6.2. Перечень планируемых к вводу электросетевых объектов.

В дополнение к мероприятиям, предусмотренным проектом СиПР ЕЭС Российской Федерации на 2016 – 2022 годы (таблицы 34 – 35), а также в рамках технологического присоединения потребителей (таблица 36), составлен перечень мероприятий по развитию электрической сети 110 кВ и выше, рекомендованных к реализации в 2017 – 2022 годы (таблица 37).

Таблица 37

Дополнительный перечень мероприятий к таблицам 34 – 35 по развитию

 электрической сети 110 кВ и выше, рекомендованных к вводу в

2017 – 2021 годах

№ п/п	Наименование мероприятия	Технические характеристики проекта	Год ввода объекта*	Основание для выполнения мероприятия

1	2	3	4	5
1	Установка АПНУ на Уренгойской ГРЭС и ПС 220 кВ Уренгой	-	2017	обеспечение динамической устойчивости Уренгойской ГРЭС
2	Замыкание в транзит ВЛ 110 кВ СП Барсуковский – ПП Комсомольский-1, 2 с включением СВ на ПП Комсомольский в нормальной схеме электрической сети. Для замыкания транзита требуется установка основных быстродействую-щих 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 организация ВЧ-канала связи	-	2017	снижение объемов ГАО в послеаварийной схеме из  ремонтной схемы сети
3	Установка 3Т 110/6 кВ на ПС 110 кВ Барсуковская с подключением его ответвления от участка ВЛ 110 кВ Комсомольский – ПП 110 кВ Барсуковский  с перераспределением нагрузки по ПС 110 кВ Барсуковская	1 х 25МВА	2018	- устранение перегрузки 1(2)Т ПС 110 кВ Барсуковская; - снижение объемов ГАО в послеаварийной схеме из нормальной схемы сети

Примечания.

*Сроки предложенных мероприятий могут быть скорректированы с учетом нормативных сроков проектирования, строительства и финансирования мероприятий по развитию электроэнергетики на территории ЯНАО.

4.7. Сводные данные по развитию электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы ЯНАО на 2017 – 2021 годы.

В таблице 38 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.

Таблица 38

Сводные данные по развитию электрической сети 110 кВ и выше

 энергосистемы ЯНАО на 2017 – 2021 годы

Наименование	Единица измерения	2017 год	2018 год	2019 год	2020  год	2021 год	Всего (2017 – 2021 годы)
1	2	4	5	6	7	8	9
ВЛ 220 кВ	км	227,5		-	-	-	227,5
ВЛ 110 кВ	км	142	-	72	-	-	214
АТ 500/220 кВ	МВА	-	-	-	-	-	-
АТ 220/110 кВ	МВА	425		-	-	-	425

В таблице 39 приведены сводные данные по развитию электрических сетей ниже 110 кВ на 2017 – 2021 годы ЭЭС ЯНАО.

Таблица 39

Сводные данные по развитию электрических сетей ниже 110 кВ

на 2017 – 2021 годы ЭЭС ЯНАО

Наименование	Единица измерения	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	Всего (2017 – 2021 годы)
1	2	4	5	6	7	8	9
Строительство/ реконструкция ЛЭП	км	6,4	-	7,9	2,6	-	16,9
Строительство/ реконструкция ПС/ТП	шт.	1	-	3	3	-	7

4.8. Потребность электростанций генерирующих компаний в топливе.

В таблице 40 приведены данные о перспективном потреблении топлива генерирующими компаниями, действующими на территории ЯНАО.

Таблица 40

Данные о перспективном потреблении топлива на электростанциях генерирующих компаний

 на территории ЯНАО

Наименование генерирующей компании	Наименование электростанции	Вид топлива	Потребление (т у.т.)
			2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год
1	2	3	4	5	6	7	8
АО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация»	Уренгойская ГРЭС	природный газ	798 482	815 445	844 709	878 387	878 387
ООО «Интертехэлектро – Новая генерация»	Ноябрьская ПГЭ	природный газ	197 152	197 152	197 152	197 152	197 152
ООО «Северная ПЛЭС»	ПЭС Надым	природный газ	76 950	76 950	76 950	76 950	76 950
ПАО «Передвижная энергетика»	ПЭС Уренгой	природный газ	43 180	43 180	43 180	43 180	43 180