Постановление Правительства Ямало-Ненецкого автономного округа от 20.03.2014 № 390-П

В условиях реализации данных мероприятий в ходе анализа результатов расчетов электрических режимов на период 2017 – 2019 годов отмечается следующее:

- недопустимая токовая нагрузка 3(4) АТ 220/110 кВ при нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети выявлена в период зимних максимальных нагрузок 2017 года при аварийном отключении 2(1) СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой и составляет 122% от I_доп;

- недопустимые токовые нагрузки 3, 4 АТ 220/110 кВ при нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети в период 2017 – 2019 годов могут быть полностью устранены схемно-режимными мероприятиями за счет изменения положения привода РПН АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Исконная или ПС 220 кВ Оленья;

- недопустимые токовые нагрузки 3, 4 АТ 220/110 кВ при нормативных возмущениях в ремонтных схемах электрической сети выявлены в период зимних максимальных и минимальных нагрузок в период 2017 – 2019 годов и достигает 150% от I_доп при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Буран – Табьяха в период зимних максимальных нагрузок 2017 года.

Недопустимые токовые нагрузки 3, 4 АТ 220/110 кВ при нормативных возмущениях в ремонтных схемах могут быть устранены превентивным отключением Р-110 на ПС 220 кВ Уренгой в схемах ремонта ВЛ 110 кВ, а также переключением отпаек устройств РПН на АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Исконная и ПС 220 кВ Оленья.

Мероприятия по устранению недопустимых токовых нагрузок 3, 4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой рассмотрены в пункте 5.1 настоящего перечня.

4.2. Анализ «узких мест» в электрической сети 110 кВ энергосистемы автономного округа.

4.2.1. Энергорайон Маяк – Кедр.

К энергорайону Маяк – Кедр отнесена часть электрической сети 110 кВ, ограниченная следующими электросетевыми элементами:

ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр;

ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя;

ВЛ 110 кВ Вынгапур – Маяк.

Перечисленные элементы являются основными источниками питания энергорайона Маяк – Кедр.

В энергорайон Маяк – Кедр объединены следующие подстанции:

ПС 110 кВ Маяк;

ПС 110 кВ Снежная;

ПС 110 кВ Еты-Пур;

ПС 110 кВ Новогодняя;

ПС 110 кВ Вынгаяхинская;

ПС 110 кВ Губкинская;

ПС 110 кВ Кедр;

ПС 110 кВ Ханымей;

ПС 110 кВ Новогодняя;

ПС 110 кВ Губкинская;

ПС 110 кВ Ханымей.

Недопустимых токовых нагрузок ВЛ 110 кВ рассматриваемого энергорайона, а также недопустимого снижения напряжения на шинах ПС 110 кВ при нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети не выявлено.

В периоды зимних максимальных и минимальных, а также летних максимальных и минимальных нагрузок 2015 – 2019 годов на шинах подстанций энергорайона «Маяк – Кедр», перечисленных выше, возможно глубокое снижение напряжения (ниже 84 кВ) с потерей устойчивости нагрузки в послеаварийных режимах, связанных с отключением:

ВЛ 110 кВ Вынгапур – Маяк в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя в период зимних максимальных нагрузок 2015 – 2019 годов, а также в период зимних минимальных нагрузок 2016 – 2019 годов;

1(2) СШ 110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Вынгапур – Маяк (ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя) в период зимних максимальных нагрузок 2015 – 2019 годов, а также в период зимних минимальных нагрузок 2017 – 2019 годов;

1 СШ 110 кВ ПС 110 кВ Новогодняя в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Вынгапур – Маяк в зимний период 2015 – 2019 годов и летний период 2017 – 2019 годов.

В период 2015 – 2019 годов выявлены недопустимые токовые загрузки ВЛ 110 кВ рассматриваемого энергорайона:

ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр (ВЛ 110 кВ Кедр – Губкинская) в послеаварийных режимах, связанных с отключением ВЛ 110 кВ Вынгапур – Маяк и ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя в период летних максимальных и минимальных нагрузок 2015 – 2019 годов, а также зимних минимальных нагрузок 2015 года. Максимальная токовая загрузка ВЛ 110 кВ Янга-Яха (ВЛ 110 кВ Кедр – Губкинская) выявлена в период летних максимальных нагрузок 2019 года и составила 131%от I_доп.

ВЛ 110 кВ Вынгапур – Маяк (ВЛ 110 кВ Новогодняя – Маяк) в послеаварийных режимах, связанных с отключениемодной из ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр или ВЛ 110 кВ Кедр – Губкинская и ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя. Максимальная токовая загрузка рассматриваемых ВЛ 110 кВ выявлена в период зимних максимальных нагрузок 2017 года и составила 130% (112%) от Iд_оп;

ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя в послеаварийных режимах, связанных с отключением одной из ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр или ВЛ 110 кВ Кедр – Губкинская и ВЛ 110 кВ Вынгапур – Маяк. Максимальная токовая загрузка данной ВЛ 110 кВ выявлена в период зимних максимальных нагрузок 2017 года при аварийном отключении 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур в схеме ремонта ВЛ 110кВ Янга-Яха – Кедр и составляет 130% от I_доп.

При разработке мероприятий по развитию электрической сети 110 кВ в условиях прогноза потребления электроэнергии (мощности), соответствующего проекту СиПР ЕЭС России на 2014 – 2020 годы, рекомендована установка устройств АОПО в энергорайоне «Маяк – Кедр», действующих на отключение нагрузки по факту недопустимой токовой нагрузки рассмотренных выше ВЛ 110 кВ. Объем отключаемой нагрузки в условиях альтернативного прогноза потребления электроэнергии (мощности) составит около 35 МВт.

Выбор управляющих воздействий, а также уставки срабатывания противоаварийной автоматики необходимо произвести в рамках отдельных проектных изысканий.

4.2.2. Район Пуль-Яха – Муравленковская.

При нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети перегрузок ЛЭП 110 кВ и выше указанного энергорайона не выявлено.

В период 2015 – 2019 годов в послеаварийных режимах, связанных с отключением 2 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская и 1 СШ 110 кВ (220 кВ) ПС 500 кВ Муравленковская, выявлены токовые перегрузки ВЛ 110 кВ Пуль-Яха – Геращенко, ВЛ 110 кВ Пуль-Яха – Стрела, ВЛ 110 кВ Муравленковская – Геращенко. При этом максимальные токовые загрузки выявлены в период летних минимальных нагрузок 2016 года и составляют:

для ВЛ 110 кВ Пуль-Яха – Геращенко – 148% от I_доп;

для ВЛ 110 кВ Муравленковская – Геращенко – 110% от I_доп;

для ВЛ 110 кВ Пуль-Яха – Стрела  – 102% от I_доп (в зимний и летний период при аварийном отключении 1 СШ 220 кВ ПС 500 кВ Муравленковская в схеме ремонта 2 АТ 220/110 кВ ПС 200 кВ Муравленковская)

Перегрузки линий 110 кВ обусловлены дефицитом мощности в районе ПС 500 кВ Муравленковская при наложении отключения 2 АТ 220/110 кВ и 1 СШ 110 кВ (220 кВ) ПС 500 кВ Муравленковская и потери питания данного района со стороны шин 220 кВ ПС 500 кВ Муравленковская. Для недопущения перегрузки рассматриваемых ЛЭП 110 кВ и, как следствие, отключением нагрузки потребителей АОПО, установленной на ПС 220 кВ Пуль-Яха, рекомендуется в схеме ремонта АТ 2 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская переводить 5 АТ 220/110 кВ ПС 5001 кВ Муравленковская, ввод которого в эксплуатацию предусмотрен проектом Схемы и программы развития ЕЭС России на период 2014 – 2020 годов в 2014 году, с 1 СШ 110 кВ (220 кВ) ПС 500 кВ Муравленковская на 2 СШ 110 кВ (220 кВ) ПС 500 кВ Муравленковская.

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

При нормативных возмущениях в ремонтных схемах электрической сети выявлена недопустимая токовая нагрузка ВЛ 110 кВ рассматриваемого транзита, которая обусловлена включением ВЛ 110 кВ СП Барсуковский – ПП Комсомольский-1, 2 в транзит.

Недопустимая токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – ПП Комсомольский-1 (2) выявлена в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – ПП Комсомольский-2 (1) при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ (220 кВ) ПС 500 кВ Муравленковская в летний период 2015 – 2019 годов. Максимальная токовая нагрузка выявлена в период летних минимальных нагрузок 2017 года и составила 115% от I_доп.

Для ликвидации данных перегрузок в условиях прогноза потребления электроэнергии (мощности), соответствующего проекту СиПР ЕЭС России на 2014 – 2020 годы, рекомендована установка устройств АОПО ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – ПП Комсомольский-1 (2), действующих на отключение СВ 110 кВ на ПП 110 кВ Комсомольский в схемах ремонта ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – ПП Комсомольский-2 (1), а также 1 СШ 110 кВ (220 кВ) ПС 500 кВ Муравленковская.

Недопустимая токовая нагрузка ВЛ 110 кВ СП Барсуковский – ПП Комсомольский-1 (2) выявлена в период летних максимальных и минимальных нагрузок 2015 – 2019 годов в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Муравленковская – СП Барсуковский-2 (1) при аварийном отключении 1 (2) СШ 110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская. Максимальная токовая нагрузка ВЛ 110 кВ СП Барсуковский – ПП Комсомольский-1, 2 составляет 107% от I_доп в период летних минимальных нагрузок 2019 года.

Снижение токовой загрузки ВЛ 110 кВ СП Барсуковский – ПП Комсомольский-1, 2 при рассматриваемых нормативных возмущениях в ремонтной схеме электрической сети возможно путем изменения положения привода РПН на АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале с целью повышения напряжения на шинах 110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале до максимально допустимого значения. Данное схемно-режимное мероприятие позволит снизить токовую загрузку до 101%  от I_доп. Полностью устранить токовую перегрузку ВЛ 110 кВ СП Барсуковский – ПП Комсомольский в данном послеаварийном режиме возможно путем переключения части нагрузки КНС-4 с одной секции шин 10 кВ на другую.

4.2.4. Уренгойский энергорайон.

К Уренгойскому энергорайону отнесена часть электрической сети 110 кВ, ограниченная следующими электросетевыми элементами:

- ВЛ 110 кВ Табьяха – Оленья;

- 3 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой;

– 4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой.

Перечисленные элементы являются основными центрами питания Уренгойского энергорайона.

К Уренгойскому энергорайону отнесены следующие станции и подстанции:

- ПС 110 кВ Буран;

- ПС 110 кВ Буровик;

- ПС 110 кВ Варенга-Яха;

- ПС 110 кВ Глубокая;

- ПС 110 кВ Головная;

- ПС 110 кВ Ева-Яха;

- ПС 110 кВ Звезда;

- ПС 110 кВ Новоуренгойская;

- ПС 110 кВ НПС Уренгойская (новая);

- ПС 110 кВ Опорная;

- ПП Лимбя-Яха;

- ПС 110 кВ Промплощадка;

- ПС 110 кВ Сварочная;

- ПС 110 кВ Строительная;

- ПС 110 кВ Табьяха;

- ПС 110 кВ Тихая;

- ПС 110 кВ УГП-10;

- ПС 110 кВ УГП-1А;

- ПС 110 кВ УГП-2;

- ПС 110 кВ УГП-2В;

- ПС 110 кВ УГП-3;

- ПС 110 кВ УГП-4;

- ПС 110 кВ УГП-5;

- ПС 110 кВ УГП-5В;

- ПС 110 кВ УГП-7;

- ПС 110 кВ УГП-8;

- ПС 110 кВ УГП-9;

- ПС 110 кВ Ужгородская;

- ПС 110 кВ Уренгой;

- ПС 110 кВ Фарафонтьевская;

- ПС 110 кВ Холод;

-ПС 110 кВ Юность; 

- ПС 110 кВ Ямал;

- Уренгойская ГТЭС-72;

- ПРТЭЦ УРГРЭС.

Недопустимых значений токовых нагрузок элементов электрической сети и недопустимых уровней напряжения на шинах ПС 110 кВ рассматриваемого энергорайона при нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети не выявлено.

В периоды зимних максимальных и минимальных нагрузок, а также летних максимальных и минимальных нагрузок 2015 – 2019 годов на шинах станций и подстанций Уренгойского энергорайона возможно глубокое снижение напряжения вплоть до нарушения статической устойчивости нагрузки в следующих послеаварийных режимах:

- аварийное отключение 3(4) АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой в схеме ремонта 4(3) АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой;

- аварийное отключение 1(2) СШ 110 кВ или 1(2) СШ 220 кВ ПС 220 кВ Уренгой в схеме ремонта 4(3) АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой;

- аварийное отключение 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Табьяха – Оленья (Буран – Табьяха) (период зимнего максимума 2016 года);

- аварийное отключение 1(2) СШ 110 кВ ПП Лимбя-Яха в схеме ремонта 3(4) АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой (периода зимнего максимума 2015 – 2016 годов);

- аварийное отключение 1(2) СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-2В (ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-5В) (период зимнего максимума 2016 года).

В периоды зимних максимальных и минимальных нагрузок 2017 – 2019 годов на шинах ПС 110 кВ рассматриваемого энергорайона возможно глубокое снижение напряжения вплоть до нарушения статической устойчивости нагрузки в следующих послеаварийных режимах:

- аварийное отключение 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-2В;

- аварийное отключение 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-5В;

- аварийное отключение ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-5В в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-2В.

При анализе результатов расчетов электрических режимов при нормативных возмущениях в ремонтных схемах электрической сети в период 2015– 2016 годов отмечается следующее:

- недопустимая токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-5В в период зимних максимальных (минимальных) нагрузок 2015 – 2016 годов при аварийном отключении 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой или ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-2В в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Табьяха – Оленья (или ВЛ 110 кВ Буран – Табьяха). Максимальная токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-5В выявлена в период зимних максимальных нагрузок 2016 года и составила 123% от I_доп;

- недопустимая токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-2В (ВЛ 110 кВ УГП-2В – Буран) в период зимних максимальных и минимальных нагрузок 2015 – 2016 годов при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой или ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-5В в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Буран – Табьяха (или ВЛ 110 кВ Табьяха – Оленья). Максимальная токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-2В выявлена в период зимних максимальных нагрузок 2015 года и составляет 135% (118%) от I_доп.

Мероприятия по ликвидации недопустимых токовых загрузок ВЛ 110 кВ Уренгой-УГП-5В, ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-2В и ВЛ 110 кВ УГП-2В – Буран рассмотрены в разделе 5.1. настоящего перечня.

При анализе результатов расчетов электрических режимов при нормативных возмущениях в ремонтных схемах электрической сети на период 2017 – 2019 годов отмечается следующее:

- недопустимые токовые нагрузки ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-2В и УГП-2В – Буран наблюдаются в период зимних максимальных нагрузок 2017 – 2019 годов при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой (или ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-5В) в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Табьяха – Оленья или ВЛ 110 кВ Буран – Табьяха. Максимальная токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-2В (УГП-2В – Буран) выявлена в период зимних максимальных нагрузок 2017 года при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Буран – Табьяха и составила 121% (104%) от I_доп.

Максимальная токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-2В может быть снижена до 114% от I_доп за счет отключения Р-110 на 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой и изменения положения привода устройств РПН на ПС 220 кВ Исконная. Полное устранения токовой перегрузки ВЛ 110 кВ Уренгой УГП-2В возможно путем отключения нагрузки в объеме до 10 МВт.

Недопустимая токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Исконная – ПП Лимбя-Яха-1(2) наблюдается в период зимних максимальных нагрузок в 2017 – 2019 годах при аварийном отключении 1 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Уренгой в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Исконная – ПП Лимбя-Яха-2(1). Максимальная токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Исконная – ПП Лимбя-Яха-1(2) выявлена в период зимних максимальных нагрузок 2018 года и составляет 106% от I_доп. Максимальная токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Исконная – ПП Лимбя-Яха-1(2) может быть снижена до уровня длительно допустимого значения путем отключения Р-110 на ПС 220 кВ Уренгой и изменения положения привода РПН на ПС 220 кВ Оленья, ПС 220 кВ Уренгой и ПС 220 кВ Исконная.

Мероприятия по повышению надежности электроснабжения потребителей Уренгойского энергорайона рассмотрены в разделе 5.1 настоящего перечня.

5. Разработка мероприятий по развитию электроэнергетики автономного округа на период 2015 – 2019 годов в случае реализации альтернативного прогноза роста электропотребления.

5.1. Мероприятия по повышению надежности электроснабжения потребителей Уренгойского энергорайона.

В рамках мероприятий, предложенных в условиях прогноза потребления электроэнергии (мощности), соответствующего проекту СиПР ЕЭС России на 2014 – 2020 годы, на период 2015 – 2016 годов до момента ввода ПС 220 кВ Исконная и ВЛ 110 кВ ПП Лимбя-Яха – Исконная в эксплуатацию предлагается ликвидировать выявленные перегрузки 3(4) АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой при нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети следующими схемно-режимными мероприятиями:

- необходимо обеспечить на период прохождения зимнего максимума 2015 – 2016 годов возможность выработки всей установленной мощности УГТЭС-72 и 1, 2 Г Уренгойской ГРЭС (2х12 МВт);

- отключить на время прохождения ОЗП Р-110 на 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой^[1];

- с целью снижения токовой загрузки 3,4 АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Уренгой необходимо минимизировать переток реактивной мощности по 3,4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой путем регулирования уровней напряжения на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой и Оленья устройствами РПН. На ПС 220 кВ Оленья на шинах 110 кВ необходимо поддерживать максимально возможный уровень напряжения. При этом отпайка устройств РПН 3(4) АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой должна соответствовать минимальному перетоку реактивной мощности по данным трансформаторам при условии соблюдения допустимых уровней напряжения.

С учетом перечисленных выше мер в условиях альтернативного прогноза потребления электроэнергии (мощности) отмечается следующее:

в период зимних максимальных нагрузок 2015 года при нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети токовая загрузка 4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой может быть снижена со 170% до 130% от длительно допустимого значения. С учетом перегрузочной способности рассматриваемых АТ перегрузка на 30% допускается на время до 2 часов при температуре окружающего воздуха -10°С, что позволит включить в работу либо 3 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой, либо ВЛ 110 кВ Уренгой – УГТЭС-1, 3 и ликвидировать перегрузку рассматриваемого АТ.

С целью обеспечения допустимых токовых загрузок трансформаторного оборудования ПС 220 кВ Уренгой в ремонтных схемах электрической сети рекомендуется исключить возможность проведения в 2015 году плановых ремонтов 3(4) АТ 220/110 кВ ПС Уренгой, а также ВЛ 110 кВ Табьяха – Оленья и ВЛ 110 кВ Буран – Табьяха в осенне-зимний период.

В условиях особенностей проведения ремонтной кампании на территории автономного округа в случае невозможности проведения планового ремонта ВЛ 110 кВ Оленья – Табьяха и ВЛ 110 кВ Буран – Табьяха в весенне-летний период, в рамках прогноза потребления электроэнергии (мощности), соответствующего проекту СиПР ЕЭС России на 2014-2020 годы, рекомендована установка устройств АОПО на 3,4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой, которая позволит обеспечить допустимую токовую нагрузку рассматриваемых АТ при нормативных возмущениях в ремонтных схемах электрической сети.

При анализе результатов расчетов электрических режимов в период летних максимальных и минимальных нагрузок в 2015 году при нормативных возмущениях в ремонтной схеме электрической сети отмечается, что с учетом схемно-режимных мероприятий токовая нагрузка 3,4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой и ВЛ 110 кВ Уренгойского энергорайона находятся в области допустимых значений.

В период зимних максимальных нагрузок 2016 года при нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети токовая нагрузка 4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ 220 кВ Уренгой с учетом схемно-режимных мероприятий может быть снижена до 146%. Данная токовая нагрузка рассматриваемого АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой является недопустимой.

В виду невозможности обеспечить допустимые уровни токовых нагрузок 3,4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой при нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети (N-1) в 2016 году рекомендуется сдвинуть срок ввода ПС 220 кВ Исконная и ВЛ 110 кВ Исконная – ПП Лимбя-Яха на 2016 год в условиях подтверждения темпов роста нагрузки, соответствующего альтернативному прогнозу потребления электроэнергии (мощности) в Уренгойском энергорайоне.

С учетом предложенного мероприятия по изменению срока ввода ПС 220 кВ Исконная и ВЛ 110 кВ Исконная – ПП Лимбя-Яха отмечается следующее:

- при нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети максимальная токовая нагрузка 3,4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой составляет 128% от длительно допустимого значения и может быть снижена до 105% с учетом отключения Р-110 на ПС 220 кВ Уренгой;

- при нормативных возмущениях в ремонтной схеме электрической сети максимальная токовая нагрузка 3,4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой выявлена при аварийном отключении 1 СШ 220 кВ Уренгой в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Исконная – Уренгойская ГРЭС в период зимних максимальных нагрузок 2016 года и составила 158% от длительно допустимого значения и может быть снижения до 126%. Данная перегрузка 4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой в условиях зимнего максимума нагрузки (-20 чide; -10°С ) допустима на время проведения оперативных переключений по переводу либо ВЛ 220 кВ Уренгой – Исконная, либо 3 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой на обходную системы шин, что позволит полностью ликвидировать перегрузку рассматриваемого АТ.

Недопустимые токовые нагрузки 4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой, связанные с выводом в ремонт ВЛ 220 кВ Исконная – Уренгойская и аварийным отключением 1 СШ 220 кВ ПС 220 кВ Уренгой (нарушение связи по ВЛ 220 кВ с ПС 220 кВ Исконная) в 2017 – 2019 годах не выявлены, что объясняется вводом ВЛ 220 кВ Исконная – Ермак, запланированным в 2017 году;

- в период зимних максимальных нагрузок 2016 года в схеме ремонта 3(4) АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой при аварийном отключении 2(1) СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой выявлена недопустимая токовая нагрузка ВЛ 110 кВ Уренгой – ПП Лимбя-Яха-1(2), которая составила 121%. Для устранения данной перегрузки до ввода в работу ПП 110 кВ Новый (ПП 110 кВ Монтажник) с ВЛ 110 кВ от ПП 110 кВ Новый (ПП 110 кВ Монтажник) до ближайшего места врезки в ВЛ 110 кВ ПП Лимбя-Яха – НПС Уренгойская рекомендуется установка устройств АОПО на ВЛ 110 кВ Уренгой – ПП Лимбя-Яха-1, 2 действующей на отключение нагрузки в объеме до 18 МВт.

Недопустимые токовые нагрузки ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-2В в период зимних максимальных/минимальных нагрузок 2015 – 2016 годов при нормативных возмущениях в ремонтных схемах электрической сети могут быть устранены действием устройства АОПО, установка которого рекомендована в рамках прогноза потребления электроэнергии (мощности), соответствующего проекту СиПР ЕЭС России на 2014 – 2020 годы.

В условиях альтернативного прогноза потребления электроэнергии (мощности), рекомендуется также предусмотреть установку устройства АОПО на ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-5В, с целью обеспечения допустимого уровня токовой нагрузки данной ВЛ 110 кВ при нормативных возмущениях в ремонтных схемах электрической сети в зимний период 2015 – 2016 годов.

5.2. Перечень мероприятий по развитию электроэнергетики на территории автономного округа в период 2015 – 2019 годов в условиях альтернативного прогноза потребления электроэнергии (мощности).

В дополнение к мероприятиям по развитию электроэнергетики на территории автономного округа в период 2015 – 2019 годов в условиях прогноза электроэнергии (мощности), соответствующего проекту СиПР ЕЭС России на 2014 – 2020 годы, составлен перечень мероприятий, рекомендованных в случае роста нагрузок в энергосистеме автономного округа в соответствии с альтернативным прогнозом электропотребления (мощности) (таблица 4).

Перечень мероприятий по развитию электроэнергетики на территории автономного округа в период 2015 – 2019 годов в условиях альтернативного прогноза потребления электроэнергии (мощности)

Таблица 4

№ п/п	Наименование мероприятия	Технические характеристики проекта	Год ввода объекта1
1	2	3	4
1	Строительство ПС 220 кВ Исконная с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой	2х125 МВА, 2х1х3 км	2016
2	Строительство ВЛ 110 кВ Исконная – ПП Лимбя-Яха	2х10 км	2016
3	Установка устройства АОПО ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой -22	-	2015
4	Установка устройства АОПО ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-5В2		2015

Примечание.

1. Возможность корректировки перечня и приближения сроков ввода электросетевых объектов 220 кВ и выше, приведенных в проекте схемы и программы развития ЕЭС России на 2014 – 2020 годы, и включения мероприятий по их реализации в инвестиционные программы соответствующих сетевых организаций должна определяться, исходя из возможных объемов финансирования инвестиционных программ и планируемого ограничения роста тарифов на услуги естественных монополий, а также с учетом реальных сроков проектирования и сооружения таких объектов.

2. 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 автономного округа на период 2015 – 2019 годов в условиях альтернативного прогноза потребления электроэнергии (мощности) отмечается следующее:

- мероприятия по развитию электроэнергетики на территории автономного округа, предусмотренные в рамках прогноза потребления электроэнергии (мощности), соответствующего проекту СиПР ЕЭС России на 2014 – 2020 годы, в целом обеспечивают возможность перспективного роста нагрузки, соответствующего альтернативному прогнозу без дополнительных объемов вводов электросетевых объектов или генерирующих мощностей;

 - 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.

[1] В соответствии с Законом автономного округа № 42-ЗАО от 06 октября 2006 года «Об административно-территориальном устройстве Ямало-Ненецкого автономного округа» (принят Государственной Думой автономного округа 20 сентября 2006 года в редакции от 06 декабря 2012 года).

[2] Федеральная служба государственной статистики (Росстат). Бюллетень «Численность населения Российской Федерации по муниципальным образованиям на 01 января 2013 года».

[3] На основании докладов о социально-экономической ситуации в  автономном округе за 2008 – 2012 годы, подготовленных департаментом экономики  автономного округа.

[4] В текущих ценах.

[5] Соответствующая статистическая информация за 2012 год отсутствует.

[6] Информация о наличии объема свободной для технологического присоединения потребителей трансформаторной мощности по центрам питания ОАО «Тюменьэнерго» 110 кВ представлена официальном сайте компании.

[7] Соответствующая статистическая информация отсутствует.

[8] Без учета Харвутинской ГТЭС и ГТЭС Песцовая.

[9] Расчет произведен на основании данных ЕТЭБ за 2011 год.

[10] За исключением электросетевых объектов 110 кВ крупных промышленных предприятий, работающих изолировано.

[11] Представлен органом исполнительной власти автономного округа.

[12] В соответствии со сведениями, представленными ОАО «Энергетическая компания «Урал Промышленный – Урал Полярный», установленная мощность электростанции составит 268 МВт.

[13] В соответствии со сведениями, представленными ОАО «Энергетическая компания «Урал Промышленный – Урал Полярный», окончательный ввод ТЭС Полярная запланирован на 2016 год.

[14] Приведенное значение длины и срока ввода ВЛ 220 кВ Надым – Салехард соответствует данным проекта СиПР ЕЭС России на 2014 – 2020 годы. Фактическая длина линии в соответствии с проектной и рабочей документацией составляет 2х359 км. В соответствии с письмом ОАО «Российские сети» от 19 марта 2014 года № БД-717 ввод ПС 220 кВ Салехард и ПС 110 кВ Северное Сияние будет произведен в 2014 году.

[15] Схема выдачи мощности ТЭС Полярная корректируется проектом.

[16] Срок данного мероприятия синхронизирован с вводом в работу ПС 110 кВ ПСП.

[17] Срок соответствует сроку ввода ПС 220 кВ Исконная.

[18] Данное мероприятие предусмотрено проектом ИПР ОАО «Тюменьэнерго» в 2017 году.

[19] Письмо ООО «Энергетическая компания «Урал Промышленный – Урал Полярный» от 03 февраля 2014 года № 195-III.

[20] Альтернативный прогноз потребления электроэнергии (мощности) на территории автономного округа не учитывает величину нагрузки Ванкорского промышленного участка.

[21] На карте схеме учтены существующие электросетевые объекты 110 кВ и выше, а также объекты, предусмотренные проектом СиПР ЕЭС России на 2014 – 2020 годы.

[22] Указывается номер группы, к которой отнесено мероприятие:

1 – мероприятия по проекту СиПР ЕЭС России на 2014 – 2020 годы;

2 – мероприятия по развитию генерирующих мощностей и электрической сети 110 кВ в рамках технологического присоединения новых потребителей;

3 – мероприятия по развитию генерирующих мощностей и электрической сети 110 кВ и выше, рекомендованные в рамках прогноза потребления электроэнергии (мощности), соответствующего проекту СиПР ЕЭС России на 2014 – 2020 годы;

4 – мероприятия по развитию электрической сети, реализация которых находится на стадии строительства.

[23] Приведенное значение длины ВЛ 220 кВ Надым – Салехард соответствует данным проекта СиПР ЕЭС России на 2014 – 2020 годы. Фактическая длина линии в соответствии с проектной и рабочей документацией составляет 2х359 км.

[24] Срок данного мероприятия синхронизирован с вводом в работу ПС 110 кВ ПСП.

[25] Место установки устройства АОПО необходимо выбрать с учетом технико-экономического сравнения вариантов. При этом необходимо учитывать обеспечение надежного контроля защищаемого элемента электрической сети и возможную реализацию ВЧ-канала для передачи управляющих воздействий.

[26] Рекомендуется рассмотреть возможность изменения уставки АСН на отключение Р-110 на 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой со 100 кВ на 110 кВ с целью устранения дефицита реактивной мощности в Уренгойском энергорайоне.