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

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Подготовка полезных ископаемых	14.2				183009				31002	28891	242903
Переработка полезных ископаемых	14.3			65431	4921154				187 989	147423	5321996
Заготовка и первичная переработка древесины	14.4			42					10		52
Хлеб и хлебобулочные изделия	14.5				97	72			319	378	865
Подъем и подача воды	14.6				19 042				9 250	3 401	31693
Работа подъемно-транспортных и строительно-дорожных машин и механизмов	14.7			517						4 636	5 153
Строительство	15								195	301	496
Транспорт и связь	16				3462				19761	1494	24717
Железнодорожный	16.1	478							9933		10411
Трубопроводный	16.2				925				9828	1 469	12 222
Автомобильный	16.3			133358	2537						135895
Прочий	16.4									25	25
Сфера услуг	17								5 933	4 563	10496
Население	18	17097		67 487	31048	3357			24201	528883	672073
Использование топливно-энергетических ресурсов в качестве сырья и на нетопливные нужды	19		517 231							1781	519 012

III. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики

на территории автономного округа

3.1. Синхронизированная часть.

Схема электроснабжения автономного округа делится на энергорайоны по следующим сечениям:

«СРТО»: ВЛ 500 кВ СГРЭС1 – Холмогорская, ВЛ 500 кВ СГРЭС2 – Кирилловская, ВЛ 220 кВ СГРЭС1 – Имилор, ВЛ 220 кВ СГРЭС1 – В. Моховая, ВЛ 220 кВ Вынгапур – Зима, ВЛ 220 кВ Вынгапур – Северный Варьеган;

«ЯНАО»: ВЛ 500 кВ СГРЭС1 – Холмогорская, ВЛ 500 кВ Кирилловская – Холмогорская, ВЛ-220 кВ Кирилловская – Холмогорская, ВЛ220 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 2012 год отмечено следующее.

В нормальной схеме сети превышения допустимых токов оборудования и присоединений нет, напряжения находятся в допустимых пределах.

В результате анализа текущего состояния энергосистемы автономного округа на зимний максимум нагрузки потребителей 2012 года (нормальная схема зимнего максимума 2012 года) выявлены:

1)      высокая загрузка автотрансформаторов 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская (токовая загрузка каждого АТ составляет 90%). Особенностью является схема присоединения АТ1 и АТ3 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская к СШ 110 кВ через 1 силовой выключатель. Таким образом, при аварийном отключении данного выключателя связь СШ 110 кВ и 220 кВ осуществляется через АТ2 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская, что может привести к его перегрузке;

2)      высокая загрузка автотрансформаторов АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале (загрузка каждого в среднем составляет 66%);

3)      возможность выделения района ПС 220 (500) кВ Надым, ПС 220 кВ Пангоды, ПС 220 кВ Уренгой, Уренгойская ГРЭС при сочетании аварийного отключения ВЛ 220 (500) кВ Муравленковская – Надым и 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;

4)      низкие уровни напряжения в районе сети ПС 110 кВ Кристалл и ПС 110 кВ Кирпичная (отклонение напряжения на шинах ПС 110 кВ Кристалл от номинального составляет 9% – 99,97 кВ, на шинах ПС 110 Кирпичная – 7% или 102,05 кВ);

5)      наблюдаются перегрузки транзита ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр – Губкинский в случаях наложения послеаварийного режима работы на ремонтную схему электрической сети в районе ПС 220 кВ Вынгапур, в том числе возможны нарушения статической устойчивости нагрузки в центрах питания 110 кВ, расположенных на транзите 110 кВ от ПС 220 кВ Янга-Яха до ПС 220 кВ Вынгапур;

6)      при ремонте одного из двух АТ 220/110 кВ на ПС Уренгой допустимый дефицит мощности Уренгойского узла определяется необходимостью обеспечения допустимых уровней напряжения на шинах 110 кВ ПС Уренгой в послеаварийном режиме. Минимально допустимое напряжение на шинах 110 кВ ПС Уренгой, являющихся контрольным пунктом по напряжению, составляет 101 кВ, аварийно допустимое значение напряжения составляет 94 кВ. При нормативном аварийном возмущении (отключение второго АТ 220/110 кВ ПС Уренгой) снижение напряжения в Уренгойском узле составит более 20% (ниже 90 кВ). Для обеспечения допустимых уровней напряжения в послеаварийном режиме необходим ввод графиков временного ограничения потребления мощности в районе ПС 220 кВ Уренгой;

7)      низкая надежность электроснабжения потребителей г. Нового Уренгоя, обусловленная наличием отпаек от ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха-2 и от ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-5В, что приводит к высокой вероятности отключения потребителей Северной части г. Нового Уренгоя (ПС 110 кВ Ева-Яха, ПС 110 кВ Ямали ПС 110 кВ Опорная) без возможности резервирования по сетям 6-35 кВ из Южной части города. Кроме того, при аварийном отключении 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха-2 город оказывается полностью обесточен.

3.2. Технологически изолированные территориальные электроэнергетические системы.

Существующая система электроснабжения г. Салехарда является автономной (изолированной). Электроснабжение потребителей города обеспечивается от автономных источников – 4-х муниципальных электростанций (ДЭС-1, ДЭС-2, ГТЭС-3 и ТЭС-14). Центрами питания являются ПС 35 кВ Дизельная, Центральная и Турбинная, которые в связи с непрерывным ростом нагрузок и подключением новых объектов капитального строительства практически исчерпали свои возможности по установленной мощности и полностью по пропускной способности потребительских обмоток ПС 35 кВ Дизельная.

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 (протяженность ВЛ 6 кВ и 0,4 кВ в этих районах может составлять несколько километров). Резервирование большинства протяженных линий отсутствует и в случае отключения головных участков потребители продолжительное время не получают электрическую энергию.

В этих районах значительное количество аварий и отключений в воздушных линиях электропередачи вызвано их ветхостью. Подтверждением этому являются технологические нарушения в сетях 6 и 0,4 кВ с часто повторяющимися адресами. 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 час. Недоотпуск электрической энергии за время этих отключений составил в 2009 году 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 снижения качества напряжения у потребителей, частых обрывах проводов из-за их износа и несоответствия сечения действующим нагрузкам. Во многих случаях сечение проводов существующих линий не соответствует возросшим за последние годы нагрузкам. Такое состояние линий приводит к росту технических потерь электрической энергии. Состояние многих опор также неудовлетворительное. Железобетонные опоры имеют сколы и трещины, отклонение от вертикальной оси многих из них значительно выше допустимого, велико количество загнивших деревянных опор – более 320 шт.

Для обеспечения объектов перспективного капитального строительства инженерной инфраструктурой в области электроснабжения и для повышения надежности и качества электроснабжения существующих потребителей необходимо провести строительство новых высоковольтных линий электропередачи, а также модернизировать некоторые существующие ВЛ и КЛ.

IV. Основные направления развития электроэнергетики

автономного округа

4.1. Цели и задачи развития электроэнергетики автономного округа.

В рамках Программы социально-экономического развития автономного округа на 2012 – 2016 годы (далее – программа СЭР) (утверждена Законом автономного округа от 24 декабря 2012 года № 148-ЗАО) установлены следующие цели и задачи.

Цель социально-экономического развития автономного округа – 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 предусмотрено решение следующих задач:

- развитие инфраструктуры и отраслей социальной сферы;

- развитие экономического потенциала автономного округа;

- сохранение и развитие человеческого потенциала и традиций;

- охрана окружающей среды и оздоровление экологии автономного округа;

- становление автономного округа международным форпостом развития Арктики.

Для решения задач развития инфраструктуры и экономического потенциала автономного округа основными целями развития электроэнергетики автономного округа являются:

- модернизация электроэнергетического комплекса для повышения энергетической эффективности и обеспечения развития (конкурентоспособности) экономики и повышения качества жизни населения;

- обеспечение надёжного и безопасного энергоснабжения потребителей;

- снижение дефицита региона в электроэнергии (мощности);

- 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 учётом экологических требований;

- поддержание требуемых уровней напряжения в соответствии с ГОСТ 13109-97 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 2015 – 2019 годов.

Прогноз электропотребления и мощности по территории автономного округа на период 2015 – 2019 годов приведен в таблице 23.

Прогноз электропотребления и мощности по территории автономного

округа на период 2015 – 2019 годов

Таблица 23

Показатель	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год
1	2	3	4	5	6
Электропотребление (млнкВт·ч)	11570	11690	12 070	12 675	12655
Максимум нагрузки (МВт)	1570	1620	1675	1775	1760

Прогноз электропотребления, приведенный в таблице 23, соответствует прогнозу электропотребления проекта Схемы и программы развития ЕЭС России на 2014 – 2020 годы (далее – проект СиПР ЕЭС России на 2014 – 2020 годы).

Данные о прогнозном потреблении электроэнергии (мощности) крупных потребителей на период до 2019 года приведены в таблице 24.

С целью определения мероприятий по развитию электроэнергетики автономного округа в случае превышения темпов роста электрической нагрузки, соответствующих проекту СиПР ЕЭС России на 2014 – 2020 годы, а также для учета неподтвержденных заявок на технологическое присоединение крупных потребителей в работе рассмотрен альтернативный прогноз потребления электроэнергии (мощности)[1][11].

Материалы по разработке мероприятий по развитию электроэнергетики на территории автономного округа в рамках альтернативного прогноза представлены в приложении Е данного отчета. Сопоставление прогнозов максимума нагрузки централизованной части энергосистемы автономного округа на период до 2019 года приведено на схеме 16.

Схема 16. Сопоставление прогнозов потребления электроэнергии централизованной части энергосистемы автономного округа (млн кВт·ч)

Прогноз потребления электроэнергии крупными потребителями на территории автономного округа

на период до 2019 года (млн. кВт·ч)

Таблица 24

Наименование потребителя	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год
1	2	3	4	5	6	7	8
ООО «НОВАТЭК – ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ» (с учетом выработки электроэнергии собственными электростанциями)	88,4	101,0	101,2	99,7	99,7	99,7	99,7
ООО «НОВАТЭК – ТАРКОСАЛНЕФТЕГАЗ»	54,1	60,5	82,5	99,3	109,0	119,6	131,6
ООО «НОВАТЭК – ПУРОВСКИЙ ЗПК»	57,5	109,1	134,4	131,2	144,0	144,0	144,0
ООО «Газпром добыча Уренгой» (с учетом выработки электроэнергии собственными электростанциями)	281,9	288,2	313,0	327,6	348,2	356,9	359,4
ООО «Новоуренгойский газохимический комплекс»	29,2	44,0	64,8	330,0	480,0	677,2	677,2
ООО «Газпром добыча Надым»	54,7	55,8	55,8	55,8	55,8	55,8	55,8
ООО «РН-Пурнефтегаз» (с учетом выработки электроэнергии ГПЭС Тарасовская)	1620,0	1672,0	1714,0	1720,0	1715,0	1704,0	1704,0
ООО «Газпром добыча Ямбург» (с учетом выработки электроэнергии собственными электростанциями)	290,9	311,1	342,0	342,0	345,0	347,0	350,0
ОАО «Газпромнефть – Ноябрьскнефтегаз»	4656,9	4361,3	4154,9	3903,8	4593,8	4555,7	4501,3
ООО «Газпром переработка» (ЗПКТ, УТЖУ)	78,1	80,6	125,0	165,3	178,9	269,2	269,2
ООО «Газпром трансгаз Сургут»	50,4	50,8	50,8	50,8	50,8	50,8	50,8

В таблице 25 приведен прогноз потребления тепловой энергии на территории автономного округа на период 2015 – 2019 годов с указанием прогноза по муниципальным образованиям.

Прогноз потребления тепловой энергии на территории автономного округа

 на период 2015 – 2019 годов

 Таблица 25

№ п/п	Прогноз потребления тепловой энергии (тыс. Гкал)	Год
		2015		2016	2017	2018	2019
1	2	3		4	5	6	7
Всего по автономному округу		7605		7872	8140	8354	8547
В том числе
1	Город Новый Уренгой	1833,1		1928,3	2028,8	2099,7	2169,2
2	Город Ноябрьск	1542,7		1592,9	1643,0	1684,3	1725,6
3	Город Надым	1082,6		1090,3	1113,5	1129,0	1138,4
4	Город Салехард	785,6		809,1	832,7	856,2	879,8
5	Город Губкинский	468,8		472,6	476,0	478,8	481,2
6	Город Лабытнанги	465,6		479,1	492,7	506,2	518,3
7	Поселок  Пангоды	229,5		242,8	256,0	269,3	282,5
8	Поселок Тазовский	133,5		144,3	165,8	175,1	179,0
9	Поселок  Пурпе	102,3		108,6	111,5	115,2	115,5
10	Село  Красноселькуп	79,5		76,6	73,7	70,9	71,6
11	Село Яр-Сале	69,4		78,3	78,3	78,3	78,3
12	Поселок городского типа Харп	72,7		77,6	82,2	87,1	90,9
13	Село Сеяха	61,2		74,5	74,5	74,5	74,5
14	Село Толька	58,4		58,7	61,6	64,1	65,2
15	Поселок Ханымей	41,4		42,2	42,2	44,8	46,0
16	Сельское поселение Мужевское	46,1		47,8	48,8	50,1	50,8
17	Сельское поселение Аскарковское	45,3		46,7	47,9	48,5	49,9
18	Поселок Пуровское	41,1		42,5	44,2	45,9	46,9
19	Поселок Лонгъюган	29,8		29,8	29,8	29,8	30,0
20	Село Газ-Сале	41,5		44,4	45,8	46,9	48,0
21	Сельское поселение Приозерный	32,9		32,9	32,9	33,8	33,8
22	Село Мыс Каменный	34,1		34,1	34,1	34,1	34,1
23	Поселок Ягельный	22,0		22,3	22,3	22,3	22,5
24	Село Новый Порт	23,5		23,5	23,2	23,2	22,9
25	Село Гыда	22,9		22,9	22,6	22,6	22,6
26	Сельское поселение Белоярское	21,4		23,1	23,1	23,1	23,5
27	Село Антипаюта	21,8		22,6	23,3	23,6	24,0
1	2	3	4		5	6		7
28	Сельское поселение Горковское	18,8	20,4		21,7	22,9		23,9
29	Поселок Правохеттинский	41,8	41,1		40,3	39,6		39,6
30	Село Самбург	20,2	20,5		20,9	22,0		22,7
31	Село Панаевск	18,8	19,2		19,2	19,2		19,2
32	Село Салемал	15,0	16,1		16,1	16,1		16,1
33	Сельское поселение Ныда	13,1	13,8		14,5	15,6		17,1
34	Сельское поселение Овгортское	9,2	9,6		10,2	10,8		11,1
35	Село Катравож	7,9	8,2		8,2	8,5		8,8
36	Поселок Заполярный	10,9	11,4		11,4	11,4		11,4
37	Село Ратта	7,9	7,9		7,9	7,9		7,9
38	Деревня Харампур	5,2	5,5		5,8	6,2		6,2
39	Село Находка	5,4	5,7		5,7	6,1		6,1
40	Сельское поселение Шурышкарское	4,6	5,0		5,3	5,3		5,6
41	Село Халясавей	4,6	4,7		5,6	7,3		7,6
42	Село Кутопьюган	7,1	8,5		9,9	11,3		12,0
43	Сельское поселение Лопхаринское	2,6	2,6		2,6	3,0		3,0
44	Село Питляр	1,9	2,2		2,2	2,2		2,5
45	Сельское поселение Азовское	1,7	1,7		1,7	1,9		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