Постановление Губернатора Ямало-Ненецкого автономного округа от 26.06.2015 № 102-ПГ

4.3. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях ЯНАО.

В соответствии с проектом СиПР ЕЭС Российской Федерации на 2015 – 2021 годы демонтаж, реконструкция, модернизация и перемаркировка генерирующего оборудования, функционирующего в ЭЭС ЯНАО, в период 2016 – 2020 годов не предусмотрены (в соответствии с вариантом с высокой степенью вероятности).

В соответствии с проектом СиПР ЕЭС Российской Федерации на 2015 – 2021 годы в 2015 году планируется ввод в эксплуатацию модуля 2х20 МВт ГТУ на Ямбургской ГТЭС, собственником которой является ООО «Газпром добыча Ямбург», а также ввод в эксплуатацию ТЭС «Полярная» общей установленной мощностью 24,5 МВт (1 – 2 пусковой комплекс в составе ГТУ мощностью 24,5 МВт в 2015 году).

По сведениям ООО «Новоуренгойский газохимический комплекс» (ОАО «Газпром») в 2016 году планируется ввод в эксплуатацию и включение на параллельную работу с ЕЭС Российской Федерации ГТЭС НГХК, установленной мощностью 120 МВт.

Перечень мероприятий по изменению установленной мощности электростанций в ЭЭС ЯНАО приведен в таблице 29.

Мероприятия по изменению установленной мощности электростанций

в ЭЭС ЯНАО

Таблица 29

№ п/п	Наименование мероприятия	Изменение установленной мощности (МВт)	Срок реализации
1	2	3	4
1.	Ввод ТЭС Полярная	24,5	2015
2.	Ввод модуля 2х20 МВт на Ямбургской ГТЭС-72	40	2015
3.	Ввод ГТЭС ООО «НГХК»	120	2016

4.4. Прогноз возможных объемов развития энергетики ЯНАО на основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ) и местных видов топлива.

4.4.1. Ветроэнергетика.

Наиболее перспективной территорией по вводу ветрогенерирующих установок является северо-западная часть ЯНАО – Ямальский и часть Приуральского районов с удельным ветровым потенциалом до 1 кВт/м². Потенциал развития генерации электроэнергии на ветрогенерирующих установках можно оценить по схеме 18.

Схема 18. Распределение удельного ветропотенциала (Вт/м²)

на высоте 100 м

Наиболее перспективным является ввод ветрогенерирующих установок в территориально удаленных от ЕЭС Российской Федерации районах для электроснабжения нефтяных, газовых месторождений и удаленных поселений без подключения ветрогенерирующих установок к ЕЭС Российской Федерации. Резервным источником электроэнергии в данном случае будет являться маневренная дизельная установка.

Ввод ветрогенерирующих установок позволит снизить зависимость отдаленных регионов от дизельного топлива, а также будет способствовать снижению себестоимости электроэнергии в этих регионах.

4.4.2. Гидроэнергетика.

Водные ресурсы ЯНАО содержат порядка 48 тысяч рек, самыми крупными из которых являются Обь в ее устье, а также реки Надым, Таз и Пур. Река Обь в пределах ЯНАО течет двумя мощными рукавами. Речная сеть составляет примерно 0,53 км на 1 км² площади. Таким образом, большое количество водоносных артерий может быть использовано для развития сегмента генерации электроэнергии малыми ГЭС.

4.4.3. Приливная энергетика.

Территория ЯНАО включает побережье Карского моря и многочисленных заливов, в число которых входит Обская губа. Поэтому перспективным может оказаться развитие возобновляемых источников энергии, основанной на энергии приливов – приливных электростанций. Однако у данного типа электростанции присутствует существенный недостаток – изменяющаяся в течение суток мощность. Данный недостаток требует обязательной работы электростанции параллельно с энергосистемой, либо резервирование электростанции работой иных электростанций и, как следствие, дополнительное сетевое строительство, что повышает стоимость возведения станции и ее инфраструктуры и снижает выгоду от дешевизны энергии, вырабатываемой станцией.

4.4.4. Солнечная энергетика.

Данный вид энергетики основывается на преобразовании электромагнитного солнечного излучения в электрическую или тепловую энергию. Потенциал развития солнечной энергетики в ЯНАО определяется тем, что выработка солнечной энергии в первую очередь зависит от географической широты, от погоды и времени суток и необходимости очистки панелей от снега и пыли. На схеме 19 приведена карта суммарной солнечной радиации в день на территории Российской Федерации.

Схема 19. Карта потока солнечной радиации, приходящегося на м²

за один день на территории Российской Федерации

По приведенной выше карте можно отметить, что по территории ЯНАО суммарная солнечная радиация на 1 м² в течение дня распределяется следующим образом: на западе – от 3 до 3,5 кВтч/м², в центральной, южной и северо-западной частях – от 3,5 до 4 кВтч/м², в северо-восточной части – от 4 до 4,5 кВтч/м². При этом продолжительность солнечного сияния по территории ЯНАО составляет менее 1700 часов в год. Карта продолжительности сияния приведена на схеме 20.

Схема 20. Карта продолжительности солнечного сияния

По приведенным выше картам можно приблизительно оценить максимальную возможную величину выработки электроэнергии на территории ЯНАО: 170 – 200 млн кВтч за год. С учетом нахождения более половины территории ЯНАО за Полярным кругом, можно утверждать, что выработка электроэнергии на солнечных электростанциях может осуществляться преимущественно в летний период. В зимний период данный вид ВИЭ не может быть использован по причине малой солнечной радиации, падающей на поверхность (высокие широты расположения региона), а периодические снегопады и затрудненный доступ к солнечным электростанциям (отсутствие дорог, большие заболоченные территории т.д.) снижают потенциал развития данного источника ВИЭ. Также данный вид ВИЭ будет требовать установки маневренных дублирующих источников энергии сопоставимой мощности, либо подключения к энергосистеме по причине непредсказуемости генерации в течение суток. Все это говорит о том, что применение солнечных электростанций на территории ЯНАО экономически и технически нецелесообразно.

4.4.5. Биоэнергетика.

Данный сегмент ВИЭ при производстве электрической и тепловой энергии в качестве сырья использует биотопливо – топливо, получаемое из биологического сырья. По типу исходного сырья различают три вида биотоплива: биологические отходы, лигно-целлюлозные соединения и водоросли.

Из биотоплива первого поколения наиболее перспективным направлением является использование торфа (наличие большого количества месторождений торфа) и леса (за 2011 год заготовка и первичная переработка составила 6 тыс. м³). В связи с тем, что в ЯНАО посевные площади растений, отходы которых могут быть использованы для производства биотоплива, крайне малы, а поголовье крупного рогатого скота не более 1000 голов, свиней – не более 2200 голов и птицы – не более 1900, использование данного типа сырья для выработки электроэнергии в промышленных масштабах не является перспективным. Расчеты, проведенные по существующим методикам, исходя из удельных показателей объема биогаза, которые возможно получить из отходов животноводства, показывают, что выход биогаза при применении технологии утилизации отходов может составить около 450 тыс. м³ или 320 т у.т. Также возможно получение биотоплива из твердых бытовых отходов и на очистных сооружениях. При переработке 25 м³ сточных вод можно получить около 1 м³ биогаза или 0,0007 т у.т. При переработке 1 т твердых бытовых отходов можно получить 70 – 115 м³ биогаза или 0,05 – 0,08 т у.т.

Для биотоплива второго поколения требуются достаточно большие посевные площади. Но в ЯНАО распространены следующие виды почв: тундровые, глеевые, арктические, торфяно-болотные и подзолистые почвы в приречных районах. В связи с большим количеством болот, избыточно увлажненных территорий и вечной мерзлотой территории, на которых возможно возделывание растений – источников сырья, присутствуют в малом количестве. В связи с непригодностью почв и коротким земледельческим сезоном получение биотоплива второго поколения на территории ЯНАО не имеет перспективы.

Биотопливо третьего поколения получается из специальных водорослей с высоким содержанием масла. Такие виды водорослей очень чувствительны к низкой температуре и требуют высокую температуру для активного роста. В условиях затяжной зимы (более 8 месяцев) и среднегодовой температуры на уровне -10°С данная технология в открытых водоемах (на территории ЯНАО находится порядка 300 000 озер) не может быть применена.

4.5. Общая оценка балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на пятилетний период.

В разделе представлены перспективные балансы электроэнергии и мощности ЭЭС ЯНАО на период 2016 – 2020 годов, учитывающие перспективный прогноз электроэнергии (мощности) энергосистемы ЯНАО на период 2014 – 2020 годов, соответствующий СиПР ЕЭС Российской Федерации на 2015 – 2021 годы.

Перспективный прогноз электроэнергии (мощности) приведен в таблице 30 (31).

Перспективный баланс электроэнергии ЭЭС ЯНАО

на период 2016 – 2020 годов (млн кВт·ч)

Таблица 30

Показатель	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год
1	2	3	4	5	6
Потребление –  всего	11 395	11 648	11 945	11 950	11 996
Выработка электростанций – всего	5 867	5 807	6 007	6 131	6 270
Уренгойская ГРЭС	3 068	3 100	3 131	3 250	3386
Ноябрьская ПГЭ	718	718	718	718	718
ПЭС Надым	180	180	180	180	180
ПЭС Уренгой	121	121	121	121	121
ГТЭС Ямбургская	310	313	315	318	318
ГТЭС Харвутинская	21	21	21	21	21
ГТЭС Песцовая	35	43	44	46	49
ГТЭС Юрхаровского НГКМ	41	41	41	41	41
ГТЭС ООО «Новоуренгойский ГХК»	930	930	1 050	1 050	1050
ТЭС Полярная	180	180	180	180	180
Муниципальные электростанции  г. Салехарда	263	160	206	206	206
Сальдо-переток («+» дефицит – получение; «-» избыток – выдача)	5 528	5 841	5 938	5 819	5 726

Перспективный баланс мощности ЭЭС ЯНАО

на период 2016 – 2020 годов, МВт

Таблица 31

Показатель	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год
1	2	3	4	5	6
Потребление мощности – всего	1570	1600	1620	1615	1620
Покрытие (установленная мощность) – всего	1040,4	1040,4	1040,4	1040,4	1040,4
Уренгойская ГРЭС	484	484	484	484	484
Ноябрьская ПГЭ	119,6	119,6	119,6	119,6	119,6
ПЭС Надым	24	24	24	24	24
ПЭС Уренгой	72	72	72	72	72
ГТЭС Ямбургская	112	112	112	112	112
ГТЭС Харвутинская	10	10	10	10	10
ГТЭС Песцовая	15	15	15	15	15
ГТЭС Юрхаровского НГКМ	8	8	8	8	8
ГТЭС ООО «НГХК»	120	120	120	120	120
ТЭС Полярная	24,5	24,5	24,5	24,5	24,5
Муниципальные электростанции  г. Салехарда	51,3	51,3	51,3	51,3	51,3
Сальдо-переток («+» дефицит – получение; «-» избыток – выдача)	529,6	559,6	579,6	574,6	579,6

Перспективный баланс электроэнергии (мощности) ЭЭС ЯНАО на период 2016 – 2020 годов характеризуется как дефицитный. Рост потребления ЭЭС ЯНАО планируется в основном за счет присоединения энергорайона г. Салехарда (до 85 МВт потребления электрической мощности в период до 2020 года) и ввода промышленного предприятия ООО «НГХК» (100,5 МВт). Данный рост электропотребления покрывается за счет ввода ГТЭС ООО «НГХК» и электростанций энергорайона г. Салехарда.

Таким образом, перспективный баланс электроэнергии (мощности) на период 2016 – 2020 годов сохранится дефицитным с небольшим увеличением сальдо перетоков из ЭЭС ХМАО.

4.6. Перечень планируемых к вводу электросетевых объектов.

На основании проведенных расчетов электрических режимов предложены мероприятия по электросетевому строительству/реконструкции, а также изменению режима работы объектов электрической сети 110 кВ и выше.

В качестве исходных данных для проведения анализа перспектив развития электрических сетей 110 кВ и выше ЭЭС ЯНАО на период 2016 – 2020 годов были использованы данные о развитии энергосистемы в соответствии с проектом СиПР ЕЭС Российской Федерации на 2015 – 2021 годы, а также мероприятия инвестиционных программ ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «Тюменьэнерго», находящиеся в стадии реализации.

В таблице 32 приведен перечень мероприятий по развитию ЭЭС ЯНАО в 2015 году, который учитывался в качестве исходных данных при разработке СиПР ЯНАО на период 2016 – 2020 годов.

Перечень мероприятий по развитию энергосистемы ЯНАО в 2015 году

Таблица 32

№ п/п	Наименование	Параметры	Год ввода	Основание для выполнения мероприятия
1	2	3	4	5
1.	Установка АТ № 4 220/110 кВ на ПС 500 кВ Муравленковская	125 МВА	2015	ликвидация перегрузок трансформаторов 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская при нормативных возмущениях в нормальной схеме
2.	Ввод ПС 220 кВ НГХК с питающей ВЛ 220 кВ Уренгой – НГХК I и II цепь	4х63 МВА, 2х35 км	2015	обеспечение технологического присоединения ООО «НГХК»
3.	Строительство ПС 220 кВ Салехард (Обдорск) с ВЛ 220 кВ Надым – Салехард (Обдорск)	2х125 МВА, 2х359 км	2015	присоединение технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем ЯНАО (г. Салехард) к ЕЭС Российской Федерации
4.	Строительство ПС 110 кВ Северное Сияние с питающими ВЛ 110 кВ	2х40 МВА 16 км	2015	присоединение технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем ЯНАО (г. Салехард) к ЕЭС Российской Федерации
5.	Строительство ПС 110 кВ Полярник с ВЛ 110 кВ	2х40 МВА 15 км	2015	присоединение технологически изолированных территориальных электроэнергетических систем ЯНАО (г. Салехард) к ЕЭС Российской Федерации
6.	Строительство заходов ВЛ 110 кВ Кирпичная-Кристалл 1,2 на ПС 220 кВ Арсенал с расширением ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Геолог	56,03 км	2015	технологическое присоединение новых потребителй Ноябрьского энергорайона
7.	Установка основных быстродействующих защит и оборудования ВЧ-обработки на ПС 500 кВ Тарко-Сале (для вновь образуемой ВЛ-110 «Тарко-Сале – Сигнал» (ВЛ-110 «Тарко-Сале – ПП Северный-4 (с отпайкой на ПС 110 кВ Тарасовская)	-	2015	выполнение требований релейной защиты и автоматики при включении в транзитный режим ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Сигнал, ВЛ 110 кВ Сигнал – Северный-4(с отпайкой на ПС 110 кВ Тарасовская)

При проведении расчетов перспективных электрических режимов в качестве исходных данных учитывались мероприятия по развитию электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы ЯНАО за период 2016 – 2020 годов, предусмотренные проектом СиПР ЕЭС Российской Федерации на 2015 – 2021 годы (таблица 33).

Перечень мероприятий по развитию ЭЭС ЯНАО в период 2016 – 2020 годов

Таблица 33

№	Наименование	Параметры	Год ввода	Основание для выполнения мероприятия
1	2	3	4	5
1.	Строительство ПС 220 кВ Исконная с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой	2х125 МВА, 2х4 км	2018	обеспечение технологического присоединения потребителей в Северном энергорайоне (район ПС 220 кВ Уренгой)
2.	Строительство ВЛ 110 кВ Исконная – ПП Лимбя-Яха	2х10 км	2018
3.	Строительство ПС 220 кВ Ермак с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея	2х125 МВА, 2х80,3 км УШР 2х63 Мвар	2016	обеспечение технологического присоединения потребителей АО «Транснефть – Сибирь» и ОАО «Тюменнефтегаз»
4.	Строительство ПС 220 кВ Славянская с ВЛ 220 кВ Ермак – Славянская № 1,2	2х25 МВА, 2х135 км	2016

При проведении расчетов перспективных электрических режимов в качестве исходной информации учитывалась информация о мероприятиях по развитию электрической сети 110 кВ и выше в рамках технологического присоединения новых потребителей (таблица 34).

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

Таблица 34

№ п/п	Наименование	Параметры	Год ввода	Основное назначение
1	2	3	4	5
1	Ввод ПС 110 кВ НПС Уренгойская с ВЛ 110 кВ ПП Лимбя-Яха – НПС Уренгойская	2х40 МВА 2х70 км	2017	присоединение потребителей ЗАО «Ямалгазинвест»
2	Ввод ПС 110 кВ ПСП с ВЛ 110 кВ Кирпичная – ПСП и ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ ПСП до места врезки в ВЛ 110 кВ Кирпичная – Пур	2х25 МВА	2017	присоединение потребителей ЗАО «Ямалгазинвест»
3	Строительство одноцепного участка ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Таланга до точки врезки ВЛ 110 кВ Кирпичная – Пурпейская	6 км	2016	присоединение потребителей ЗАО «Ямалгазинвест» и ООО «НОВАТЭК – Таркосаленефтегаз»
4	Ввод ПС 110 кВ КНС-4 с питающими ВЛ 110 кВ до места врезки в ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – ПП Комсомольский-1,2**	-	2015	присоединение потребителей ООО «РН-Пурнефтегаз»*
5	Ввод ПС 110 кВ «КНС-1» с питающими ВЛ 110 кВ от ПС 220 кВ Вынгапур	-	2015	присоединение потребителей ОАО «Газпромнефть – Ноябрьскнефтегаз»*
6	Ввод ПС 110 кВ Ачимовская с питающими ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Буран	-	2017	присоединение потребителей ОАО «Арктикгаз»*
7	Замена трансформаторов 2х25 МВА на 2х40 МВА на ПС 110 кВ Вынгаяхинская	2х40 МВА	2015	технологическое присоединение новых потребителй Ноябрьского энергорайона
8	Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Кристалл – замена трансформатора 1Т мощностью 10 МВА на трансформатор мощностью 16 МВА	16 МВА	2015	технологическое присоединение новых потребителй Ноябрьского энергорайона

Примечания.

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

** В случае отказа ООО «РН-Пурнефтегаз» от планов по строительству ПС 110 кВ  КНС-4 рекомендуется рассмотреть возможность установки 3Т на ПС 110 кВ Барсуковская или установку собственных генерирующих мощностей ООО «РН-Пурнефтегаз». Итоговые мероприятия рекомендуется определить в рамках отдельного технико-экономического обоснования.

При анализе перспектив развития электроэнергетики ЯНАО учтено объединение на параллельную работу ЭЭС ЯНАО с Ванкорским промышленным участком (ВПУ) и расширением существующей Ванкорской ГТЭС до 350 МВт в 2018 году.

4.6.1. Мероприятия, реализация которых необходима для исключения схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений в Уренгойском энергорайоне и г. Новый Уренгой

В период зимнего максимума 2014 года в случае аварийного отключения одного из двух АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Уренгой из нормальной схемы переток в контролируемом КС «Уренгой» превысил МДП (80 МВт), но не превысил АДП (140 МВт). Критерием определения МДП в КС «Уренгой» в схеме с отключенным одним АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Уренгой является недопущение превышения АДТН ВЛ 110 кВ Табъяха – Буран после аварийного отключения второго АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Уренгой (расчетный перегруз в указанной послеаварийной схеме составил 24%). Для исключения превышения МДП в указанной выше послеаварийной схеме требуется ввод ГАО в объеме 20 МВт.

Для увеличения МДП в КС «Уренгой» в схеме с отключенным одним АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Уренгой и исключения необходимости ввода ГАО необходимо и достаточно установки АОПО ВЛ 110 кВ Оленья – Табъяха.

Замена трансформаторов тока на ПС 110 кВ УГП-5В ВЛ 110 кВ УГП-5В – Буран.

При нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети в зимний период 2018 года, связанных  с отключением 1 СШ-110 кВ ПС 220 кВ Уренгой, будет наблюдаться недопустимая токовая загрузка ВЛ 110 кВ УГП-5В – Буран, обусловленная низким значением длительно допустимого тока трансформатора тока ВЛ 110 кВ УГП-5В - Буран на ПС 110 кВ УГП-5В (200 А). Для ликвидации перегрузки ВЛ 110 кВ УГП-5В – Буран потребуется ввод ГАО в объеме до 7 МВт.

Рекомендуется произвести замену указанного трансформатора тока в 2018 году с увеличением номинального тока до 400 А.

4.6.2. Дополнительные рекомендации по организации противоаварийной автоматики.

Установка устройства автоматического ограничения перегрузки оборудования (АОПО) на транзите 110 кВ Янга-Яха – Кедр – Губкинская.

В период зимнего максимума 2014 года в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя (Вынгапур – Маяк) (в связи с труднопроходимой болотистой местностью) требовался ввод ГАО в объеме до 20 МВт по условию непревышения АДТН ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр на величину 50,6% в случае аварийного отключения ВЛ 110 кВ Вынгапур – Маяк (Вынгапур – Новогодняя). Для исключения ввода ГАО в ремонтной схеме достаточно установки АОПО ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр с действием на отключение нагрузки потребителей.

Установка устройства автоматического предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ) на Уренгойской ГРЭС и ПС 220 кВ Уренгой.

При нормативных возмущениях, связанных:

- с отключением трехфазного КЗ на ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой № 1 действием УРОВ не обеспечивается динамической устойчивости Уренгойской ГРЭС;

- с отключением трехфазного КЗ на ВЛ 220 кВ Уренгой-Пангоды в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Уренгой-Надым.

 С целью обеспечения динамической устойчивости Уренгойской ГРЭС, рекомендуется установка устройств АПНУ на Уренгойской ГРЭС и ПС 220 кВ Уренгой.

Выбор управляющих воздействий, а также уставки срабатывания предложенных устройств противоаварийной автоматики раздела 4.6.2 необходимо произвести в рамках проведения отдельных проектных изысканий.

4.6.3. Перечень планируемых к вводу электросетевых объектов.

В дополнение к мероприятиям, предусмотренным проектом СиПР ЕЭС Российской Федерации на 2015 – 2021 годы (таблицы 32 – 33), а также в рамках технологического присоединения потребителей (таблица 34), составлен перечень мероприятий по развитию электрической сети 110 кВ и выше, рекомендованных к реализации в период 2016 – 2020 годов (таблица 35).

Дополнительный перечень мероприятий к таблицам 32 – 34 по развитию

 электрической сети 110 кВ и выше, рекомендованных к вводу в период

         2016 – 2020 годов

Таблица 35

№ п/п	Наименование мероприятия	Технические характеристики проекта	Год ввода объекта1	Основание для выполнения мероприятия
1	2	3	4	5
1.	Замена трансформаторов тока на ПС УГП-5В по ВЛ 110 кВ УГП-5В – Буран	-	2018	предотвращение необходимости ввода ГАО
2.	Установка АПНУ на Уренгойской ГРЭС и ПС 220 кВ Уренгой	-	2016	обеспечение динамической устойчивости Уренгойской ГРЭС
3.	Установка АОПО ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр на ПС 220 кВ Янга-Яха	-	2016	исключение необходимости ввода ГАО
4.	Замыкание в транзит ВЛ 110 кВ СП Барсуковский – ПП Комсомольский-1, 2 с включением СВ на ПП Комсомольский в нормальной схеме электрической сети. Установка основных быстродействующих защит на ПС 500 кВ Муравленковская ВЛ 110 кВ Муравленковская – СП Барсуковский-1, 2 и ПС 500 кВ Тарко-Сале ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – ПП Комсомольский-1, 2 и организацией ВЧ-канала связи2	-	2016	снижение объемов ГАО в послеаварийных режимах в ремонтных схемах сети
5.	Установка АОПО на ВЛ 110 кВ Оленья – Табъяха с действием на отключение нагрузки	-	2016	исключение необходимости ввода ГАО