Постановление Правительства Ямало-Ненецкого автономного округа от 29.04.2013 № 294-п

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, ВЛ  220 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.

В результате расчетов электрических режимов на 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) высокая загрузка транзита ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Ханымей – Губкинский;

6) при ремонте одной из ВЛ 500 кВ  СГРЭС1  –  Холмогорская или ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС2 – Кирилловская в случае аварийного отключения второй, существуют риски отключения нагрузки в послеаварийном режиме действием ЦСПА в объеме до 400 МВт;

7) 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 Уренгой.

3.2. Технологически изолированные территориальные электроэнергетические системы

По сетям 35 кВ энергосистем г. Нового Уренгоя перегрузки основного оборудования, а также нарушение статической устойчивости в нормальных, единичных ремонтных и послеаварийных режимах зимнего максимума, летнего минимума 2012 года, отсутствуют в связи с незначительностью нагрузки, подключённой к ПС 35 кВ Базовая, ПС 35 кВ Тепловая, ПС 35 кВ Константиновская, ПС 35 кВ Алевтина, ПС 35 кВ Город, ПС 35 кВ Посёлок и ПС 35 кВ Водозабор.

Существующая система электроснабжения г. Салехарда является автономной (изолированной). Электроснабжение потребителей города обеспечивается исключительно от собственных 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 г. Салехарда влияет состояние и износ электрических сетей. В настоящее время протяженность линий электрической передачи 6 кВ составляет 146 км, протяженность линий 0,4 кВ – 237 км. Часть линий 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 частях города, в особенности в районах с сохранившейся старой застройкой, срок эксплуатации ВЛ 6 кВ и 0,4 кВ составляет около 30 лет и даже более (протяженность ВЛ 6 кВ и 0,4 кВ в этих районах иногда составляет 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 часа. Недоотпуск электрической энергии за время этих отключений составил в 2009 году 12 012,13 кВтч, а за 2010 год – 23 156,7 кВтч. 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

Основными целями развития энергетики автономного округа являются:

- покрытие дефицита региона в электроэнергии за счёт собственной генерации;

- обеспечение надёжного и безопасного энергоснабжения потребителей;

- эффективное использование топливно-энергетических ресурсов региона с учётом экологических требований;

- снижение потерь в электрических сетях;

- модернизация электроэнергетического комплекса с оптимизацией топливного баланса для повышения энергетической эффективности, обеспечения развития (конкурентноспособности) экономики и повышения качества жизни населения.

 

4.2. Прогноз потребления электроэнергии и мощности на пятилетний период

Увеличение нагрузки существующих крупных потребителей приведено в таблице 4.2.1.

       Таблице 4.2.1

Изменение нагрузки крупных потребителей с 2012 по 2018 годы

№ п/п	Наименование	Прогноз развития нагрузки (МВт)
		2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год	2018  год
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1.	ОАО «Газпромнефть – Ноябрьскнефтегаз»	471	496	468	435	411	392	376
	прирост потребления, %		105	94	93	94	95	96
2.	ООО «Ноябрьский ГПК»	61	52	51	51	51	50	50
	прирост потребления, %		85	98	100	100	98	100
3.	ОАО «Губкинский ГПК»	50	49	67	67	67	83	83
	прирост потребления, %		98	137	100	100	124	100
4.	ООО «Газпром добыча Надым»	23,6	41,3	51,3	61,3	61,3	61,3	61,3
	прирост потребления, %		175	124	119	100	100	100
1	2	3	4	5	6	7	8	9
5.	ООО «Газпром добыча Уренгой»	34	37	37	38	43	44	45
	прирост потребления, %		109	100	103	113	102	102
6.	ООО «Газпром добыча Ямбург»	47	48	49	49	50	52	54
	прирост потребления, %		102	102	100	102	104	104
7.	ООО «Газпром трансгаз Югорск»	74,2	74,8	73	71,3	69,6	67,9	72,2
	прирост потребления, %		101	98	98	98	98	106
8.	ООО «Газпром трансгаз Сургут»	8,573	8,573	8,573	8,573	8,573	8,573	8,573
	прирост потребления, %		100	100	100	100	100	100
9.	ООО «РН-Пурнефтегаз»	171	170	166	160	154	164	172
	прирост потребления, %		99	98	96	96	106	105
10.	ООО «Новоуренгойский газохимический комплекс»	7,5	12,5	66	95	95	105	105
	прирост потребления, %		167	528	144	100	111	100
11.	ЗАО «Ванкорнефть»*		6	70	114	157,2	192	220
	прирост потребления, %			1 167	163	138	122	115
12.	ОАО «Роспанинтернешнл»*					21	35	49
	прирост потребления, %						167	140
	Всего	947,9	995,2	1 106,9	1 150,2	1 188,7	1 254,8	1 296,1

* В связи с наличием только данных по перспективным вводам, приведены суммарные данные по дополнительным вводам нагрузки.

Прогнозные данные по динамике изменения потребления электроэнергии приведены в таблице 4.2.2.

Таблица 4.2.2

Изменение электропотребления крупных потребителей с 2012 по 2018 годы

№ п/п	Наименование	Прогноз изменения электропотребления (млн. кВт*ч.)
		2012 год	2013 год	2014 год	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1.	ОАО «Газпромнефть – Ноябрьскнефтегаз»	3 950,4	4 430	4 410	4 434	4 008	4 046	3 880
2.	ООО «Ноябрьский ГПК»	484,7	424,0	413,3	410,6	408,9	405,3	-
3.	ОАО «Губкинский ГПК»	423,2	430,0	540,0	540,0	540,0	620,0	-
4.	ООО «Газпром добыча Надым»	180,2	251,5	277,1	311,9	349,8	359,4	-
5.	ООО «Газпром добыча Уренгой»	282,4	310	312,3	322,4	359,2	371,8	-
6.	ООО «Газпром добыча Ямбург»	333,4	332,6	333,6	334,6	335,6	336,6	-
7.	ООО «Газпром трансгаз Югорск»	429,7	435,7	425,2	415,0	405,0	395,3	-
8.	ООО «Газпром трансгаз Сургут»	75,096	75,096	75,096	75,096	75,096	75,096	-
9.	ООО «РН-Пурнефтегаз»	1 454,0	1 472,8	1 441,6	1 387,2	1 337,6	1 420,7	-
10.	ООО «Новоуренгойский газохимический комплекс»	64,8	524,9	1 262,6	1 411,0	1 607,2	1 607,2	-
	Всего	7 677,9	8 686,6	9 490,8	9 641,8	9 426,4	9 637,4	-