Распоряжение Губернатора ХМАО - Югры от 25.11.2015 N 281-рг "Об утверждении схемы и программы развития электроэнергетики Ханты-Мансийского автономного округа - Югры на период 2016 - 2020 годов"

ГУБЕРНАТОР ХАНТЫ-МАНСИЙСКОГО АВТОНОМНОГО ОКРУГА - ЮГРЫ

РАСПОРЯЖЕНИЕ
от 25 ноября 2015 г. № 281-рг

ОБ УТВЕРЖДЕНИИ СХЕМЫ И ПРОГРАММЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ
ХАНТЫ-МАНСИЙСКОГО АВТОНОМНОГО ОКРУГА - ЮГРЫ
НА ПЕРИОД 2016 - 2020 ГОДОВ

В соответствии с пунктом 25 Правил разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденных Постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года № 823:
Утвердить прилагаемую схему и программу развития электроэнергетики Ханты-Мансийского автономного округа - Югры на период 2016 - 2020 годов.

Губернатор
Ханты-Мансийского
автономного округа - Югры
Н.В.КОМАРОВА





Приложение
к распоряжению Губернатора
Ханты-Мансийского
автономного округа - Югры
от 25 ноября 2015 года № 281-рг

СХЕМА
И ПРОГРАММА РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ ХАНТЫ-МАНСИЙСКОГО
АВТОНОМНОГО ОКРУГА - ЮГРЫ НА ПЕРИОД 2016 - 2020 ГОДОВ

1. Общая характеристика Ханты-Мансийского
автономного округа - Югры

1.1. Географические особенности региона

Ханты-Мансийский автономный округ - Югра (далее также - ХМАО, автономный округ, Югра) - субъект Российской Федерации, входит в состав Уральского федерального округа. Административный центр округа - город Ханты-Мансийск. ХМАО расположен в серединной части России и Евразийского материка. С запада на восток территория региона простирается на 1400 км от восточных склонов Северного Урала почти до берегов Енисея; с севера на юг - на 900 км от Сибирских Увалов до Кондинской тайги. На севере округ граничит с Ямало-Ненецким автономным округом, на северо-западе - с Республикой Коми, на юго-западе - со Свердловской областью, на юге - с Тобольским и Уватским районами Тюменской области, на юго-востоке - с Томской областью и Красноярским краем.
Вся территория ХМАО относится к районам Крайнего Севера.
Округ граничит одновременно с шестью субъектами Российской Федерации. Расположен в зоне таежных лесов и болот. Рельеф региона разнообразен: на его территории есть равнины, предгорья и горы. Высшие точки - гора Народная (1895 м) на Приполярном Урале и гора Педы (1010 м) на Северном Урале.
В округе протекают две крупных реки: Обь, протяженностью 3650 км, и ее приток Иртыш, длина которого 3580 км. Притоки этих рек также соизмеримы с крупными водными артериями. Практически все реки округа имеют низкую скорость течения, характеризуются весенне-летними разливами и паводками. Треть территории округа занимают болота. В окружении болот и лесов расположено около 300 тыс. озер.

1.2. Климатические особенности региона

Климат округа умеренный континентальный. Отличается резкой переменой погоды весной и осенью, перепадами температур в течение суток. Зимы продолжительные, снежные и холодные. Морозы могут установиться на несколько недель при температуре воздуха ниже минус 30 градусов. Лето короткое и теплое.
На формирование климата существенное влияние оказывают защищенность территории с запада Уральским хребтом и открытость территории с севера, способствующая проникновению холодных арктических масс, а также равнинный характер местности с большим количеством рек, озер и болот.

1.3. Административно-территориальное деление региона

Ханты-Мансийский автономный округ - Югра разделен на 9 районов, 13 городских округов, 26 поселков городского типа, 57 сельских поселений.
Автономный округ включает в себя следующие территории городов окружного значения: Белоярский, Когалым, Лангепас, Мегион, Нефтеюганск, Нижневартовск, Нягань, Покачи, Пыть-Ях, Радужный, Сургут, Урай, Ханты-Мансийск, Югорск. Муниципальные районы - Белоярский, Березовский, Кондинский, Нефтеюганский, Нижневартовский, Октябрьский, Советский, Сургутский и Ханты-Мансийский.
Города окружного значения:
город Когалым;
город Лангепас;
город Мегион;
город Нефтеюганск;
город Нижневартовск;
город Нягань;
город Покачи;
город Пыть-Ях;
город Радужный;
город Сургут;
город Урай;
город Ханты-Мансийск;
город Югорск;
Муниципальные районы:
Белоярский район;
Березовский район;
Кондинский район;
Нефтеюганский район;
Нижневартовский район;
Октябрьский район;
Советский район;
Сургутский район;
Ханты-Мансийский район;
Городские поселения:
Агириш;
Андра;
Барсово;
Белый Яр;
Березово;
Зеленоборск;
Игрим;
Излучинск;
Коммунистический;
Кондинское;
Куминский;
Луговой;
Малиновский;
Междуреченский;
Мортка;
Новоаганск;
Октябрьское;
Пионерский;
Пойковский;
Приобье;
Таежный;
Талинка;
Федоровский;
Сельские поселения: Алябьевский, Аган, Большие Леуши, Бобровский, Болчары, Вата, Ваховск, Верхнеказымский, Выкатной, Горноправдинск, Зайцева Речка, Казым, Каменное, Каркатеевы, Карымкары, Кедровый, Красноленинский, Куть-Ях, Кышик, Ларьяк, Лемпино, Леуши, Локосово, Луговской, Лыхма, Лямина, Малый Атлым, Мулымья, Нижнесортымский, Нялинское, Перегребное, Покур, Полноват, Половинка, Приполярный, Русскинская, Салым, Саранпауль, Светлый, Селиярово, Сентябрьский, Сергино, Сибирский, Сингапай, Согом, Солнечный, Сорум, Сосновка, Сытомино, Тундрино, Угут, Ульт-Ягун, Унъюган, Усть-Юган, Хулимсунт, Цингалы, Чеускино, Шапша, Шеркалы, Шугур.
Административный центр автономного округа - город Ханты-Мансийск. Общая площадь составляет 534,8 тыс. км2.
Промышленный прогресс последних десятилетий способствовал росту населения ХМАО. За пятьдесят лет численность населения в регионе достигла к 1 января 2015 г. 1612076 человек. Основные населенные пункты ХМАО приведены в таблице 1.1.

Таблица 1.1

Населенные пункты, численность населения
которых свыше 10 тысяч по состоянию на 01.01.2014

Населенный пункт
Кол-во жителей, человек
Населенный пункт
Кол-во жителей, человек
Сургут
332313
Югорск
35833
Нижневартовск
265994
Советский
28087
Нефтеюганск
125850
Пойковский
26008
Ханты-Мансийск
93493
Федоровский
23285
Когалым
61011
Белоярский
20211
Нягань
55946
Излучинск
18428
Мегион
48949
Покачи
17471
Радужный
43177
Белый Яр
16859
Лангепас
42801
Нижнесортымский
12110
Пыть-Ях
41000
Междуреченский
11423
Урай
39893
Солнечный
10103
Лянтор
40000
Новоаганск
9895

1.4. Структура экономики

Ханты-Мансийский автономный округ - Югра является основным нефтегазоносным районом России и одним из крупнейших нефтедобывающих регионов мира, относится к регионам-донорам России и лидирует по ряду основных экономических показателей:
I - по добыче нефти;
I - по производству электроэнергии;
II - по объему промышленного производства;
II - по добыче газа;
II - по поступлению налогов в бюджетную систему.
III - по объему инвестиций в основной капитал.
Предприятия автономного округа своей деятельностью формируют существенную часть российской экономики: около 7,0% промышленного производства и 15,2% доходов государственного бюджета.
Доля ХМАО в общероссийской добыче нефти за 2014 год составила 47,7%. На территории автономного округа осуществляют свою деятельность 104 нефтегазодобывающие компании.
Доля автономного округа в общем объеме добычи газа в России - 5,0%.
В 2014 году добыто 250,2 млн. тонн нефти и извлечено 32,2 млрд. м3 газа.
На территории округа действуют 6 нефтеперерабатывающих предприятий, 8 газоперерабатывающих предприятий, 1 завод стабилизации газового конденсата.
Ежегодно в Югре растет объем строительных работ. В 2014 году введено 1 115,38 миллиона квадратных метров жилья.
Хорошо развитая сеть современных автомобильных, железнодорожных, водных путей, интенсивное авиасообщение с городами России и зарубежья - один из определяющих факторов эффективного развития экономических связей. По территории Югры проходят два из 18-ти основных автодорожных коридоров России: "Северный маршрут" (Пермь - Серов - Ивдель - Ханты-Мансийск - Нефтеюганск - Сургут - Нижневартовск - Томск) и "Сибирский коридор" (Тюмень - Сургут - Новый Уренгой - Надым - Салехард).
Ханты-Мансийский автономный округ - Югра - экспортно-ориентированный регион, и в общем объеме внешнеторгового оборота на долю экспорта приходится - 94,1%, на долю импорта - 5,9%. На экспорт идут: топливо минеральное, нефть и продукты их перегонки, битуминозные вещества, воски минеральные; древесина, древесный уголь. Из всего объема экспорта - 99,0% - это сырая нефть. Импорт товаров и услуг в регион за последний год увеличился на 13,7%. В Югру ввозят: машины, оборудование и транспортные средства; металлы и изделия из них; продукцию химической промышленности.
Особое место в экономике Югры занимает развитие инноваций. Для поддержки субъектов инновационной деятельности в регионе созданы: автономное учреждение Ханты-Мансийского автономного округа - Югры "Технопарк высоких технологий"; некоммерческие организации: "Фонд поддержки предпринимательства Югры"; "Фонд развития Ханты-Мансийского автономного округа - Югры", "Фонд микрофинансирования Ханты-Мансийского автономного округа - Югры". В регионе работает 153 инновационных компаний, большая часть которых - резиденты Технопарка.
Структура экономики автономного округа в 2014 году представлена следующими видами экономической деятельности (рисунок 1.1): добыча полезных ископаемых составляет 80,37%, производство и распределение электроэнергии, газа и воды - 6,71%, производство нефтепродуктов - 10,79%, производство машин и оборудования - 0,91%, обработка древесины и производство изделий из дерева - 0,21%, производство пищевых продуктов - 0,15%, производство строительных материалов - 0,12%.



Рисунок 1.1. Отраслевая структура
по видам экономической деятельности ХМАО

Динамика и индекс физического объема промышленного производства за последние годы приведены в таблице 1.2.

Период
Индекс физического объема промышленного производства, %
Объем промышленного производства, млрд. руб.
Доля добычи полезных ископаемых в объеме промышленного производства, %
Доля обрабатывающих производств в объеме промышленного производства, %
Доля производства электроэнергии, газа и воды в объеме промышленного производства, %
2010
112,6
2173,8
86,2
6,2
7,6
2011
120,3
2614,3
89,1
4,3
6,67
2012
111,4
2913,4
90,7
3,2
6,1
2013
100,3
2921,0
90,5
3,2
6,3
2014
104,0
3037,5
80,37
12,92
6,71

За период 2010 - 2014 гг. на территории ХМАО наблюдается рост инвестиционной активности. На территории округа в 2014 году из производственных мощностей введены в действие:
2533 нефтяные скважины из эксплуатационного бурения;
линии электропередачи напряжением 35 - 110 кВ - 155,0 км;
электростанции турбинные тепловые - 419,9 тыс. кВт;
трансформаторные понизительные подстанции напряжением 35 кВ и выше - 66,7 тыс. кВА;
скважины нефтяные из разведочного бурения - 8 ед.;
6 станций технического обслуживания легковых автомобилей;
автомобильные дороги с твердым покрытием, всего - 100,3 км, из них общего пользования - 31,0 км, необщего пользования - 69,3 км; из автомобильных дорог общего пользования 7,9 км - местного значения, 23,1 км - региональные или межмуниципальные; из них: цементобетонные - 6,1 км, асфальтобетонные - 24,9 км.

2. Анализ существующего состояния электроэнергетики
Ханты-Мансийского автономного округа - Югры
за прошедший пятилетний период

2.1. Характеристика энергосистемы, осуществляющей
электроснабжение потребителей Ханты-Мансийского
автономного округа - Югры

Электроэнергетическая система (ЭЭС) ХМАО входит в состав Тюменской энергосистемы и имеет электрические связи с ЭЭС Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО) и Тюменской области, также имеется связь с энергосистемами Свердловской и Томской областей. На территории ХМАО имеются районы, питание которых осуществляется от источников электроэнергии, работающих изолированно от Единой энергетической системы России (далее - энергорайоны ХМАО, работающие изолированно от энергосистемы). ЭЭС Ханты-Мансийского автономного округа - Югры представлена электрическими сетями класса 500 кВ и ниже. Энергорайоны ХМАО, работающие изолированно от энергосистемы, представлены сетью 35 кВ и ниже и содержат большой объем распределенной генерации, базирующей на автономных дизельных и газотурбинных электростанциях.
2.1.1. ЭЭСХМАО
Передачу электрической энергии на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры осуществляют:
в магистральном сетевом комплексе филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири классом напряжения эксплуатируемого оборудования 220 кВ и выше. В эксплуатации находится 11292,78 км линий электропередачи классом напряжения 220 - 500 кВ и 58 шт. подстанций классом напряжения 220 - 500 кВ, суммарной установленной мощностью 27670,93 МВА.
в распределительных сетях - ОАО "Тюменьэнерго" классом напряжения эксплуатируемого оборудования 0,4 - 110 кВ. В эксплуатации находится 8752,454 км линий электропередачи классом напряжения 0,4 - 110 кВ и 470 подстанций классом напряжения 10 - 220 кВ, суммарной установленной мощностью 18403 МВА.
При передаче и распределении электрической энергии задействованы электрические сети крупных потребителей ОАО "Сургутнефтегаз", ООО "РН-Юганскнефтегаз", ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" и др.
На территории Ханты-Мансийского автономного округа функционируют следующие крупные электросетевые компании:
Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - МЭС Западной Сибири;
ОАО "Тюменьэнерго";
ОАО "ЮТЭК-РС";
ОАО "ЮРЭСК".
Электроснабжение городов и населенных пунктов автономного округа обеспечивает 23 предприятия коммунальной энергетики. Предприятиями коммунальной энергетики обслуживаются линии электропередачи классом напряжения 0,4 - 110 кВ протяженностью порядка 13277,3 км и трансформаторных подстанций классом напряжения 0,4 - 110 кВ - 4461 шт.
Сбыт электрической энергии потребителям на территории автономного округа осуществляют следующие энергосбытовые компании:
ЗАО "ЕЭСнК" (ОАО "РН-Няганьнефтегаз", ОАО "ЭСК Черногорэнерго", ОАО "Самотлорнефтегаз", ОАО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие", ОАО "Нижневартовское нефтегазоперерабатывающее объединение", ОАО "РН-Нижневартовск", ОАО "Корпорация Югранефть", ООО "Совместное предприятие "Ваньеганнефть");
МП "ГЭС" (г. Ханты-Мансийск);
"Тюменьэнергосбыт" - филиал ОАО "Энергосбытовая компания "Восток" (г. Сургут);
ООО "РН-Энерго" (ООО "РН-Юганскнефтегаз", ВНК "Томскнефть");
ООО "НЭСКО" (г. Нижневартовск);
ООО "Русэнергоресурс" (ОАО "Сибнефтепровод");
ООО "Сургутэнергосбыт" (ОАО "Сургутнефтегаз");
ОАО "Тюменская энергосбытовая компания";
ООО "Транснефтьэнерго" (ООО "СамараТранснефтьСервис", ОАО "Сибнефтепровод" Нижневартовский район);
ООО "Межрегионэнергосбыт" (ООО "Няганьгазпереработка", ОАО "Южно-Балыкский ГПК", ООО "Газпром трансгаз Сургут", ООО "Белозерный ГПК", ООО "Нижневартовский ГПК");
ООО "ЛУКОЙЛ-ЭНЕРГОСЕРВИС" (ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь");
ОАО "Югорская территориальная энергетическая компания".
В ЭЭС ХМАО электроснабжение потребителей осуществляется от крупных электростанций (Сургутская ГРЭС-1, Сургутская ГРЭС-2, Нижневартовская ГРЭС, Няганская ГРЭС и др.), осуществляющих параллельную с Тюменской энергосистемой работу.
ЭЭС ХМАО обеспечивает электроснабжение муниципальных районов и населенных пунктов, перечень которых приведен в таблице 2.1.

Таблица 2.1

Муниципальные районы и населенные пункты,
электроснабжение которых осуществляется от ЭЭС ХМАО

N
Муниципальные районы и населенные пункты Ханты-Мансийского автономного округа - Югры
1
ГО город Когалым
2
ГО город Лангепас
3
ГО город Мегион
4
ГО город Нефтеюганск
5
ГО город Нижневартовск
6
ГО город Нягань
7
ГО город Покачи
8
ГО город Пыть-Ях
9
ГО город Сургут
10
ГО город Урай
11
ГО город Ханты-Мансийск
12
ГО город Югорск
13
ГО город Радужный
14
Белоярский район
15
Березовский район
16
Кондинский район
17
Нефтеюганский район
18
Нижневартовский район
19
Октябрьский район
20
Советский район
21
Сургутский район
22
Ханты-Мансийский район

Максимальная нагрузка ЭЭС ХМАО, по данным Филиала ОАО "СО ЕЭС" Тюменское РДУ за 2014 г. составила 8945 МВт. Потребление электроэнергии централизованной части ХМАО за 2014 г. составило 70,634 млрд кВт·ч.
2.1.2. Энергорайоны ХМАО, работающие изолированно от энергосистемы
К районам, питание которых осуществляется от источников электроэнергии, работающих изолированно от Единой энергетической системы России, относятся:
отдельные населенные пункты Березовского, Кондинского, Октябрьского, Белоярского, Нижневартовского, Сургутского и Ханты-Мансийского муниципальных районов. Максимумы нагрузок в энергорайоне населенных пунктов в среднем составляют около 0,6 МВт;
поселки прикомпрессорных станций (далее КС) магистральных газопроводов в Березовском муниципальном районе. Максимум нагрузки в энергорайоне населенных пунктов составляет 12 МВт;
поселки при КС магистральных газопроводов других муниципальных районов.
Муниципальные районы и населенные пункты ХМАО, питание которых осуществляется от источников электроэнергии, работающих изолированно от Единой энергетической системы России, приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2

Муниципальные районы и населенные пункты ХМАО,
питание которых осуществляется от источников электроэнергии,
работающих изолированно от Единой энергетической
системы России

N
Муниципальные районы и населенные пункты ХМАО - Югры

Березовский район
в том числе:
1
д. Теги
2
д. Устрем
3
д. Шайтанка
4
д. Анеева
5
п. Ванзетур
6
пос. Саранпауль
7
с. Сосьва
8
д. Ломбовож
9
д. Кимкъясуй
10
д. Сартынья
11
д. Щекурья
12
пос. Приполярный
13
пос. Хулимсунт
14
с. Няксимволь

Кондинский район
в том числе:
15
пос. Щугур
16
с. Карым
17
д. Никулкино

Октябрьский район
в том числе:
18
д. Большой Атлым
19
пос. Горнореченск

Белоярский район
в том числе:
20
с. Ванзеват
21
с. Тугияны
22
д. Пашторы
23
д. Нумто

Ханты-Мансийский район
в том числе:
24
п. Урманный
25
с. Елизарово
26
п. Кедровый
27
п. Кирпичный
28
с. Кышик
29
п. Пырьях
30
с. Зенково
31
с. Нялинское
32
д. Согом
33
п. Лугофилинская

Нижневартовский район
в том числе:
34
с. Корлики
35
д. Путьюг
36
д. Сосновый Бор
37
д. Усть-Колекъеган

Сургутский район
в том числе:
38
д. Тауровка

2.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии
в Ханты-Мансийском автономном округе - Югре и структура
электропотребления по основным группам потребителей
за последние 5 лет

В таблице 2.3 приведена динамика электропотребления ЭЭС ХМАО в период с 2010 по 2014 гг.

Таблица 2.3

Динамика электропотребления ЭЭС ХМАО
за период 2010 - 2014 гг.

Наименование показателя
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
2014 г.
Электропотребление, млн. кВт·ч
64666,9
65157,2
65761,4
68993,162
70634,8
Среднегодовые темпы прироста электропотребления (%)
+1,26
+0,76
+0,93
+4,9
+2,38

В таблице 2.4 представлена отраслевая структура электропотребления по территории ХМАО.

Таблица 2.4

Структура электропотребления по Ханты-Мансийскому
автономному округу - Югре

N
Наименование отрасли
Относительное электропотребление, %
1
Нефтедобыча
72
2
Транспорт углеводородов
7,8
3
Газопереработка
6,8
4
Население
4,2
5
Сельское хозяйство
0,023
6
Прочие потребители
9,177
7
Суммарное потребление
100

2.3. Перечень основных крупных потребителей
электрической энергии

Сведения о динамике электропотребления (Эпотр), крупных потребителей электрической энергии и мощности ХМАО приведены в таблице 2.5.

Таблица 2.5

Сведения об электропотреблении крупных потребителей
энергосистемы ХМАО за период 2010 - 2014 гг.

N
Наименование потребителя
Потребление электроэнергии, млн. кВт·ч
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
2014 г.
1
ООО "РН-Юганскнефтегаз"
9080
9298
9525
9290
12233,11
2
ОАО "РН-Няганьнефтегаз"
1020,4
976,3
947,4
944,2
1009,32
3
ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь"
8684
9230
9949
10333
10205,12
4
ОАО "Сургутнефтегаз"
11789
11949
11867
11912
11686,38
5
Нижневартовское КЦДПНГ НГДУ "Уфанефть" ООО "Башнефть-Добыча"
106,5
105,9
105,9
104,0
95,3
6
ООО "ЮрскНефть"
249
197
216
225
275,28
7
ООО "Белозерный ГПК"
1302,5
1342,0
1426,3
1407,1
1391,79
8
ООО "Нижневартовский ГПК"
1383
1494
1484
1508
1518,97
9
Сургутский ЗСК филиал ООО "Газпром переработка" ОАО "Газпром"
231
238
282
244
275,14
10
"Южно-Балыкский газоперерабатывающий завод" - филиал ОАО "СибурТюменьГаз"
347
258
231
392
492,7
11
ОАО "МПК "АНГГ"
252,96
264,69
286,92
381,59
312,92
12
ООО "Газпромтрансгаз Сургут"
896,7
1223,2
1150,3
1193
878,76
13
ООО "Газпромнефть-Хантос"
677
715
859
945
1054
14
ООО "Няганьгазпереработка" (ООО "Юграгазпереработка")
420
419
511
530
548,8
15
ОАО "Самотлорнефтегаз"
4880,6
4880,6
4880,6
4980,1
5671,31
16
СП "Ваньеганнефть"
369,0
348,0
309,2
314,5
323
17
ЗАО "ЛУКОЙЛ-АИК"
83,0
89,4
89,4
192,6
215,31
18
ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз"
3625,9
3326,2
3296,2
3394,5
3316,3
19
ОАО "Варьеганэнергонефть" (ОАО "Варьеганнефтегаз", ОАО "Варьеганнефть")
1221,1
1228,1
1229,0
1241,0
1352,0
20
ОАО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие"
897,218
856,723
835,033
817,359
777,273

Сведения о фактической потребляемой мощности (Pmax) крупных потребителей ХМАО приведены в таблице 2.6.

Таблица 2.6

Сведения о фактической потребляемой мощности (Pmax) крупных
потребителей ХМАО за период 2010 - 2014 гг., МВт

N
Наименование потребителя
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
2014 г.
1
ООО "РН-Юганскнефтегаз"
1042
1071
1094
1283
1499
2
ОАО "РН-Няганьнефтегаз"
130,5
132,6
127,5
114,4
130,0
3
ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"
1067
1047
1083
1036
1225
4
ОАО "Сургутнефтегаз"
1386
1396
1389
1400
1455
5
ООО "Башнефть-Добыча", "НГДУ Уфанефть"
12,4
12,4
12,3
12,3
12
6
ООО "ЮрскНефть"
30
31
31
32
32
7
ООО "Белозерный ГПК"
149,0
155,0
163,0
162,0
177,0
8
ООО "Нижневартовский ГПК"
164
166
170
174
194
9
Сургутский ЗСК филиал ООО "Газпром переработка" ОАО "Газпром"
30
29
32
35
46
10
"Южно-Балыкский газоперерабатывающий завод" - филиал ОАО "СибурТюменьГаз"
52,9
36
37,4
54,5
63
11
ОАО МПК "АНГГ"
28,9
30,2
30,4
42,4
36
12
ООО "Газпромтрансгаз Сургут"
44,5
46,22
55,1
55,9
62,0
13
ООО "Газпромнефть-Хантос"
89,4
99,2
110,5
122,0
130
14
ООО "Няганьгазпереработка" (ООО "Юграгазпереработка")
52
52
61
64
70
15
ОАО "Самотлорнефтегаз"
649,7
618,1
571,8
600,8
686
16
ООО "Совместное предприятие "Ваньеганнефть"
49,3
46,5
39,0
39,0
38,0
17
ЗАО "ЛУКОЙЛ-АИК"
13
14
14
14
31
18
ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз"
419
385
378
387
390
19
ОАО "Варьеганэнергонефть" (ОАО "Варьеганнефтегаз", ОАО "Варьеганнефть")
142
142
141
143,5
145,0
20
ОАО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие"
98,635
95,762
98,443
94,762
94,567

Наиболее крупными потребителями электрической мощности Ханты-Мансийского автономного округа являются потребители нефтегазовой промышленности:
Нижневартовский энергорайон:
ОАО "Самотлорнефтегаз";
ОАО "Славнефть - Мегионнефтегаз";
ОАО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие";
ОАО "Белозерный ГПК" (ОАО "СибурТюменьГаз");
ОАО "Нижневартовский ГПК" (ОАО "СибурТюменьГаз");
ОАО "Варьеганнефтегаз";
ОАО "Варьеганнефть";
Сургутский энергорайон:
ОАО "Сургутнефтегаз";
"Сургутский ГПЗ" - предприятие по переработке попутного нефтяного газа ОАО "Сургутнефтегаз";
Нефтеюганский энергорайон:
ООО "РН-Юганскнефтегаз";
Когалымский энергорайон:
ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь";
Урайский энергорайон:
ТПП "Урайнефтегаз" (ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь");
Няганский энергорайон (Энергокомплекс):
ОАО "РН-Няганьнефтегаз".
На долю вышеуказанных компаний приходится порядка 70% от общего потребления Ханты-Мансийского автономного округа. По объемам электропотребления лидируют три крупнейших нефтегазодобывающих предприятия региона - ООО "РН-Юганскнефтегаз", ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" и ОАО "Сургутнефтегаз".
Динамика изменения максимума потребления мощности потребителями и электрической нагрузки генерирующих источников (генерации) Ханты-Мансийского автономного округа приведена на рисунке 2.1.

2.4. Динамика изменения потребления мощности потребителями
за последние 5 лет

Сводные данные по динамике изменения максимума потребления мощности ХМАО приведены в таблице 2.7 и на рисунке 2.1.

Таблица 2.7

Динамика изменения максимума потребления мощности ХМАО
за период 2010 - 2014 гг., МВт

Наименование
Год
2010
2011
2012
2013
2014
Максимум потребления
8221
8307
8420
8790
8945
Нижневартовский
2254
2321
2251
2229
2386
Сургутский
1999
2005
1997
1992
2034
Нефтеюганский
2007
2011
2131
2326
2350
Когалымский
1108
1112
1250
1374
1259
Урайский
476
465
388
433
384
Няганский
377
393
403
436
482



Рисунок 2.1 - Динамика изменения максимума
потребления ЭЭС ХМАО, МВт

Динамика потребления тепловой энергии в системах централизованного теплоснабжения в Ханты-Мансийском автономном округе - Югре, структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных основным группам потребителей за последние 5 лет.
Установленная тепловая мощность генерирующих установок по муниципальным образованиям приведена в таблице 2.7.1. В приложении Д представлена информация по существующим объектам генерации тепловой энергии, действующим на территории ХМАО.

Таблица 2.7.1

Установленная тепловая мощность источников теплоснабжения
муниципальных образований на 01.01.2014

Муниципальное образование
Наименование теплоснабжающей организации
Количество котельных
Суммарная установленная мощность, Гкал/ч
Вид топлива
г. Когалым
ООО "КонцессКом"
9
208,03
попутный газ, нефть
ООО "Горводоканал"
2
3,2
попутный газ, нефть
Итого:
11
211,03

г. Лангепас
ЛГ МУП "Тепловодоканал"
5
404,20
газ, нефть
Итого:
5
404,20

г. Мегион
МУП "Тепловодоканал"
5
517,60
природный газ
ООО "ТеплоНефть"
2
23,70
природный газ
ООО "Гостиный Двор"
1
9,00
природный газ
ООО "Евро-Трейд-Сервис"
1
0,06
электроэнергия
ЗАО с.п. "МеКаМинефть"
1
2,60
природный газ
Итого:
10
552,96

г. Нефтеюганск
ОАО "Югансктранстеплосервис" (ОАО "ЮТТС")
4
652,40
природный газ
ООО "ЮНГ Теплонефть"
1
71,00
газ
Итого
5
723,40

г. Нижневартовск
МУП "Теплоснабжение"
8
1961,24
природный газ, нефть
ЗАО "Нижневартовсктрансгидромеханизация"
1
11,00
газ
Ведомственные (БУ ХМАО - Югры "Нижневартовская окружная клиническая детская больница" и ФБУ "ИТК № 15 EAC исполнения наказаний по ХМАО - Югре")
2
17,53
газ
Итого
11
1989,77

г. Нягань
ОАО "Няганские энергетические ресурсы" (ОАО "НЭРС")
17
379,03
газ, нефть
ОАО "Югорская коммунальная эксплуатирующая компания - Нягань" (ОАО "ЮКЭК")
1
8,94
газ
Итого:
18
387,97

г. Покачи
ЗАО "УТВ и К" (городская котельная)
1
107,00
попутный газ
ТПП "Покачевнефтегаз"
1
60,00
попутный газ
Итого:
2
167,00

г. Пыть-Ях
МУП "УГХ"
7
282,90
природный газ
ОАО "Южно-Балыкский ГПЗ" филиал ОАО "Сибуртюменьгаз"
1
38,64
природный газ
Итого:
8
321,54

г. Сургут
СГМУП "ГТС"
12
778,90
природный газ
СГМУП "Тепловик"
8
63,70
природный газ
ООО "Русская тепловая компания"
2
5,20
газ
Итого:
28
847,80

г. Урай
ОАО Урайтеплоэнергия
10
310,06
газ
Итого:
10
310,06

г. Ханты-Мансийск
МП "УТС"
56
415,22
газ
МП "Ханты-Мансийскгаз"
19
33,69
газ
ООО "ЮТГС"
17
46,53
газ
ОАО "Обьгаз"
15
50,17
газ
Итого:
107
545,61

г. Югорск
ООО "Югорскэнергогаз"
30
264,44
природный газ
УЭЗС ООО "Газпром трансгаз Югорск"
7
30,06
природный газ
ООО "Югорскремстройгаз"
2
6,88
природный газ
ТСЖ "Мой дом"
2
1,56
природный газ
ТСЖ "Олимп"
1
0,86
природный газ
ООО "УК"
1
0,84
природный газ
Итого:
43
304,64

г. Радужный
УП "Радужныйтеплосеть"
6
299,00
газ
Итого:
6
299,00

Белоярский район
г. Белоярский
ОАО "ЮКЭК-Белоярский"
6
64,5
диз. топливо
с.п. Полноват
ОАО "ЮКЭК-Белоярский"
2
0,72
диз. топливо
с. Ванзеват
ОАО "ЮКЭК-Белоярский"
1
0,27
диз. топливо
с.п. Казым
ОАО "ЮКЭК-Белоярский"
2
1,95
диз. топливо
с.п. Лыхма
Бобровское ЛПУ МГ
1
8,5
природный газ
с.п. Сорум
Сорумское ЛПУМГ
3
12,4
диз. топливо
с.п. Сосновка
Сосновское ЛПУ МГ
3
4,7
газ
с.п. Верхнеказымский
Верхнеказымское ЛПУ МГ
5
7
диз. топливо

Итого:
23
100,04

Березовский район
п.г.т. Березово
МУП ЖКХ г.п. Березово
5
36,14
природный газ
дер. Теги
МУП ЖКХ г.п. Березово
1
3,3
каменный уголь
г.п. Игрим
МУП "Тепловодоканал"
6
96,62
природный газ
п. Ванзетур
МУП "Тепловодоканал"
1
3,9
каменный уголь
п. Саранпауль
МУП ЖКХ Саранпауль
2
17,05
каменный уголь
п. Сосьва
МУП ЖКХ Саранпауль
1
2,20
каменный уголь
п. Няксимволь
МУП Березовонефтепродукт
1
2,20
каменный уголь
Итого:
17
161,41

Кондинский район
п.г.т. Кондинское
дер. Никулкино
ООО "Комплекс коммунальных платежей" (ООО "ККП")
4
18,00
дрова, уголь
дер. Старый Катыш
дер. Ильичевка
ЗАО "Кондаавиа"
1
7,51
дрова, уголь
г.п. Междуреченский
РМУП "ТВК"
4
39,16
нефть, дрова
Итого:
9
64,67

Нефтеюганский район
г.п. Пойковский
Пойковское МУП "УТВС"
6
105,9
газ
с.п. Лемпино
Пойковское МУП "УТВС"
1
3,6
газ, нефть
сп. Усть-Юган (сп. Усть-Юган)
Пойковское МУП "УТВС"
2
4
нефть
п. Юганская-Обь (сп. Усть-Юган)
Пойковское МУП "УТВС"
1
5,8
нефть
с.п. Салым
Филиал № 1 Пойковского МУП "Управление тепловодоснабжения", ООО "Тепловик", ООО "Тепловик 2"
5
17,31
газ
с.п. Куть-Ях
ООО "Тепловик", ООО "Тепловик 2
2
5,13
газ
с.п. Сингапай
НК РОСНЕФТЬ, ООО "Сервис-Комфорт"
2
17,56
газ
с.п. Чеускино
ООО "Югра-Комфорт"
1
3,6
газ
сп. Каркатеевы
НУМН АО "Транснефть-Сибирь"
1
12
нефть
сп. Сентябрьский
НУМН АО "Транснефть-Сибирь"
1
9
нефть
п. Сивысь-Ях
НУМН АО "Транснефть-Сибирь"
1
4
нефть
Итого:
23
187,9

Октябрьский район
с. Шеркалы
Шеркальское МП ЖКХ МО с.п. Шеркалы
1
0,39
диз. топливо
с. Перегребное
ООО "Регионтехпроект Перегребное"
1
7,9
газ
д. Чемаши
ООО "Регионтехпроект Перегребное"
1
0,71
нефть
д. Нижние Нарыкары
ООО "Регионтехпроект Перегребное"
1
1,5
газ
п. Горнореченск
Карымкарское МП ЖКХ МО с.п. Карымкары
1
0,2
диз. топливо
п. Карымкары
Карымкарское МП ЖКХ МО с.п. Карымкары
2
1,29
диз. топливо
п. Сергино
ОАО "ЮКЭК-Нягань"
1
1,48
газ
п. Приобье
МП "Эксплуатационная генерирующая компания" МО г.п. Приобье
7
63,64
газ
п. Уньюган
ООО ПГ "Регионтехпроект"
1
3,32
газ
п. Большие Леуши
Малоатлымское МП ЖКХ МО с.п. Малый Атлым
1
0,064
диз. топливо
п. Большой Атлым
Малоатлымское МП ЖКХ МО с.п. Малый Атлым
3
0,29
уголь, диз. топливо
п. Заречный
Малоатлымское МП ЖКХ МО с.п. Малый Атлым
3
0,073
диз. топливо
п. Малый Атлым
Малоатлымское МП ЖКХ МО с.п. Малый Атлым
4
0,14
уголь, диз. топливо
п. Комсомольский
Малоатлымское МП ЖКХ МО с.п. Малый Атлым
4
0,088
диз. топливо
п. Октябрьское
Октябрьское МП ЖКХ МО г.п. Октябрьское
12
6,66
газ
п. Кормужиханка
Октябрьское МП ЖКХ МО г.п. Октябрьское
1
0,06
диз. топливо
п. Большой Камень
Октябрьское МП ЖКХ МО г.п. Октябрьское
1
0,016
диз. топливо
п. Талинка
ООО "Многоотраслевое производственное объединение Талинка"
3
28,9
газ
с. Пальяново
ООО "Экосервис"
1
1,49
нефть
с. Каменное
ООО ПГ "Регионтехпроект"
1
1,49
нефть
Итого
50
119,71

Советский район

ОАО "Советские коммунальные системы" (ОАО "СКС")
15
128,4

Итого
15
128,4

Сургутский район
г.п. Лянтор
ЛГ МУП "УТВиВ"
3
211,52
попутный нефтяной газ
г.п. Федоровский
МУП "Федоровское ЖКХ"
1
58
газ
с.п. Нижнесортымский
МУП "УТВиВ "Сибиряк МО с.п. Нижнесортымский
1
31
сухой, отбензиненный, компримированный газ
г.п. Белый Яр
МУП "ТО УТВиВ № 1" МО СР
2
101,85
газ
с.п. Солнечный
МУП "ТО УТВиВ № 1" МО СР
3
40,85
газ
г.п. Барсово
МУП "ТО УТВиВ № 1" МО СР
2
16,2
газ
д. Сайгатина
МУП "ТО УТВиВ № 1" МО СР
2
4,03
газ
с.п. Угут
МУП "ТО УТВиВ № 1" МО СР
3
11,94
газ
п. Высокий Мыс
МУП "ТО УТВиВ № 1" МО СР
1
2,42
нефть
с.п. Лямина
МУП "ТО УТВиВ № 1" МО СР
1
5,03
нефть
с.п. Сытомино
МУП "ТО УТВиВ № 1" МО СР
1
2,23
нефть
с.п. Локосово
МУП "ТО УТВиВ № 1" МО СР
3
13,17
газ
с.п. Русскинская
МУП "ТО УТВиВ № 1" МО СР
1
6
газ
с.п. Ульт-Ягун
МУП "ТО УТВиВ № 1" МО СР
2
12,06
газ
п. Тром-Аган
МУП "ТО УТВиВ № 1" МО СР
1
1,19
газ
Итого:
27
517,48

Ханты-Мансийский район
п. Горноправдинск
МП "Комплекс плюс"
5
36,84
газ
п. Бобровский
1
3,72
газ
п. Луговской
МП "ЖЭК-3"
2
5,59
газ
с. Троица
1
0,34
газ
дер. Белогорье
1
0,86
газ
п. Кирпичный
1
4,50
уголь
п. Сибирский
2
1,248
газ
с. Батово
1
0,516
газ
п. Выкатной
2
0,864
газ
с. Тюли
1
0,593
уголь
п. Красноленинский
1
2,58
уголь
п. Урманный
2
0,86
уголь
с. Нялинской
2
4,596
уголь
п. Пырьях
1
0,516
уголь
п. Кедровый
1
4,50
уголь
с. Елизарово
1
2,40
уголь
с. Цингалы
1
0,516
газ
дер. Шапша
1
4,429
газ
с. Кышик
1
4,10
уголь
Итого:
28
79,57

Нижневартовский район
п.г.т. Новоаганск
ОАО "АМЖКУ"
4
79,54
газ, нефть
с. Варъеган
п.г.т. Излучинск
ЗАО "Нижневартовская ГРЭС"

1731,18
газ
п. Аган
МУП "СЖКХ"
13
79,28
газ, нефть, дрова, электроэнергия
с. Большетархово
с. Ларьяк
п. Ваховск
п. Зайцева Речка
дер. Корлики
дер. Чехломей
с. Покур
с. Вампугол
Итого:
17
1890

по ХМАО
473
10313,83


2.5. Динамика выработки тепловой энергии в Ханты-Мансийском
автономном округе - Югре крупными электростанциями приведена
в таблице 2.8

Таблица 2.8

Динамика выработки тепловой энергии в Ханты-Мансийском
автономном округе - Югре крупными электростанциями
за отчетный период 2010 - 2014 гг. (тыс. Гкал/год)

Наименование структуры
Наименование источника
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
2014 г.
ОАО "ОГК-2"
Сургутская ГРЭС-1
1603,72
1466,71
1471,96
1607,35
1656,07
ОАО "Э.ОН Россия"
Сургутская ГРЭС-2
1015,72
862,78
891,46
908,73
961,02
ЗАО "Нижневартовская ГРЭС"
Нижневартовская ГРЭС
256,214
218,102
222,336
233,887
256,733

Перечень потребителей и объем теплоснабжения потребителей Ханты-Мансийского автономного округа - Югры приведен в таблице 2.9

Таблица 2.9

Перечень потребителей и объем теплоснабжения потребителей
Ханты-Мансийского автономного округа - Югры
за отчетный период 2013 - 2014 гг.

Наименование муниципального образования в автономном округе (населенного пункта)
Наименование организации
Протяженность тепловых сетей, км
Объем реализации потребителю, тыс. Гкал
Объем вырабатываемой тепловой энергии, тыс. Гкал
2013 г.
2014 г.
2013 г.
2014 г.
Белоярский район
г. Белоярский
ОАО "ЮКЭК-Белоярский"
154,8
300,9
459,09
321,1
321,7
с.п. Полноват
с. Ванзеват
с.п. Казым
с.п. Лыхма
ООО "Газпром трансгаз Югорск" (Бобровское ЛПУ МГ, Сорумское ЛПУМГ, Сосновское ЛПУ МГ, Верхнеказымское ЛПУ МГ)
с.п. Сорум
с.п. Сосновка
с.п. Верхнеказымский
г. Лангепас

ЛГ МУП "Тепловодоканал"
89,7
361,25
361,25
426,26
444,63
г. Урай

ОАО "Урайтеплоэнергия"
170,8
310,034
281,87
310,034
329,1
г. Покачи

ЗАО "УТВ и К" (городская котельная)
33,7
191,64
163,74
173,727
184,44

ТПП "Покачевнефтегаз"
Березовский район
п.г.т. Березово
МУП ЖКХ г.п. Березово
172,3
250,72
283,04
236,95
200,23
дер. Теги
МУП ЖКХ г.п. Березово
г.п. Игрим
МУП "Тепловодоканал"
п. Ванзетур
МУП "Тепловодоканал"
п. Саранпауль
МУП ЖКХ Саранпауль
п. Сосьва
МУП ЖКХ Саранпауль
п. Няксимволь
МУП Березовонефтепродукт

ООО "Газпром трансгаз Югорск" ОАО "Газпром" Сосьвинское ЛПУ МГ
Октябрьский район
г.п. Октябрьское
Октябрьское МП ЖКХ МО г.п. Октябрьское
184,8
288,290
232,4
261,8
261,8
г.п. Приобье
МП "Эксплуатационная генерирующая компания" МО г.п. Приобье
г.п. Талинка
ООО "Многоотраслевое производственное объединение Талинка"
с.п. Каменное
с.п. Карымкары
Карымкарское МП ЖКХ МО с.п. Карымкары
с.п. Малый Атлым
Малоатлымское МП ЖКХ МО с.п. Малый Атлым
с.п. Перегребное
ООО "Регионтехпроект Перегребное"
с.п. Сергино
ОАО "ЮКЭК-Нягань"
с.п. Унъюган
ООО ПГ "Регионтехпроект"
с.п. Шеркалы
Шеркальское МП ЖКХ МО с.п. Шеркалы

ООО "Газпромнефть-Хантос" (ОАО "Газпром нефть") Пальяновское м/р





г. Нягань

ООО "Няганьгазпереработка" (ООО "Юграгазпереработка")
195,7
582,77
380,77
754,5
557,72

ОАО "Фортум" филиал Няганская ГРЭС

ОАО "РН-Няганьнефтегаз" ПС 220/110/35 кВ Красноленинская

ОАО "Няганские энергетические ресурсы" (ОАО "НЭРС")

ОАО "Югорская коммунальная эксплуатирующая компания - Нягань" (ОАО "ЮКЭК")
Нижневартовский район
п.г.т. Новоаганск
ОАО "АМЖКУ"
153,9
290,37
291,5
350,3
683,9
с. Варъеган
п.г.т. Излучинск
ЗАО "Нижневартовская ГРЭС"
п. Аган
МУП "СЖКХ"
с. Большетархово
с. Ларьяк
п. Ваховск
п. Зайцева Речка
дер. Корлики
дер. Чехломей
с. Покур
с. Вампугол
г. Радужный

ООО "Белозерный ГПК" Радужнинское газоперерабатывающее производство
60,2
417,25
358,25
455,03
530,6

ОАО "Негуснефть"

УП "Радужныйтеплосеть"
г. Нижневартовск

ООО "Нижневартовский ГПК" (ООО "Юграгазпереработка") площадка НВГПЗ
313,3
2328,4
2328,4
2851,3
2851,3

ООО "Нижневартовский ГПК" (ООО "Юграгазпереработка") площадка ТКС

ЗАО "Нижневартовская ГРЭС"

МУП "Теплоснабжение"

ЗАО "Нижневартовсктрансгидромеханизация"

БУ ХМАО - Югры "Нижневартовская окружная клиническая детская больница" и ФБУ "ИТК № 15 EAC исполнения наказаний по ХМАО - Югре"
г. Нефтеюганск

ОАО "Югансктранстеплосервис" (ОАО "ЮТТС")
118
992,65
992,65
1143,4
1143,4

ООО "ЮНГ Теплонефть"
г. Сургут

Сургутский ЗСК филиал ООО "Газпром переработка" ОАО "Газпром"
477,4
2700,7
2700,7
878,4
878,4

ОАО "Сургутнефтегаз"

<*> в том числе по г. Сургут

ООО "СГЭС"

Филиал ОАО "ОГК-2" - Сургутская ГРЭС-1

Филиал "Сургутская ГРЭС-2" ОАО "Э.ОН Россия"

СГМУП "ГТС", в том числе

котельная ПКТС

СГМУП "Тепловик"

ООО "Русская тепловая компания"

СГМУП "Сургутский хлебозавод"

ОАО "Горремстрой"

ООО "Газпром трансгаз Сургут" ПС 220/10/10 кВ КС-3

ООО "Газпром трансгаз Сургут" ПС 110/10 кВ КС-4
г. Югорск

Данные от администрации
110,8
208,600
257,25
337,086
351,24

ООО "Газпром трансгаз Югорск" ОАО "Газпром"
г. Мегион

МУП "Тепловодоканал" (МУП "ТВК")
147,9
508,967
515,7
690,107
681,2

ООО "ТеплоНефть"

ООО "Гостиный Двор"

ООО "Евро-Трейд-Сервис"

ЗАО с.п. "МеКаМинефть"
г. Ханты-Мансийск

МП "УТС"
143
587,7
587,7
697,8
697,8

МП "Ханты-Мансийскгаз"

ООО "ЮТГС"

ОАО "Обьгаз"

ОАО "НАК "АКИ-ОТЫР"
Ханты-Мансийский район
п. Горноправдинск
МП "Комплекс плюс"
56,8
114,976
87,45
155,9
130,5
п. Бобровский
п. Луговской
МП "ЖЭК-3" Ханты-Мансийского района
с. Троица
дер. Белогорье
п. Кирпичный
п. Сибирский
с. Батово

с. Тюли
п. Красноленинский
п. Урманный
с. Нялинской
п. Пырьях
п. Кедровый
с. Елизарово
с. Цингалы
дер. Шапша

ООО "Газпромнефть-Хантос" (ОАО "Газпром нефть") Приобское м/р
г. Когалым

ООО "Городские Теплосети"
87,4
521,35
521,35
637,8
617,4

ТПП "Когалымнефтегаз"; ТПП "Повхнефтегаз"

ООО "Газпром трансгаз Сургут" ПС 110/6 кВ "Орт-Ягун"
Сургутский район
г.п. Лянтор
ЛГ МУП "УТВиВ"
352,3
947,592
838,6
1051,04
1051,04
г.п. Федоровский
МУП "Федоровское ЖКХ"
с.п. Нижнесортымский
МУП "УТВиВ "Сибиряк МО с.п. Нижнесортымский
г.п. Белый Яр
МУП "ТО УТВиВ № 1" МО СР
с.п. Солнечный
МУП "ТО УТВиВ № 1" МО СР
г.п. Барсово
МУП "ТО УТВиВ № 1" МО СР
д. Сайгатина
МУП "ТО УТВиВ № 1" МО СР
с.п. Угут
МУП "ТО УТВиВ № 1" МО СР
п. Высокий Мыс
МУП "ТО УТВиВ № 1" МО СР
с.п. Лямина
МУП "ТО УТВиВ № 1" МО СР
с.п. Сытомино
МУП "ТО УТВиВ № 1" МО СР
с.п. Локосово
МУП "ТО УТВиВ № 1" МО СР
с.п. Русскинская
МУП "ТО УТВиВ № 1" МО СР
с.п. Ульт-Ягун
МУП "ТО УТВиВ № 1" МО СР
п. Тром-Аган
МУП "ТО УТВиВ № 1" МО СР
г. Пыть-Ях

МУП "УГХ"
93,2
475,89
490,6
586,748
732,7

ОАО "Южно-Балыкский ГПЗ" филиал ОАО "Сибуртюменьгаз"
Нефтеюганский район

ООО "Газпром трансгаз Сургут" ПС 220 кВ КС-5
147,2
323,5
323,5
365,416
386,3

ООО "Газпром трансгаз Сургут" ПС 110 кВ КС-6
г.п. Пойковский, с.п. Лемпино, с.п. Усть-Юган
Пойковское МУП "УТВС"
с.п. Салым
Филиал № 1 Пойковского МУП "Управление тепловодоснабжения", ООО "Тепловик", ООО "Тепловик 2"
с.п. Куть-Ях
ООО "Тепловик", ООО "Тепловик 2
с.п. Чеускино
ООО "Югра-Комфорт"
с.п. Сингапай

Советский район

ОАО "Советские коммунальные системы" (ОАО "СКС")
278,3
194,041
333,097
448,1
448,1
Кондинский район
г.п. Кондинское; дер. Никулкино; дер. Старый Катыш; дер. Ильичевка
ООО "Комплекс коммунальных платежей" (ООО "ККП")
123,1
92,039
92,039
144,47
144,47
ЗАО "Кондаавиа"
г.п. Междуреченский
РМУП "ТВК"

В таблице 2.10 представлены данные о структуре отпуска тепловой энергии в муниципальных образованиях ХМАО.

Таблица 2.10

Динамика потребления тепловой энергии в ХМАО, тыс. Гкал

Показатель
2008
2009
2010
2011
2012
Потребление всего
14094
14357
14817
14756
12993
Население
7904
8174
8574
8759
7412
Бюджетная сфера
1792
1888
2002
1950
1786
На производственные нужды
2178
2136
1979
1932
1839
Прочим организациям (промышленность)
2036
1966
2083
1953
1798
Другому предприятию (перепродавцу)
182
191
176
162
158

2.6. Объемы и структура топливного баланса электростанций
и котельных на территории Ханты-Мансийского автономного
округа - Югры за период 2010 - 2014 гг.

В таблице 2.11 приведены объемы и структура топливного баланса крупных электростанций Ханты-Мансийского автономного округа - Югры, с учетом электростанций потребителей нефтегазового сектора, вырабатывающих до 98% общей выработки электроэнергии ХМАО.

Таблица 2.11

Объем потребляемого топлива и структура топливного баланса

N
Наименование электрической станции
Объемы, потребляемого топлива (тыс. т.у.т/млн. м3)
2010 г.
2011 г.
2012 г.
2013 г.
2014 г.
1
Сургутская ГРЭС-1 (попутный нефтяной газ и природный газ)
7529,126/6528
7362,535/6350
7150,043/6126
6745,515/5810
6858,82/5927,44
2
Сургутская ГРЭС-2 (попутный нефтяной газ и природный газ)
10916,30/9410,608
11433,89/9856,8
11526,92/9937
11488,64/9904
11088,06/9558,7
3
Нижневартовская ГРЭС (попутный нефтяной газ)
3357,089/2875,55
3673,431/3154,86
3210,083/2767,33
3493,355/3012,51
3393,2/2923,3
4
Няганская ГРЭС
-
/5,94
/2,0
/505,0
/1174,27
Природный газ
-
/5,94
/2,0
/505,0
/1174,27
5
Южно-Приобская ГТЭС
/190,5
/257,9
/255
/274,9
/275,45
Природный газ
177,4
242,0
239,1
189,4

Попутный нефтяной газ
13,1
15,9
16,2
85,5

6
Приобская ГТЭС
340,678/275,895
520,642/417,252
582,854/421,295
791,510/560
789,06/558
Природный газ
218,0
245,3
1,57
0

Попутный нефтяной газ
57,85
171,9
419,7
560

7
Приразломная ГТЭС
810,65/47,63
707,05/46,816
667,91/56,318
749,30/64,507
722,12/62,17
8
Кошильская ГПЭС
23,470/18,054
21,859/16,815
21,377/16,444
20,491/15,762

9
ГПЭС Западно-Малобалыкское ООО "ЮрскНефть"
237
19,1
19,6
17,8
19,39
Попутный нефтяной газ
237
19,1
19,6
17,8
19,39
10
ГТЭС-72 ОАО "РН-Няганьнефтегаз"
-
-
22,9
159,2

11
ОАО "Сургутнефтегаз"
286,730/306,36
248,915/289,32
251,462/297,47
260,157/298,59
274,56/315,12
Газ
243,171/186
207,752/157
209,128/154
217,676/161

Мазут (т.у.т/т)
42,493/297,15
40,155/280,80
41,216/288,22
41,537/290,47

Дизтопливо (т.у.т/т)
1066/735
1008/695
1118/771
944/651


Основным топливом четырех крупнейших электростанций Ханты-Мансийского автономного округа - Югры, Сургутской ГРЭС-1, Сургутской ГРЭС-2, Нижневартовской ГРЭС и Няганской ГРЭС, является попутный, либо природный газ.
Эксплуатация двух крупнейших потребительских электростанций Ханты-Мансийского автономного округа - Югры, Приобской ГТЭС и Южно-Приобской ГТЭС, осуществляется на попутном нефтяном газе.

2.7. Структура установленной электрической мощности
Ханты-Мансийского автономного округа - Югры

Большая часть вырабатываемой электроэнергии на территории ХМАО производится на тепловых электростанциях. Наиболее крупными являются Сургутская ГРЭС-1, Сургутская ГРЭС-2, Нижневартовская ГРЭС и Няганская ГРЭС. Суммарная установленная мощность электростанций ЭЭС ХМАО по состоянию на 01.03.2015 составляет 13789,41 МВт. Кроме того, на территории ХМАО размещено большое количество автономных источников электроснабжения, обеспечивающих электроэнергией промышленные предприятия и энергорайоны, работающие изолированно от энергосистемы.
В 2014 году было введено 873,6 МВт, из которых 36 МВт являются электростанциями потребителей нефтегазового сектора (ОАО "Сургутнефтегаз"):
на Нижневартовской ГРЭС блок № 3.1 ПГУ установленной мощностью 413 МВт;
на Няганской ГРЭС блок № 3 ПГУ установленной мощностью 424,6 МВт;
ГТЭС "Федоровского месторождения" установленной мощностью 36 МВт.
Установленная мощность объектов генерации ЭЭС ХМАО приведена в таблице 2.12.

Таблица 2.12

Установленная мощность объектов генерации ЭЭС ХМАО
(по состоянию на 01.03.2015)

Наименование собственника
Установленная мощность, МВт
Сургутская ГРЭС-1 (ОАО "ОГК-2")
3268,0
Сургутская ГРЭС-2 (ОАО "Э.ОН Россия")
5597,1
Нижневартовская ГРЭС (ЗАО "Нижневартовская ГРЭС")
2013
Няганская ГРЭС (ОАО "Фортум" филиал Энергосистема "Западная Сибирь")
1269,74
ОАО "Сургутнефтегаз" (27 ГТЭС, 85 тг.)
631,442
ООО "Газпромнефть - Хантос" (Южно-Приобская ГТЭС 96 МВт, ГПЭС КНС-2 10,5)
106,5
ООО "РН-Юганскнефтегаз"
339
ОАО "Славнефть - Мегионнефтегаз" (2 ГТЭС, 5 тг.)
23,75
ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" (7 ГТЭС, 40 тг.)
306,582
ЗАО "ЛУКОЙЛ - АИК" (ГТЭС ЗАО "Лукойл-АИК")
15,9
"Салым Петролеум Девелопмент Н.В." (Западно-Салымская ГТЭС)
60,0
ООО "ЮрскНефть" (ГТЭС Западно-Малобалыкского м.р.)
14,4
ОАО "Передвижная энергетика" (ПЭС Казым)
72,0
ОАО "РН-Няганьнефтегаз" (ГТЭС Каменная)
72,0
Всего
13789,41

Структура генерирующих мощностей Ханты-Мансийского автономного округа - Югры с разбивкой по собственникам приведена на рисунке 2.2.



Рисунок 2.2. Структура генерирующих мощностей
Ханты-Мансийского автономного округа - Югры
с разбивкой по собственникам

2.8. Состав существующих электростанций, установленная
мощность которых превышает 5 МВт

В данном разделе приведен перечень существующих электростанций, расположенных в ЭЭС ХМАО с указанием установленной мощности энергоблоков, типа генерирующего и турбинного оборудования.
Перечень существующих электростанций, расположенных в ЭЭС Ханты-Мансийского автономного округа - Югры, приведен в таблице 2.13, перечень существующих электростанций, расположенных в энергорайонах, работающих изолированно от энергосистемы, приведен в таблице 2.14.

Таблица 2.13

Перечень существующих электростанций, расположенных
в ЭЭС Ханты-Мансийского автономного округа - Югры,
по состоянию на 01.03.2015

N
Станционный номер энергоблока
Установленная электрическая мощность, МВт
Состав оборудования
Год ввода в эксплуатацию
Тип генератора
Тип турбины (электродвигателя)
Сургутская ГРЭС-2 (Филиал "Сургутская ГРЭС-2" ОАО "Э.ОН Россия")
1
№ 1
800
ТВВ-800-2У3
К-800-240-5
1985
2
№ 2
800
ТВВ-800-2У3
К-800-240-5
1985
3
№ 3
800
ТВВ-800-2У3
К-800-240-5
1986
4
№ 4
800
ТВВ-800-2У3
К-800-240-5
1986
5
№ 5
800
ТВВ-800-2У3
К-800-240-5
1986
6
№ 6
800
ТВВ-800-2У3
К-800-240-5
1986
7
№ 7
396,9
290 Т783,390Н
D10 GE
2011
8
№ 8
400,2
290 Т783,390Н
D10 GE
2011
Всего
5597,1
Сургутская ГРЭС-1 (ОАО "ОГК-2")
1
№ 1
210
ТВВ-200-2АУЗ
К-210-130
1971 - 1980
2
№ 2
210
ТВВ-200-2АУЗ
К-210-130
1971 - 1980
3
№ 3
210
ТВВ-200-2АУЗ
К-210-130
1971 - 1980
4
№ 4
210
ТВВ-200-2АУЗ
К-210-130
1971 - 1980
5
№ 5
210
ТВВ-200-2АУЗ
К-210-130
1971 - 1980
6
№ 6
210
ТВВ-200-2АУЗ
К-210-130
1971 - 1980
7
№ 7
210
ТВВ-200-2АУЗ
К-210-130
1971 - 1980
8
№ 8
210
ТВВ-200-2АУЗ
К-210-130
1971 - 1980
9
№ 9
210
ТВВ-200-2АУЗ
К-210-130
1971 - 1980
10
№ 10
210
ТВВ-200-2АУЗ
К-210-130
1971 - 1980
11
№ 11
210
ТВВ-200-2АУЗ
К-210-130
1971 - 1980
12
№ 12
178
ТВВ-200-2АУЗ
Т-178/210-130
1971 - 1980
13
№ 13
210
ТВВ-200-2АУЗ
К-210-130
1981 - 1990
14
№ 14
180
ТВВ-200-2АУЗ
Т-180/210-130-1
1981 - 1990
15
№ 15
180
ТВВ-200-2АУЗ
Т-180/210-130-1
1981 - 1990
16
№ 16
210
ТВВ-200-2АУЗ
К-210-130
1981 - 1990
Всего
3268
Нижневартовская ГРЭС (ЗАО "Нижневартовская ГРЭС")
1
№ 1
800
ТВВ-800-2ЕУ3
К-800-240-5
1993
2
№ 2
800
ТВВ-800-2ЕУ3
К-800-240-5
2003
3
№ 3
413
324Н
9A5
MS-9001FA (ГТУ) К-143,382-10,7 (ПТУ)
2014
Всего
2013
Няганская ГРЭС (ОАО "Фортум" филиал Энергосистема "Западная Сибирь")
1
№ 1
420,9
SGen5-2000H

2013
2
№ 2
424,24
SGen5-2000H

2013
3
№ 3
424,6
SGen5-2000H

2014
Всего
1269,74
Электростанции ОАО "Сургутнефтегаз"
ГТЭС "Конитлорская-1"
1
№ 1
4
ГТГ-4-2Р УХЛЗ
Д-30КУ
2001
2
№ 2
4
ГТГ-4-2Р УЗЛ3
Д-30КУ
2001
3
№ 3
4
ГТГ-4-2Р УЗЛ3
Д-30КУ
2001
4
№ 4
4
ГТГ-4-2Р УЗЛ3
Д-30КУ
2001
5
№ 5
4
ГТГ-4-2Р УЗЛ3
Д-30КУ
2001
6
№ 6
4
ГТГ-4-2Р УЗЛ3
Д-30КУ
2001
Всего
24
ГТЭС "Конитлорская-2"
1
№ 1
12
ТС-12-2Р УХЛ3
НК-16СТ
2005
2
№ 2
12
ТС-12-2Р УХЛ3
НК-16СТ
2005
Всего
24
ГТЭС "Русскинская"
1
№ 1
12
ТС-12-2Р УХЛ3
ПС-90
2004
2
№ 2
12
ТС-12-2Р УХЛ3
ПС-90
2004
Всего
24
ГТЭС "Тянская"
1
№ 1
6,5
CGS710N2240U
TORNADO-6,75
2001
2
№ 2
6,5
CGS710N2240U
TORNADO-6,75
2001
3
№ 3
6,5
CGS710N2240U
TORNADO-6,75
2001
Всего
19,5
ГТЭС "Лукъявинская"
1
№ 1
12
ТС-12-2Р УХЛ3
ПС-90
2004
2
№ 2
12
ТС-12-2Р УХЛ3
ПС-90
2004
3
№ 3
12
ТС-12-2Р УХЛ3
ПС-90
2004
Всего
36
ГТЭС "Биттемская"
1
№ 1
12
ТС-12-2Р УХЛ3
ПС-90
2004
2
№ 2
12
ТС-12-2Р УХЛ3
ПС-90
2004
3
№ 3
12
ТС-12-2Р УХЛ3
ПС-90
2004
Всего
36
ГТЭС "Муръяунская"
1
№ 1
12
ТС-12-2Р УХЛ3
НК-16СТ
2006
2
№ 2
12
ТС-12-2Р УХЛ3
НК-16СТ
2006
Всего
24
ГТЭС "Юкъяунская"
1
№ 1
12
ТС-12-2Р УХЛ3
НК-16СТ
2006
2
№ 2
12
ТС-12-2Р УХЛ3
НК-16СТ
2006
3
№ 3
12
ТС-12-2Р УХЛ3
НК-16СТ
2006
Всего
36
ГТЭС "Лянторская-1"
1
№ 1
12
ТС-12-2Р УХЛ3
ПС-90
2004
2
№ 2
12
ТС-12-2Р УХЛ3
ПС-90
2004
Всего
24
ГТЭС "Лянторская-2"
1
№ 1
12
ТС-12-2Р УХЛ3
ПС-90
2004
2
№ 2
12
ТС-12-2Р УХЛ3
ПС-90
2004
3
№ 3
12
ТС-12-2Р УХЛ3
ПС-90
2004
Всего
36
ГТЭС "Западно-Камынская"
1
№ 1
12
ТС-12-2Р УХЛ3
НК-16СТ
2006
2
№ 2
12
ТС-12-2Р УХЛ3
НК-16СТ
2006
Всего
24
ГТЭС "Северо-Лабатьюганская"
1
№ 1
12
ТС-12-2Р УХЛ3
НК-16СТ
2010
2
№ 2
12
ТС-12-2Р УХЛ3
НК-16СТ
2010
Всего
24
ГТЭС "Тромъеганская"
1
№ 1
6
ТК-6-2Р УХЛ3
ГТД-6РМ
2006
2
№ 2
6
ТК-6-2Р УХЛ3
ГТД-6РМ
2006
Всего
12
ГТЭС "Западно-Чигоринская"
1
№ 1
6
ТК-6-2Р УХЛ3
ГТД-6РМ
2007
2
№ 2
6
ТК-6-2Р УХЛ3
ГТД-6РМ
2007
Всего
12
ГПЭС "Восточно-Еловая"
1
№ 1
1,027
JGS 320 GS-S.L Jenbacher

2006
2
№ 2
1,027
JGS 320 GS-S.L Jenbacher

2006
3
№ 3
1,027
JGS 320 GS-S.L Jenbacher

2006
4
№ 4
1,027
JGS 320 GS-S.L Jenbacher

2006
5
№ 5
1,027
JGS 320 GS-S.L Jenbacher

2008
6
№ 6
1,027
JGS 320 GS-S.L Jenbacher

2008
Всего
6,162
ГТЭС "Верхне-Надымского м/р"
1
№ 1
6
ТК-6-2Р УХЛ3
ГТД-6РМ
2007
2
№ 2
6
ТК-6-2Р УХЛ3
ГТД-6РМ
2007
3
№ 3
6
ТК-6-2Р УХЛ3
ГТД-6РМ
2007
4
№ 4
6
ТК-6-2Р УХЛ3
ГТД-6РМ
2007
Всего
24
ГПЭС-2 "Восточно-Сургутского м/р"
1
№ 1
1,37
HV824С Stamford

2007
2
№ 2
1,37
HV824С Stamford

2007
3
№ 3
1,37
HV824С Stamford

2007
4
№ 4
1,37
HV824С Stamford

2007
5
№ 5
1,54
Р804Н Stamford

2010
6
№ 6
1,54
Р804Н Stamford

2010
Всего
8,56
ГТЭС-1 "Рогожниковского м/р"
1
№ 1
12
ТС-12-2Р УХЛ3
НК-16СТ
2008
2
№ 2
12
ТС-12-2Р УХЛ3
НК-16СТ
2008
3
№ 3
12
ТС-12-2Р УХЛ3
НК-16СТ
2008
Всего
36
ГТЭС-2 "Рогожниковского м/р"
1
№ 1
12
ТС-12-2Р УХЛ3
НК-16СТ
2010
2
№ 2
12
ТС-12-2Р УХЛ3
НК-16СТ
2010
3
№ 3
12
ТС-12-2Р УХЛ3
НК-16СТ
2010
Всего
36
ГПЭС "Западно-Сахалинского м/р"
1
№ 1
1,54
1540GQNA Энерго-П6160/6,3КН30

2008
2
№ 2
1,54
1540GQNA Энерго-П6160/6,3КН30

2008
3
№ 3
1,54
1540GQNA Энерго-П6160/6,3КН30

2008
4
№ 4
1,54
1540GQNA Энерго-П6160/6,3КН30

2008
Всего
6,16
ГПЭС "Северо-Селияровская"
1
№ 1
1,37
1370GQNA Энерго-П2740/6,3КН30

2009
2
№ 2
1,37
1370GQNA Энерго-П2740/6,3КН30

2009
Всего
2,74
ГПЭС "Ватлорская"
1
№ 1
1,54
Р804R(61) Энерго-П6160/6,3КН30

2009
2
№ 2
1,54
Р804R(61) Энерго-П6160/6,3КН30

2009
3
№ 3
1,54
Р804R(61) Энерго-П6160/6,3КН30

2009
4
№ 4
1,54
Р804R(61) Энерго-П6160/6,3КН30

2009
Всего
6,16
ГПЭС-3 "Яун-Лорского м/р"
1
№ 1
1,54
HVSI804R2 Stamford Энерго-П6160/6,3КН30

2009
2
№ 2
1,54
HVSI804R2 Stamford Энерго-П6160/6,3КН30

2009
3
№ 3
1,54
HVSI804R2 Stamford Энерго-П6160/6,3КН30

2009
4
№ 4
1,54
HVSI804R2 Stamford Энерго-П6160/6,3КН30

2009
Всего
6,16
ГТЭС-2 "ДНС-3 Северо-Лабатьюганская"
1
№ 1
12
ТС-12-2Р УХЛ3
НК-16СТ
2010
2
№ 2
12
ТС-12-2Р УХЛ3
НК-16СТ
2010
3
№ 3
12
ТС-12-2Р УХЛ3
НК-16СТ
2010
Всего
36
ГТЭС "ДНС-2 Вачимского м/р"
1
№ 1
12
ТС-12-2Р УХЛ3
НК-16СТ
2012
2
№ 2
12
ТС-12-2Р УХЛ3
НК-16СТ
2012
3
№ 3
12
ТС-12-2Р УХЛ3
НК-16СТ
2012
Всего
36
ГТЭС "ДНС-3 Восточно-Сургутского м/р"
1
№ 1
12
ТС-12-2Р УХЛ3
НК-16СТ
2012
2
№ 2
12
ТС-12-2Р УХЛ3
НК-16СТ
2012
3
№ 3
12
ТС-12-2Р УХЛ3
НК-16СТ
2012
Всего
36
ГТЭС "Федоровского месторождения м/р"
1
№ 1
12
ТС-12-2Р УХЛ3
НК-16СТ
2014
2
№ 2
12
ТС-12-2Р УХЛ3
НК-16СТ
2014
3
№ 3
12
ТС-12-2Р УХЛ3
НК-16СТ
2014
Всего
36
Электростанции ООО "Газпромнефть - Хантос"
ГТЭС "Южно-Приобская"
1
№ 1
12
ТС-12-2РУХЛЗ
ПС 90 ГП-1
2009
2
№ 2
12
ТС-12-2РУХЛЗ
ПС 90 ГП-1
2009
3
№ 3
12
ТС-12-2РУХЛЗ
ПС 90 ГП-1
2009
4
№ 4
12
ТС-12-2РУХЛЗ
ПС 90 ГП-1
2009
5
№ 5
12
ТС-12-2РУХЛЗ
ПС 90 ГП-1
2011
6
№ 6
12
ТС-12-2РУХЛЗ
ПС 90 ГП-1
2011
7
№ 7
12
ТС-12-2РУХЛЗ
ПС 90 ГП-1
2011
8
№ 8
12
ТС-12-2РУХЛЗ
ПС 90 ГП-1
2011
Всего
96
ГПЭС "КНС-2"
1
№ 1
1,05
JGC 30 GC - S.L. "Jenbacher"

2009
2
№ 2
1,05
JGC 30 GC - S.L. "Jenbacher"

2009
3
№ 3
1,05
JGC 30 GC - S.L. "Jenbacher"

2009
4
№ 4
1,05
JGC 30 GC - S.L. "Jenbacher"

2009
5
№ 5
1,05
JGC 30 GC - S.L. "Jenbacher"

2009
6
№ 6
1,05
JGC 30 GC - S.L. "Jenbacher"

2009
7
№ 7
1,05
JGC 30 GC - S.L. "Jenbacher"

2009
8
№ 8
1,05
JGC 30 GC - S.L. "Jenbacher"

2009
9
№ 9
1,05
JGC 30 GC - S.L. "Jenbacher"

2009
10
№ 10
1,05
JGC 30 GC - S.L. "Jenbacher"

2009
Всего
10,5
Электростанции ООО "РН-Юганскнефтегаз"
ГТЭС "Приобская"
1
№ 1
45
AMS-1250ALF
SGT-800
2010
2
№ 2
45
AMS-1250ALF
SGT-800
2010
3
№ 3
45
AMS-1250ALF
SGT-800
2010
4
№ 4
45
AMS-1250ALF
SGT-800
2010
5
№ 5
45
AMS-1250ALF
SGT-800
2012
6
№ 6
45
AMS-1250ALF
SGT-800
2012
7
№ 7
45
AMS-1250ALF
SGT-800
2013
Всего
315
ГТЭС "Приразломная"
1
№ 1
4
ТК-4-2РУХЛ3
Д-30ЭУ-1
2008
2
№ 2
4
ТК-4-2РУХЛ3
Д-30ЭУ-1
2008
3
№ 3
4
ТК-4-2РУХЛ3
Д-30ЭУ-1
2008
4
№ 4
4
ТК-4-2РУХЛ3
Д-30ЭУ-1
2008
5
№ 5
4
ТК-4-2РУХЛ3
Д-30ЭУ-1
2008
6
№ 6
4
ТК-4-2РУХЛ3
Д-30ЭУ-1
2008
Всего
24
Электростанции ОАО "Славнефть - Мегионнефтегаз"
ГТЭС "Покамасовская"
1
№ 1
4,75
SAB, IDEAL Eklectric CO


2
№ 2
4,75
SAB, IDEAL Eklectric CO


Всего
9,5
ГТЭС "Ново-Покурская"
1
№ 1
4,75
SAB, IDEAL Eklectric CO


2
№ 2
4,75
SAB, IDEAL Eklectric CO


3
№ 3
4,75
SAB, IDEAL Eklectric CO


Всего
14,25
Электростанции ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"
ГПЭС "Северо-Даниловское м/р"
1
№ 1
3,02
LSA 54 UL 95-4P

2008
2
№ 2
3,02
LSA 54 UL 95-4P

2008
3
№ 3
3,02
LSA 54 UL 95-4P

2008
4
№ 4
3,02
LSA 54 UL 95-4P

2008
5
№ 5
3,02
LSA 54 UL 95-4P

2008
6
№ 6
3,02
LSA 54 UL 95-4P

2008
7
№ 7
3,02
LSA 54 UL 95-4P

2008
8
№ 8
3,02
LSA 54 UL 95-4P

2008
9
№ 9
3,02
LSA 54 UL 95-4P

2008
10
№ 10
3,02
LSA 54 UL 95-4P

2008
11
№ 11
3,02
LSA 54 UL 95-4P

2008
12
№ 12
3,02
LSA 54 UL 95-4P

2008
Всего
36,24
ГПЭС "Восточно-Тулумское м/р"
1
№ 1
1,057
LSA 52 2 VL50-4P

2008
2
№ 2
1,057
LSA 52 2 VL50-4P

2008
3
№ 3
1,057
LSA 52 2 VL50-4P

2008
4
№ 4
1,057
LSA 52 2 VL50-4P

2008
5
№ 5
1,057
LSA 52 2 VL50-4P

2008
6
№ 6
1,057
LSA 52 2 VL50-4P

2008
Всего
6,342
ГТЭС "Каменного м/р"
1
№ 1
12
12ПГ-2

2011
2
№ 2
12
12ПГ-2

2011
3
№ 3
12
12ПГ-2

2011
4
№ 4
12
12ПГ-2

2011
Всего
48
ГТЭС-72 "Ватьеганского м/р"
1
№ 1
12
ТС-12-2РУХЛ3

2008
2
№ 2
12
ТС-12-2РУХЛ3

2008
3
№ 3
12
ТС-12-2РУХЛ3

2008
4
№ 4
12
ТС-12-2РУХЛ3

2008
5
№ 5
12
ТС-12-2РУХЛ3

2008
6
№ 6
12
ТС-12-2РУХЛ3

2008
Всего
72
ГТЭС "Тевлино-Русскинского м/р"
1
№ 1
12
ТС-12-2РУХЛ3

2009
2
№ 2
12
ТС-12-2РУХЛ3

2009
3
№ 3
12
ТС-12-2РУХЛ3

2009
4
№ 4
12
ТС-12-2РУХЛ3

2009
Всего
48
ГТЭС "Покачевского м/р"
1
№ 1
12
ТС-12-2РУХЛ3


2
№ 2
12
ТС-12-2РУХЛ3


3
№ 3
12
ТС-12-2РУХЛ3


4
№ 4
12
ТС-12-2РУХЛ3



48
ГТЭС "Повховского м/р"
1
№ 1
12
ТС-12-2РУХЛ3


2
№ 2
12
ТС-12-2РУХЛ3


3
№ 3
12
ТС-12-2РУХЛ3


4
№ 4
12
ТС-12-2РУХЛ3



48
Электростанции ЗАО "ЛУКОЙЛ - АИК"
ГТЭС № 1 "Омичка"
1
№ 1
5,3
Brushless AC Generetor (SAB), Ideal Elecnric

2008
ГТЭС № 2 "Омичка"
1
№ 1
5,3
Brushless AC Generetor (SAB), Ideal Elecnric

2008
ГТЭС "ДНС-2"
1
№ 1
5,3
Brushless AC Generetor (SAB), Ideal Elecnric

2008
ГТЭС "Каменная" (ОАО "РН-Няганьнефтегаз")
1
№ 1
8
ГТА-8РМ

2012
2
№ 2
8
ГТА-8РМ

2012
3
№ 3
8
ГТА-8РМ

2012
4
№ 4
8
ГТА-8РМ

2013
5
№ 5
8
ГТА-8РМ

2013
6
№ 6
8
ГТА-8РМ

2013
7
№ 7
8
ГТА-8РМ

2013
8
№ 8
8
ГТА-8РМ

2013
9
№ 9
8
ГТА-8РМ

2013
Всего
72
ГТЭС "Западно-Салымская" ("Салым Петролеум Девелопмент Н.В.")
1
№ 1
15
AMS 900LH
Titan 130 (T130S GS)
2008
2
№ 2
15
AMS 900LH
Titan 130 (T130S GS)
2008
3
№ 3
15
AMS 900LH
Titan 130 (T130S GS)
2008
4
№ 4
15
AMS 900LH
Titan 130 (T130S GS)
2009
Всего
60
ГТЭС "Западно-Малобалыкского м/р" (ООО "Западно-Малобалыкское")
1
№ 1
1,8
LSA 53
OP16-3A
2009
2
№ 2
1,8
LSA 53
OP16-3A
2009
3
№ 3
1,8
LSA 53
OP16-3A
2009
4
№ 4
1,8
LSA 53
OP16-3A
2009
5
№ 5
1,8
LSA 53
OP16-3A
2009
6
№ 6
1,8
LSA 53
OP16-3A
2009
7
№ 7
1,8
LSA 53
OP16-3A
2009
8
№ 8
1,8
LSA 53
OP16-3A
2009
Всего
14,4
ПЭС "Казым" (ОАО "Передвижная энергетика")
1
№ 1
12
Т-12-2ЭУЗ
ДЦ59Л

2
№ 2
12
Т-12-2ЭУЗ
ДЦ59Л

3
№ 2
12
Т-12-2ЭУЗ
ДА14Л

4
№ 4
12
Т-12-2ЭУЗ
ДЦ59Л

5
№ 5
12
Т-12-2ЭУЗ
ДЦ59Л

6
№ 6
12
Т-12-2ЭУЗ
ДА14Л

Всего
72

Таблица 2.14

Перечень существующих электростанций, расположенных
в энергорайонах, работающих изолированно от энергосистемы

Населенный пункт
Перечень генерирующих источников
Тип установленных агрегатов
Количество агрегатов и Единичная мощность, шт. x МВт
Год ввода
Установленная электрическая мощность, МВт
Рабочая мощность МВт
Годовая выработка электроэнергии, млн. кВт.ч
2008 г.
2009 г.
2010 г.
Березовский район
пос. Хулимсунт
ЭСН Сосьвинского ЛПУ МГ
ЭГЭС "Урал-2500"
6 x 2,5
2005
15
10
35,19
35,50
35,70
пос. Приполярный
ЭСН Уральского ЛПУ МГ
ЭГЭС "Урал-2500"
6 x 2,5
2007
20
10
36,50
32,50
35,20
ПАЭС-2500М
2 x 2,5
1992
пос. Светлый
ЭСН Пунгинского ЛПУ МГ
ПАЭС-2500
4 x 2,5
1996
20
15
15,70
16,40
15,88
ЭГ-2500М
4 x 2,5
2000
с. Саранпауль
ДЭС-1
КТА-50G3
2 x 1
2010
2,64
2,4
9,9461
9,2383
8,5182
ДЭС-2
2306С-E14
2 x 0,32
2008
с. Теги
ДЭС-1
TAD1241GE
2 x 0,32
2006
0,96
0,3
1,245497
1,133496
1,14321
ДЭС-2
TAD1241GE
1 x 0,32
2008
пос. Сосьва
ДЭС-1
QST-30G4
1 x 0,8
2007
1,63
0,64
2,481233
2,360162
2,62727
ДЭС-2
6ЧН25/34
2 x 0,315
2001
ДЭС-3
ЯМЗ-238
1 x 0,1
1997
ДЭС-4
ЯМЗ-238
1 x 0,1
2003
с. Ломбовож
ДЭС-1
ЯМЗ-236
1 x 0,06
2008
0,22
0,08
0,21479
0,205275
0,21926
ДЭС-2
А-41
1 x 0,06
2003
ДЭС-3
ЯМЗ-238
1 x 0,1
2001
д. Кимкьясуй
ДЭС-1
А-41
1 x 0,03
2003
0,09
0,024
0,08964
0,098968
0,10753
ДЭС-2
А-41
1 x 0,03
1999
ДЭС-2
А-41
1 x 0,03
2002
д. Сартынья
ДЭС-1
1103А-33G1
1 x 0,0216
2009
0,0536
0,024
0,038505
0,044566
0,04495
ДЭС-2
1103C-33TG2
1 x 0,032
2009
д. Анеева
ДЭС-1
ЯМЗ-236
1 x 0,06
2006
0,15
0,06
0,202624
0,190154
0,18223
ДЭС-2
ЯМЗ-236
1 x 0,06
2000
ДЭС-3
А-41
1 x 0,03
1998
д. Новинская
ДЭС-1
А-41
1 x 0,03
1997
0,03
0,024
0,025914
0,025183
0,02448
с. Няксимволь
ДЭС-1
6LТAA8.9-G2
3 x 0,16
2008
1,21
0,25
1,221848
1,201396
1,44661
ДЭС-2
ДГА-315
1 x 0,315
1985
ДЭС-3
ДГА-315
1 x 0,315
1987
ДЭС-4
ЯМЗ-238
1 x 0,1
2004
д. Демино
ДЭС-1
А-41
1 x 0,03
1999
0,06
0,024
0,022277
0,0081
0
ДЭС-2
А-41
1 x 0,03
2003
д. Устрем
ДЭС-1
А-41
1 x 0,03
1999
0,06
0,024
0,037619
0,035272
0,01644
ДЭС-2
А-41
1 x 0,03
2002
Итого
-
-
76
-
87,98
51,37
156,59
156,14
159,11
Кондинский район
пос. Шугур
ДЭС-1
ТМЗ-8435.10
3 x 0,25
2010
0,75
0,4
1,661221
1,569946
1,7842
с. Карым
ДЭС-1
ЯМЗ-238
1 x 0,1
2005
0,164
0,048
0,17191
0,16046
0,1536
ДЭС-2
Д-246.4
1 x 0,064
2009
д. Никулкино
ДК-1
EDL20000TE
1 x 0,012
2009
0,012
0,008
0,004103
0,013945
0,010464
Итого
-
-
6
-
0,926
0,456
1,837234
1,744351
1,948264
Октябрьский район
с. Большой Атлым
ДЭС-1
ЯМЗ-238
1 x 0,1
2006
0,68
0,2
0,543467
0,633679
0,69332
ДЭС-2
ЯМЗ-238
1 x 0,1
1996
ДЭС-З
NТA885-G4
1 x 0,240
2009
ДЭС-4
ОSL9-G5
1 x 0,240
2009
пос. Горнореченск
ДЭС-1
ЯМЗ-238
1 x 0,1
1996
0,6
0,2
0,327596
0,429644
0,52851
ДЭС-2
ЯМЗ-238
1 x 0,1
2002
ДЭС-З
1306-Е87ТАGЗ
1 x 0,20
2006
ДЭС-4
ТМЗ-8481.10
1 x 0,20
2004
Итого
-
-
15
-
3,931
1,25
5.48451539
6,153127
2,49101
Белоярский район
с. Ванзеват
ДЭС-1
ЯМЗ-238
2 x 0,1
2007
0,625
0,16
0,64161266
0,720207
0,7252
ДЭС-2
ЯМЗ-238
1 x 0,1

ДЭС-З
ЯМЗ-238
1 x 0,125

ДЭС-4
ЯМЗ-7514
1 x 0,2
200
с. Тугияны
ДЭС-1
Д-246.4
1 x О,06
2010
0,12
0,05
0,0639912
0,056987
0,05904
ДЭС-2
А-01
1 x 0,06
1985
д. Пашторы
ДЭС-1
А-41
1 x 0,03
2004
0,042
0,024
0,029076
0,025954
0,02618
ДЭС-2
Lambardini
1 x 0,012
2002
д. Нумто
ДЭС-1
Д-65
1 x 0,03
1997
0,09
0,024
0,053589
0,042343
0,05924
ДЭС-2
Д-65
1 x 0,03
2000
ДЭС-З
Д-246.1
1 x 0,03
2008
Итого
-
-
12
-
0,877
0,258
0,78826884
0,845491
0,86966
Ханты-Мансийский район
пос. Урманный
ДЭС-1
6ЧН36/45
1 x 0,8
1989
2,35
0,64
2,174
2,113
2,507
ДЭС-2
6ЧН36/45
1 x 0,8
1994
ДЭС-З
ТМЗ-8435.10
3 x 0,25
2009
с. Елизарово
ДЭС-1
6-27.5А2S
1 x 0,5
1984
1,5
0,45
1,402
1,583
1,764
ДЭС-2
6-27.5A2S
1 x 0,5
1989
ДЭС-З
ТМЗ-8435.10
2 x 0,25
2009
пос. Кедровый
ДЭС-1
QSХ-15G8
1 x 0,44
2009
1,88
0,75
3,413
3,312
3,782
ДЭС-2
КТА-50G3
1 x 1
2010
ДЭС-З
2506А-Е15
1 x 0,4
2008
пос. Кирпичный
ДЭС-1
ТАD941GЕ
3 x 0,26
2009
0,78
0,52
2,17
2,246
1,518
с. Кышик
ДЭС-1
ТАG941GE
3 x 0,26
2009
0,78
0,52
1,741
1,882
1,997
пос. Пырьях
ДЭС-1
ЯМЗ-238
1 x 0,1
1998
0,475
0,15
0,497
0,49
0,485
ДЭС-2
ЯМЗ-238
1 x 0,1
2000
ДЭС-З
А-01
1 x 0,075
1997
ДЭС-4
ЯМЗ-7514.10
1 x 0,2
2008
с. Зенково
ДЭС-1
ЯМЗ-238
2 x 0,1
2010
0,36
0,075
0,265
0,315
0,409
ДЭС-2
1Д6
1 x 0,1

ДЭС-З
Д-246.4
1 x О,06
2004
с. Нялинское
ДЭС-1
QSX-15G8
3 x 0,4
2010
1,2
0,5
2,091
2,154
2,36
д. Согом
ДЭС-1
CentoT150S
3 x 0,15
2009
0,65
0,225
0,643
0,72
0,907
ДЭС-2
ЯМЗ-7514.10
1 x 0,2
2008
Итого
-
-
33
-
9,975
3,83
14,39
14,815
15,729
Нижневартовский район
с. Корлики
ДЭС-1
ТAD1242GE
1 x 0,32
2009
0,96
0,48
1,906229
1,985106
2,18428
ДЭС-2
2306С-E14
2 x 0,32
2005
д. Пугьюг
ДЭС-1
ТAD531GE
1 x 0,064
2008
0,124
0,05
0,070581
0,07632
0,0616
ДЭС-2
ЯМЗ-236
1 x 0,06
1999
д. Сосновый Бор
ДЭС-1
Д-242
1 x 0,03
2009
0,09
0,05
0,086255
0,0837
0,07002
ДЭС-2
ЯМЗ-236
1 x 0,06
2002
д. Усть-Колекъеган
ДЭС-1
1103A-TAG1
1 x 0,024
2007
0,044
0,024
0,062292
0,05784
0,06383
ДЭС-2
Д-144
1 x 0,02
2003
Итого
-
-
9
-
1,218
0,604
2,125357
2,202966
2,37973
Сургутский район
д. Таурова
ДЭС-1
Л-41
1 x 0,03
1998
0,03
0,01
-
0,029085
0,017151
Итого
-
-
1
-
0,03
0,01
-
0,029085
0,017151
ВСЕГО
-
-
157
-
105,39
57,94
181,81
182,36
182,95

Наиболее крупные энергоисточники в энергорайонах, работающие изолированно от энергосистемы:
Газотурбинная электростанция в пос. Хулимсунт установленной электрической мощностью 15 МВт.
Газотурбинная электростанция в пос. Приполярный установленной электрической мощностью 20 МВт.
Электроснабжение остальных населенных пунктов осуществляется дизельными электростанциями (наиболее крупная электростанция, установленной электрической мощностью 2,64 МВт, расположена в пос. Саранпауль).
Суммарная установленная электрическая мощность электростанций, расположенных в энергорайонах, работающих изолированно от энергосистемы, достигает 105 МВт, а рабочая - 57,94 МВт.
Суммарная выработка электроэнергии электростанциями, расположенными в энергорайонах, работающими изолированно от энергосистемы, достигает 183 млн. кВт.ч.

2.9. Выработка электроэнергии электростанциями

В таблице 2.15 приведена выработка электрической энергии электростанциями Ханты-Мансийского автономного округа - Югры за 2010 - 2014 г. Выработка электроэнергии электростанциями ХМАО в 2014 г. возросла на 2,9%, что составило 89142,2 млн. кВт ч.

Таблица 2.15

Выработка электрической энергии электростанциями
Ханты-Мансийского автономного округа, млн. кВт ч


2010
2011
2012
2013
2014
Выработка электростанций, всего
77650,955 <*>
81812,547 <*>
81097,53 <*>
86610,94 <*>
89142,2
Сургутская ГРЭС-1 (ОАО "ОГК-2")
24406,6
23766,1
23057,0
21906,8
21617,6
Сургутская ГРЭС-2 (ОАО "Э.ОН Россия")
36622,9
38881,2
39966,7
39850,4
37885,9
Нижневартовская ГРЭС (ЗАО "Нижневартовская ГРЭС")
11339,3
12462,1
10869,3
11909,6
11947,6
Няганская ГРЭС (ОАО "Фортам" филиал Энергосистема "Западная Сибирь")
-
-
-
2626,1
6455,2
ПЭС Казым (ОАО "Передвижная энергетика")
290,5
325,9
326,1
140,1
143,9
эл. станции ОАО "Сургутнефтегаз"
3561
4049
4302
4896
5167,1
Приобская ГТЭС (ООО "РН-Юганскнефтегаз")
1198,28
1655,14
1823,28
2443,26
2435,7
Южно-Приобская ГТЭС (ООО "Газпромнефть-Хантос")
459,5
740
740
740
741,5
эл. станции ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь"
674
839
885
1315
1333,1
эл. станции ЗАО "ЛУКОЙЛ-АИК"
-
-
-
128,9
159,6
эл. станции ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз"
-
-
-
105,6
102,8
ГТЭС Западно-Малобалыкского м.р. (ООО "ЮрскНефть")
5,34
67,41
55,54
52,32
57,0
ГПЭС КНС-2 (ООО "Газпромнефть-Хантос")
-
-
-
68,4
67,1
ГТЭС Приразломная (ООО "РН-Юганскнефтегаз")
-
-
-
143,4
138,2
ГТЭС Западно-Салымская (НФК "Салым Петролеум Девелопмент Н.В.")
-
-
-
415,3
471,3
ГТЭС Каменная (ОАО "РН-Няганьнефтегаз")
-
-
95,56
415,86
418,6

Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности приведена на рисунке 2.3.



Рисунок 2.3. Структура выработки электроэнергии
по типам электростанций и видам собственности

Доля фактической выработки электроэнергии крупными ТЭС автономного округа за 2014 год составила 87% от всего объема выработки электроэнергии по Ханты-Мансийскому автономному округу - Югре, 13% общей выработки электроэнергии в энергокомплексе Ханты-Мансийского автономного округа - Югры осуществляется электростанциями предприятий нефтегазовой промышленности.
Доля установленной электрической мощности крупных ТЭС автономного округа на 01.03.2015 составила 88,1% от установленной электрической мощности всех электростанций Ханты-Мансийского автономного округа - Югры. Доля установленной электрической мощности всех электростанций потребителей - 11,9%.

2.10. Характеристика балансов электрической энергии
и мощности за последние 5 лет

Энергосистема ХМАО является избыточной как по мощности, так и по электроэнергии. В таблице 2.16 приводится баланс электроэнергии на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры в период с 2010 по 2014 гг.

Таблица 2.16

Баланс электроэнергии на территории Ханты-Мансийского
автономного округа - Югры в период с 2010 по 2014 гг.

Наименование показателя
2010
2011
2012
2013
2014
Электропотребление (млн. кВт·ч)
64666,9
65157,2
65761,4
68993,16
70634,8
Собственная выработка (млн. кВт·ч)
77650,955
81812,547
81097,537
86610,94
89142,2
Среднегодовые темпы прироста электропотребления (%)
+1,26
+0,76
+0,93
+4,9
+2,38

Фактический баланс электроэнергии с разбивкой по станциям ХМАО, за последние 5 лет приведен в таблице 2.17.
Фактический баланс мощности по территории Ханты-Мансийского автономного округа приведен в таблице 2.18.

Таблица 2.17

Фактический баланс электроэнергии с разбивкой
по станциям ХМАО, за последние 5 лет, млн. кВт ч


2010
2011
2012
2013
2014
Выработка электростанций, всего
77650,955 <*>
81812,547 <*>
81097,53 <*>
86610,94 <*>
89142,2
Сургутская ГРЭС-1 (ОАО "ОГК-2")
24406,6
23766,1
23057,0
21906,8
21617,6
Сургутская ГРЭС-2 (ОАО "Э.ОН Россия")
36622,9
38881,2
39966,7
39850,4
37885,9
Нижневартовская ГРЭС (ЗАО "Нижневартовская ГРЭС")
11339,3
12462,1
10869,3
11909,6
11947,6
Няганская ГРЭС (ОАО "Фортум" филиал Энергосистема "Западная Сибирь")
-
-
-
2626,1
6455,2
ПЭС Казым (ОАО "Передвижная энергетика")
290,5
325,9
326,1
140,1
143,9
эл. станции ОАО "Сургутнефтегаз"
3561
4049
4302
4896
5167,1
Приобская ГТЭС (ООО "РН-Юганскнефтегаз")
1198,28
1655,14
1823,28
2443,26
2435,7
Южно-Приобская ГТЭС (ООО "Газпромнефть-Хантос")
459,5
740
740
740
741,5
эл. станции ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь"
674
839
885
1315
1333,1
эл. станции ЗАО "ЛУКОЙЛ-АИК"
-
-
-
128,9
159,6
эл. станции ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз"
-
-
-
105,6
102,8
ГТЭС Западно-Малобалыкского м.р. (ООО "ЮрскНефть")
5,34
67,41
55,54
52,32
57,0
ГПЭС КНС-2 (ООО "Газпромнефть-Хантос")
-
-
-
68,4
67,1
ГТЭС Приразломная (ООО "РН-Юганскнефтегаз")
-
-
-
143,4
138,2
ГТЭС Западно-Салымская (НФК "Салым Петролеум Девелопмент Н.В.")
-
-
-
415,3
471,3
ГТЭС Каменная (ОАО "РН-Няганьнефтегаз")
-
-
95,56
415,86
418,6
Электропотребление всего
64666,9
65157,2
65761,4
68993,16
70634,8
Сальдо-переток ("+" дефицит - получение; "-" избыток - выдача)
-12984,055
-16655,347
-15336,13
-17617,78
-18507,4

--------------------------------
<*> В период 2010 - 2013 гг. в суммарной выработке электростанции, работающие синхронно с ЕЭС России, учитывались не все станции промышленных предприятий ХМАО.

Таблица 2.18

Фактический баланс мощности по территории
Ханты-Мансийского автономного округа, МВт


2010
2011
2012
2013
2014
Нагрузка электростанций, всего
9597,9
9320,7
10766,2
11785,9
10965,1
Сургутская ГРЭС-1 (ОАО "ОГК-2")
3274,9
3054,5
2898,6
2829,6
2577,9
Сургутская ГРЭС-2 (ОАО "Э.ОН Россия")
3996,3
3958,3
5459,5
5399,5
3902,5
Нижневартовская ГРЭС (ЗАО "Нижневартовская ГРЭС")
1601,7
1560,3
1560,2
1596,1
1977,4
Няганская ГРЭС (ОАО "Фортум" филиал Энергосистема "Западная Сибирь")
-
-
-
842,4
1140,1
ПЭС Казым (ОАО "Передвижная энергетика")
43,0
43,0
44,8
17,0
21,7
эл. станции ОАО "Сургутнефтегаз"
414,0
435,7
497,1
541,4
620,4
Приобская ГТЭС (ООО "РН-Юганскнефтегаз")
184,4
185,3
234,2
231,7
298,1
Южно-Приобская ГТЭС (ООО "Газпромнефть-Хантос")
83,7
83,7
71,8
84,0
96,8
эл. станции ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь"
-
-
-
122,7
163,4
эл. станции ЗАО "ЛУКОЙЛ-АИК"
-
-
-
15,6
15,0
эл. станции ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз"
-
-
-
12,5
12,5
ГТЭС Западно-Малобалыкского м.р. (ООО "ЮрскНефть")
-
-
-
7,6
4,5
ГПЭС КНЭС-2 (ООО "Газпромнефть-Хантос")
-
-
-
7,5
7,5
ГТЭС Приразломная (ООО "РН-Юганскнефтегаз")
-
-
-
15,2
15,0
ГТЭС Западно-Салымская (НФК "Салым Петролеум Девелопмент Н.В.")
-
-
-
63,0
62,8
ГТЭС Каменная (ОАО "РН-Няганьнефтегаз")
-
-
-

49,3
Потребление всего
8221,0
8307,0
8420,0
8790,0
8945,0
Сальдо-переток ("+" дефицит - получение; "-" избыток - выдача)
-1376,9
-1013,7
-2346,2
-2995,9
-2020,1

2.11. Основные характеристики электросетевого хозяйства
Ханты-Мансийского автономного округа - Югры напряжением
110 кВ и выше, включая перечень существующих ЛЭП
и подстанций, класс напряжения которых равен
или превышает 110 кВ, с указанием сводных данных по ним

Основу электрической сети энергосистемы автономного округа образуют электрические сети напряжением 500 и 220 кВ. Сети напряжением 110 кВ предназначены для электроснабжения основных потребителей - объектов добычи, транспорта и переработки углеводородов, а также населения и других потребителей хозяйственного комплекса Ханты-Мансийского автономного округа - Югры.
На территории округа находятся:
11 электрических подстанций с высшим напряжением 500 кВ;
59 подстанций с высшим напряжением 220 кВ;
397 подстанций с высшим напряжением 110 кВ.
Суммарная трансформаторная мощность подстанций: 500 кВ - 15981,18 МВА; 220 кВ - 11967 МВА и 110 кВ - 16454,6 МВА.
Протяженность линий электропередачи по напряжениям: 500 кВ - 5723,62 км; 220 кВ - 5420,77 км и 110 кВ - 8444 км.
Сводные данные по существующим ПС 110 кВ и выше приведены в таблице 2.19.
Полный перечень существующих ЛЭП и подстанций, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ, с указанием принадлежности, представлен в приложении А.

Таблица 2.19

Сводные данные по существующим ПС 110 кВ
и выше энергосистемы ХМАО

Наименование показателя
Кол-во ПС, шт.
Кол-во Т/АТ, шт.
Мощность ПС, МВА
ВСЕГО
467
735
44403
По номинальному напряжению
500 кВ
11
23
15981
220 кВ
59
130
11967
110 кВ
397
582
16455

Сводные данные по существующим ВЛ 110 кВ и выше приведены в таблице 2.20.

Таблица 2.20

Сводные данные о количестве и протяженности ЛЭП 110 кВ
и выше энергосистемы ХМАО

Наименование показателя
Кол-во ЛЭП, шт.
Длина, км
ВСЕГО
528
19588,39
По номинальному напряжению
500 кВ
28
5723,62
220 кВ
111
5420,77
110 кВ
98
8444

В 2014 г. на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры было введено:
ВЛ 220 кВ Няганская ГРЭС - Картопья для обеспечения выдачи блока № 3 на Няганской ГРЭС;
ПС 220 (500) кВ Святогор постановка под напряжение ОРУ 220 кВ (АТ-1, АТ-2, ВЛ 220 кВ Магистральная-1 - Святогор).

2.12. Основные внешние электрические связи
энергосистемы территории ХМАО

ЭЭС ХМАО является частью Тюменской энергосистемы. Электрические связи ЭЭС ХМАО с соседними энергорайонами Тюменской энергосистемы, а также других энергосистем представлены ниже. Ноябрьский энергорайон ЯНАО:
ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 - Холмогорская;
ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 - Кирилловская;
ВЛ 500 кВ Холмогорская - Кирилловская;
ВЛ 220 кВ Холмогорская - Кирилловская;
ВЛ 220 кВ Холмогорская - Когалым;
ВЛ 220 кВ Северный Варьеган - Вынгапур;
ВЛ 220 кВ Зима - Вынгапур;
Северный энергорайон ЯНАО:
ВЛ 110 кВ Белоярская - Надым;
Тобольский энергорайон Тюменской области:
ВЛ 500 кВ Демьянская - Пыть-Ях;
ВЛ 500 кВ Нелым - Магистральная;
ВЛ 500 кВ Нелым - Пыть-Ях;
ВЛ 110 кВ Снежная - Муген 1, 2;
ВЛ 110 кВ Снежная - Фоминская - 1, 2;
Тюменский энергорайон Тюменской области:
ВЛ 500 кВ Тюмень - Луговая.
Свердловская энергосистема:
ВЛ 110 кВ Картопья - Атымья 1, 2;
ВЛ 110 кВ Сотник - Тавда 1, 2.
Томская энергосистема:
ВЛ 220 кВ Нижневартовская ГРЭС - Советско-Соснинская.

2.13. Объемы и структура топливного баланса электростанций
и котельных на территории Ханты-Мансийского автономного
округа - Югры в 2014 году

Объемы и структура топливного баланса электростанций Ханты-Мансийского автономного округа - Югры в 2014 году:
Сургутская ГРЭС - 2 - 70% - попутный нефтяной газ - объем потребления 6590,5 млн. м3, 30% - природный газ - объем потребления 2824,5 млн. м3.
Сургутская ГРЭС - 1 - 40% - попутный нефтяной газ - объем потребления 2293 млн. м3, 60% - природный газ - объем потребления 3440,46 млн. м3.
Нижневартовская ГРЭС - 100% - попутный нефтяной газ - объем потребления 3022,12 млн. м3.
На объектах теплового хозяйства Ханты-Мансийского автономного округа - Югры в работе находится 497 котельных, из которых:
77% котельных работают на газе;
11% котельных работают на жидком топливе;
10% котельных работают на твердом топливе;
2% котельных работают на электроэнергии.
Объемы и структура топливного баланса котельных на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры приведены в таблице 2.21.

Таблица 2.21

Объемы и структура топливного баланса котельных
на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры

Наименование топлива
Объем
Уголь, тн
26733
Газ, млн. м3
650,58
Дизельное топливо, тн
10202

2.14. Динамика основных показателей энерго-
и электроэффективности за 5 лет

В таблице 2.22 приведены показатели энерго- и электроэффективности экономики ХМАО за отчетные 2009 - 2011 гг. на основании данных органов государственной статистики.

Таблица 2.22

Основные показатели энерго- и электроэффективности
за 2009 - 2011 годы <1>

--------------------------------
<1> Расчеты за 2012 - 2014 годы не приведены ввиду отсутствия статистической информации. Объем потребленных ТЭР и электропотребление приняты на основании единого топливно-энергетического баланса.

Наименование показателя
2009
2010
2011
ВРП, млрд. руб.
1778,6
1971,9
2440,4
Электропотребление, млрд. кВт·ч
63860,4
64666,9
65157,2
Объем потребленных ТЭР, т у.т.
53798000
61430000
64211000
Численность населения, чел.
1519962
1532243
1537134
Электроемкость ВРП, кВт·ч/руб.
35,9
32,8
26,7
Энергоемкость ВРП, т у.т./млн. руб.
30,2
31,15
26,32
Потребление ЭЭ на душу населения тыс. кВт·ч/чел.
42,01
42,2
42,4

Потребление электроэнергии на душу населения на территории ХМАО превышает среднероссийское в 12,8 раза (в 2012 г. электропотребление на душу населения в среднем по России составило 7,4 тыс. кВт·ч/чел.), что может быть объяснено значительной долей промышленности в структуре потребления электроэнергии.
Снижение электроемкости и энергоемкости ВРП ХМАО в период 2009 - 2011 годы объясняется в первую очередь инфляцией.

2.15. Единый топливно-энергетический баланс ХМАО

Единый топливно-энергетический баланс ХМАО (ЕТЭБ ХМАО) за 2009 - 2011 годы разработан в соответствии с Порядком составления топливно-энергетических балансов субъектов Российской Федерации, муниципальных образований, утвержденным приказом Минэнерго России от 14 декабря 2011 г. № 600.
В ЕТЭБ ХМАО рассматриваются следующие первичные энергоресурсы: уголь, сырая нефть, природный газ, а также вторичные ресурсы: нефтепродукты, электрическая и тепловая энергии. Так как атомные, гидравлические электростанции, а также электростанции на основе нетрадиционных и возобновляемых источников энергии отсутствуют на территории ХМАО, соответствующие составляющие были исключены из рассмотрения. Потребление и производство прочих твердых топлив на территории ХМАО незначительно и не оказывает влияния на ЕТЭБ, в связи с чем соответствующий раздел также был удален из рассмотрения.
ЕТЭБ ХМАО за 2009 - 2011 годы приведен в таблицах 2.23 - 2.24. ЕТЭБ ХМАО получен путем консолидации однопродуктовых балансов вышеуказанных ресурсов.

Таблица 2.23

Единый топливно-энергетический баланс ХМАО за 2009 г.
(тыс. тут)


Уголь
Сырая нефть
Нефтепродукты
Природный газ
Гидро и НВЭИ
Прочие твердые топлива
Электроэнергия
Тепло
Всего
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Производство
0
386832

36351

42


423225
Ввоз
31
0
0
15161

0
0

15192
Вывоз
0
-379 349
-4 244
0

0
-1 057

-384 650
Изменение запасов
-5
-27
0
1

0


-31
Потребление
36
7510
-4 243
51511

42
-1 057

53798
Невязка баланса
0
0
0
0

0
0
-148
-148
Электростанции: всего
0
-6
-214
-24 233

0
9450
409
-14 594
Электроэнергия
0
0
-1
-432

0

409
-24
Электростанции: тепло
-32
-226
-25
-3 067

-39
-84
2976
-497
Котельные
0
0
0
0

0
0
261
261
Теплоутилизационные установки и электрокотельные
0
-6 861
6861
-124

0
-32
-88
-244
Переработка нефти
0
0
0
-395

0
-522
-48
-965
Переработка газа
0
0
0
0

0
-306
-2
-309
Собственные нужды
0
0
0
-571

0
-612
-286
-1 469
Потери при распределении
4
418
2378
23120

3
6837
3370
36130
Конечное потребление
3
409
83
5559

1
5770
1723
13548
Промышленность
3
409
83
5559

1
5770
1723
13548
Добыча нефти
0
64
22
1279

0
5404
225
6994
Добыча газа
0
0
0
644

0
50
3
697
Сушка пиломатериалов
0
0
1
0

0
2
14
16
Хлеб и хлебобулочные изделия
0
0
0
2

0
1
2
5
Прочая промышленность
3
346
60
3634

1
313
1480
5837
Строительство
0
0
46
0

0
58
0
103
Транспорт
0
0
2228
17072

0
650
205
20155
Железнодорожный
0
0
130
0

0
2
11
143
Трубопроводный
0
0
0
17032

0
648
193
17873
Автомобильный транспорт
0
0
1878
40

0
0
0
1918
Прочий транспорт
0
0
221
0

0
0
0
221
Сельское хозяйство
0
0
7
0

0
2
0
9
Комбыт
0
0
0
0

0
32
3
35
Сфера услуг
0
0
6
355

0
64
270
695
Население
0
0
5
124

2
262
1169
1563
Неэнергетические нужды
0
8
3
11

0


22

Таблица 2.24

Единый топливно-энергетический баланс ХМАО за 2010 г.
(тыс. тут)


Уголь
Сырая нефть
Нефтепродукты
Природный газ
Гидро и НВЭИ
Прочие твердые топлива
Электроэнергия
Тепло
Всего
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Производство
0
380326

36236

65


416627
Ввоз
25
0
0
23084

0
0

23110
Вывоз
0
-372 293
-4 671
0

0
-1 359

-378 323
Изменение запасов
0
-5
-16
3

0


-16
Потребление
25
8037
-4 655
59317

65
-1 359

61430
Невязка баланса
0
0
0
0

0
0
-144
-144
Электростанции: всего
0
-7
-132
-25 354

0
9863
402
-15 228
Электроэнергия
0
-7
-132
-24 930

0
9863

-15 206
Электростанции: тепло
0
0
0
-423

0

402
-21
Котельные
-24
-229
-22
-3 054

-61
-83
3008
-466
Теплоутилизационные установки и электрокотельные
0
0
0
0

0
-1
233
232
Переработка нефти
0
-7 547
7547
-134

0
-33
-78
-245
Переработка газа
0
0
0
-436

0
-536
-50
-1 022
Собственные нужды
0
0
0
0

0
-287
-2
-289
Потери при распределении
0
0
0
-561

0
-482
-278
-1 320
Конечное потребление
1
254
2737
29778

4
7082
3380
43237
Промышленность
1
252
85
4784

2
6045
1677
12847
Добыча нефти
0
30
31
1137

0
5588
241
7027
Добыча газа
0
0
0
652

0
50
6
707
Сушка пиломатериалов
0
0
0
0

0
1
11
12
Хлеб и хлебобулочные изделия
0
0
0
2

0
1
2
5
Прочая промышленность
1
222
53
2994

2
405
1418
5096
Строительство
0
0
36
0

0
36
0
72
Транспорт
0
0
2596
22877

0
630
180
26283
Железнодорожный
0
0
142
0

0
0
0
143
Трубопроводный
0
0
0
22769

0
629
180
23578
Автомобильный транспорт
0
0
2339
108

0
0
0
2447
Прочий транспорт
0
0
115
0

0
0
0
115
Сельское хозяйство
0
0
5
0

0
3
0
8
Комбыт
0
0
0
0

0
29
10
39
Сфера услуг
0
0
5
690

0
84
286
1066
Население
0
0
10
140

1
254
1226
1632
Неэнергетические нужды
0
2
1
1287

0


1290

Таблица 2.25

Единый топливно-энергетический баланс ХМАО за 2011 г.
(тыс. тут)


Уголь
Сырая нефть
Нефтепродукты
Природный газ
Гидро и НВЭИ
Прочие твердые топлива
Электроэнергия
Тепло
Всего
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
Производство
0
376064

36236

41


412340
Ввоз
22
0
0
26413

0
0

26435
Вывоз
0
-367 664
-4 828
0

0
-1 959

-374 450
Изменение запасов
-2
0
75
40

2


114
Потребление
24
8400
-4 903
62608

39
-1 959

64211
Невязка баланса
0
0
0
0

0
0
-57
-57
Электростанции: всего
0
-12
-174
-26 559

0
10478
364
-15 904
Электроэнергия
0
-12
-174
-26 170

0
10478

-15 879
Электростанции: тепло
0
0
0
-389

0

364
-25
Котельные: всего
-22
-242
-21
-2 703

-34
-83
2698
-408
Теплоутилизационные установки и электрокотельные
0
0
0
0

0
-1
222
221
Переработка нефти
0
-8 100
8100
-151

0
-35
-80
-267
Переработка газа
0
0
0
-510

0
-565
-49
-1 124
Собственные нужды
0
0
0
0

0
-297
-5
-302
Потери при распределении
0
0
0
-487

0
-494
-253
-1 234
Конечное потребление
2
46
3002
32197

5
7045
2953
45249
Промышленность
2
43
204
5759

3
5932
1456
13400
Добыча нефти
0
27
54
1141

0
5690
275
7186
Добыча газа
0
0
0
662

0
50
5
717
Сушка пиломатериалов
0
0
0
0

0
1
9
10
Хлеб и хлебобулочные изделия
0
0
0
1

0
1
2
5
Прочая промышленность
2
17
150
3955

3
190
1166
5482
Строительство
0
0
36
0

0
35
0
71
Транспорт
0
0
2737
24185

0
704
165
27792
Железнодорожный
0
0
146
0

0
0
0
146
Трубопроводный
0
0
0
24154

0
704
165
25022
Автомобильный транспорт
0
0
2434
32

0
0
0
2465
Прочий транспорт
0
0
157
0

0
0
0
158
Сельское хозяйство
0
0
6
0

0
4
0
9
Комбыт
0
0
0
0

0
29
7
36
Сфера услуг
0
0
5
447

0
76
259
786
Население
0
0
12
159

2
264
1066
1503
Неэнергетические нужды
0
2
2
1647

0


1652

ЕТЭБ ХМАО состоит из трех блоков. Первый блок ЕТЭБ ХМАО - "ресурсы" - включает данные о производстве энергетических ресурсов на территории ХМАО, о ввозе/вывозе энергетических ресурсов в/из ХМАО и об изменении запасов. Второй блок - "Преобразование энергетических ресурсов" - включает данные о преобразовании одних видов энергетических ресурсов в другие. Последний блок - "Конечное потребление энергетических ресурсов" - описывает конечное потребление энергоносителей в различных секторах и отраслях экономики.
Анализ данных первого блока ЕТЭБ ХМАО показывает, что ХМАО является крупнейшим экспортером энергоносителей. 91% производимых в округе энергетических ресурсов вывозится за его пределы. На сырую нефть приходится 98% производимых первичных энергоресурсов.
В структуре потребления первичных энергоресурсов превалирует потребление природного газа - 98%. В структуре потребления вторичных ресурсов наибольшую долю занимает потребление природного газа - 71%.
Второй блок ЕТЭБ ХМАО характеризует преобразование энергетических ресурсов. Анализ данного блока показывает, что 25% потребляемых энергоресурсов расходуются на преобразование энергии, а остальная часть конечными потребителями. При этом большая часть потребляемых энергоресурсов расходуется на производство электрической и тепловой энергии.
Большая часть энергоресурсов потребляется конечными потребителями. При этом 61,4% от общего потребления энергоресурсов конечными потребителями приходится на трубопроводный транспорт.

3. Особенности и проблемы текущего состояния
электроэнергетики на территории Ханты-Мансийского
автономного округа - Югры

3.1. Нефтеюганский энергорайон

Нефтеюганский энергорайон территориально соответствует зоне деятельности одноименного филиала электрических сетей ОАО "Тюменьэнерго", в который входят:
Часть Сургутского муниципального района ХМАО - Югры (южнее р. Оби);
Нефтеюганский муниципальный район;
Юго-восточная часть Ханты-Мансийского муниципального района
Городские округа: г. Нефтеюганск, г. Ханты-Мансийск и г. Пыть-Ях.
Основными потребителями электроэнергии и электрической мощности в Нефтеюганском энергорайоне являются:
Нефтегазодобывающие компании: ООО "РН-Юганскнефтегаз", ООО "Сибнефть-Хантос" и ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз"
Нефтеперекачивающие и компрессорные станции (НПС и КС) магистральных нефте- и газопроводов
Предприятие по переработке попутного нефтяного газа ОАО "СибурТюменьГаз" - ОАО "Южно-Балыкский ГПК"
Коммунальная бытовая нагрузка городов.
Нефтеюганский энергорайон является дефицитным. Покрытие дефицита мощности осуществляется от Сургутской ГРЭС 1 и Сургутской ГРЭС 2 по сети 500 кВ и по сети 220 кВ по ВЛ 220 кВ Полоцкая - Шубинская, Сомкино - Ленинская и Пересвет - Шубинская.
На территории Нефтеюганского энергорайона размещаются две электрические подстанции напряжением 500 кВ, один ПП 500 кВ, двенадцать подстанций напряжением 220 кВ и 77 подстанций напряжением 110 кВ, 3 ПП 110 кВ.
Основными питающими подстанциями Нефтеюганского энергорайона являются ПС 500 кВ Пыть-Ях и ПС 500 кВ Магистральная, через которые осуществляется передача мощности в сети 220 кВ Нефтеюганского энергорайона с последующим распределением по распределительным сетям 110 кВ. На ПС 500 кВ Пыть-Ях установлено 3 x АТГ 500/220 кВ номинальной мощностью 501 МВА каждая и три АТ 220/110 кВ номинальной мощностью 125 МВА каждый. На ПС 500 кВ Магистральная установлено 2 x АТГ 500/220 кВ номинальной мощностью 501 МВА каждая и два АТ 220/110 кВ номинальной мощностью 125 МВА каждый.
Электроснабжение Нефтеюганского энергорайона энергосистемы Тюменской области осуществляется по следующим линиям электропередачи:
ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 - Пыть-Ях;
ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 - Пыть-Ях;
ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 - Магистральная;
ВЛ 500 кВ Сомкинская - Магистральная;
ВЛ 500 кВ Нелым - Магистральная;
ВЛ 500 кВ Пыть-Ях - Демьянская;
ВЛ 500 кВ Пыть-Ях - Нелым;
ВЛ 220 кВ Полоцкая - Шубинская;
ВЛ 220 кВ Пересвет - Шубинская;
ВЛ 220 кВ Сомкинская - Ленинская;
ВЛ 220 кВ Демьянская - Снежная 1 и 2 цепи;
ВЛ 110 кВ Снежная - КС-7;
ВЛ 110 кВ Восточный - Кирьяновская-2;
ВЛ 110 кВ Восточный - Ореховская.
По результатам анализа текущего состояния ЭЭС ХМАО на зимний и летний максимумы нагрузки потребителей 2014 года (по данным контрольных замеров 2014 года) выявлено следующее:
превышение длительно допустимой токовой нагрузки автотрансформатора 2 АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Ленинская при нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети, для ликвидации перегрузки требуется ввод ГАО в объеме до 65 МВт;
превышение длительно допустимой токовой нагрузки автотрансформатора АТ 220/110 кВ на ПС 500 кВ Пыть-Ях при нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети, для ликвидации перегрузки требуется ввод ГАО до 45 МВт;
превышение длительно допустимой токовой нагрузки автотрансформатора 1,2 АТГ 500/220 кВ ПС 500 кВ Магистральная при нормативных возмущениях в ремонтной схеме электрической сети для ликвидации перегрузки требуется ввод ГАО до 140 МВт;
превышение длительно допустимой токовой нагрузки автотрансформатора АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Магистральная при нормативных возмущениях в ремонтной схеме электрической сети для ликвидации перегрузки требуется ввод ГАО до 25 МВт;
превышение длительно допустимой токовой нагрузки автотрансформатора АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Правдинская при нормативных возмущениях в ремонтной схеме электрической сети для ликвидации перегрузки требуется ввод ГАО до 65 МВт;
превышение аварийно допустимой токовой нагрузки ВЛ 110 Пыть-Ях - Лосинка-1, 2 (ВЛ 110 кВ Пыть-Ях - Лосинка-1(2)) при нормативных возмущениях в ремонтной схеме электрической сети, для недопущения превышения АДТНВЛ 110 Пыть-Ях - Лосинка-1, 2 (ВЛ 110 кВ Пыть-Ях - Лосинка-1(2)) требуется ввод ГАО до 40 МВт;
превышение аварийно допустимой токовой нагрузки ВЛ 110 кВ Кратер - Средний Балык-2(1) при нормативных возмущениях в ремонтной схеме электрической сети, для недопущения превышения АДТНВЛ 110 кВ Кратер - Средний Балык-2(1) требуется ввод ГАО до 40 МВт;
превышение аварийно допустимой токовой нагрузки ВЛ 110 кВ Магистральная - Средний Балык-2(1) при нормативных возмущениях в ремонтной схеме электрической сети, для недопущения превышения АДТН ВЛ 110 кВ Магистральная - Средний Балык-2(1) требуется ввод ГАО до 70 МВт.

3.2. Когалымский энергорайон

Когалымский энергорайон территориально соответствует зоне деятельности одноименного филиала электрических сетей ОАО "Тюменьэнерго", в который входят:
Территория между реками Тромъеган и Аган в северной части Сургутского муниципального района ХМАО севернее р. Оби;
Городские округа: г. Когалым, г. Покачи, г. Лангепас.
Основными потребителями электроэнергии и электрической мощности в Когалымском энергорайоне являются:
Нефтедобывающая компания ОАО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"
НПС и КС магистральных нефте- и газопроводов
Предприятие по переработке попутного нефтяного газа ОАО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" - ОАО "Локосовский ГПЗ"
Коммунальная бытовая нагрузка городов.
Когалымский энергорайон является дефицитным.
Основными питающими подстанциями Когалымского энергорайона являются ПС 500 кВ Кирилловская и ПС 500 кВ Трачуковская, через которые осуществляется передача мощности в сети 220 кВ Когалымского энергорайона с последующим распределением по распределительным сетям 110 кВ. На ПС 500 кВ Кирилловская установлено 6 x АТГ 500/220 кВ номинальной мощностью 167 МВА каждая и четыре АТ 220/110 кВ номинальной мощностью 125 МВА каждый. На ПС 500 кВ Трачуковская установлено 9 x АТГ 500/220 кВ номинальной мощностью 167 МВА каждая.
Электроснабжение Когалымского энергорайона энергосистемы Тюменской области осуществляется по следующим линиям электропередачи:
ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 - Трачуковская;
ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 - Трачуковская;
ВЛ 500 кВ Трачуковская - Кустовая;
ВЛ 500 кВ Трачуковская - Сибирская;
ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 - Кирилловская;
ВЛ 500 кВ Холмогорская - Кирилловская;
ВЛ 220 кВ Трачуковская - Кирьяновская;
ВЛ 220 кВ Трачуковская - Васильев;
ВЛ 220 кВ Имилор - Кирилловская;
ВЛ 220 кВ В.Моховая - Кирилловская;
ВЛ 220 кВ Сургутская ГРЭС-1 - КС-3-1, 2;
ВЛ 220 кВ Холмогорская - Когалым;
ВЛ 220 кВ Холмогорская - Кирилловская;
ВЛ 110 кВ Урьевская - Васильев-1, 2;
ВЛ 110 кВ Сарымская - Сова-1, 2;
ВЛ 110 кВ В.Моховая - Слава;
ВЛ 110 кВ С.Варьеган - Таврическая-1, 2.
Через сети 500 кВ и 220 кВ Когалымского энергорайона осуществляется транзит мощности в дефицитные Ноябрьский и Нижневартовский энергорайоны.
По результатам анализа текущего состояния ЭЭС ХМАО на зимний и летний максимумы нагрузки потребителей 2014 года (по данным контрольных замеров 2014 года) выявлено следующее:
превышение аварийно допустимой токовой нагрузки ВЛ 110 кВ Когалым - Уральская-1(2) при нормативных возмущениях в ремонтной схеме электрической сети, для недопущения превышения АДТНВЛ 110 кВ Когалым - Уральская-1(2) требуется ввод ГАО в объеме до 85 МВт;
превышение длительно допустимой токовой нагрузки ВЛ 110 кВ Кирилловская - Айка (Инга - Таврическая) при нормативных возмущениях в ремонтной схеме электрической сети, для недопущения превышения ДДТНВЛ 110 кВ Кирилловская - Айка (Инга - Таврическая) требуется ввод ГАО в объеме до 35 МВт;
превышение аварийно допустимой токовой нагрузки ВЛ 110 кВ Кирилловская - Апрельская (Кирилловская - Уральская-2) при нормативных возмущениях в ремонтной схеме электрической сети, для недопущения превышения АДТНВЛ 110 кВ Кирилловская - Апрельская (Кирилловская - Уральская-2) требуется ввод ГАО в объеме до 30 МВт;
превышение аварийно допустимой токовой нагрузки ВЛ 110 кВ Кирилловская - Уральская-1, 2, ВЛ 110 кВ Кирилловская - Апрельская, ВЛ 110 кВ Кирилловская - Дружная при нормативных возмущениях в ремонтной схеме электрической сети, для недопущения превышения АДТН ВЛ 10 кВ Кирилловская - Уральская-1, 2, ВЛ 110 кВ Кирилловская - Апрельская, ВЛ 110 кВ Кирилловская - Дружная требуется ввод ГАО до 27 МВт.

3.3. Нижневартовский энергорайон

Нижневартовский энергорайон территориально соответствует зоне деятельности одноименного филиала электрических сетей ОАО "Тюменьэнерго", в который входят:
Нижневартовский муниципальный район, расположенный в восточной части ХМАО - Югры, за исключением городских округов Покачи и Лангепас с прилегающими территориями в западной его части.
Городские округа: г. Нижневартовск, г. Мегион и г. Радужный.
Основными потребителями электроэнергии и электрической мощности в Нижневартовском энергорайоне являются:
Нефтедобывающие компании: ОАО "РН-Нижневартовск, ОАО "Корпорация Югранефть", ООО "Совместное предприятие "Ваньеганнефть", ОАО "Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие", ОАО "Самотлорнефтегаз", ОАО "Славнефть-Мегионнефтегаз".
Предприятия по переработке попутного нефтяного газа ОАО "СибурТюменьГаз", в который входят:
ОАО "Нижневартовский ГПК";
ОАО "Белозерный ГПК".
Коммунальная бытовая нагрузка городов.
В 2014 году максимум электрической нагрузки потребителей Нижневартовского энергорайона в собственный максимум электрической нагрузки потребителей Тюменской энергосистемы составил 2386 МВт.
Основным источником электроснабжения потребителей Нижневартовского энергорайона является Нижневартовская ГРЭС установленной мощности 2013 МВт. Нижневартовская ГРЭС была построена для электроснабжения потребителей Нижневартовского нефтедобывающего района, является источником теплоснабжения для п. Излучинска, а также промышленных потребителей.
На нефтегазовых месторождениях Нижневартовского энергорайона эксплуатируются газотурбинные и газопоршневые электростанции нефтяных компаний:
Покамасовская ГТЭС установленной мощностью 9,5 МВт.
Ново-Покурская ГТЭС установленной мощностью 14,25 МВт.
Кошильская ГПЭС установленной мощностью 12 МВт.
Ваньеганская ГТЭС установленной мощностью 36,26 МВт.
Нижневартовский энергорайон является дефицитным. Покрытие дефицита осуществляется от Сургутской ГРЭС-1 и Сургутской ГРЭС-2 по сетям 220 - 500 кВ:
ВЛ 500 кВ Кустовая - Трачуковская;
ВЛ 500 кВ Трачуковская - Сибирская;
ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 - Сибирская;
ВЛ 220 кВ Кирьяновская - Трачуковская;
ВЛ 220 кВ ГПП-2 - Васильев.
По электрическим сетям 220 кВ Нижневартовского энергорайона осуществляется передача мощности в Ноябрьский и Когалымский энергорайоны от ПС 500 кВ Белозерная и ПС 500 кВ Сибирская по следующим ВЛ 220 кВ:
ВЛ 220 кВ Зима - Вынгапур;
ВЛ 220 кВ Сев. Варьеган - Вынгапур.
Основными питающими подстанциями Нижневартовского энергорайона являются ПС 500 кВ Белозерная и ПС 500 кВ Сибирская, через которые осуществляется передача мощности в сети 220 кВ Нижневартовского энергорайона с последующим распределением по распределительным сетям 110 кВ. На ПС 500 кВ Белозерная установлено 3 x АТГ 500/220 кВ номинальной мощностью 501 МВА каждая и три АТ 220/110 кВ номинальной мощностью 125 МВА каждый. На ПС 500 кВ Сибирская установлено 2 x АТГ 500/220 кВ номинальной мощностью 501 МВА каждая.
На территории Нижневартовского энергоузла размещаются три электрические подстанции напряжением 500 кВ, 20 подстанций напряжением 220 кВ и 113 подстанций напряжением 110 кВ.
Распределительная сеть 110 кВ Нижневартовского энергорайона функционирует преимущественно с двухсторонним питанием, опираясь на шины 110 кВ подстанций 220 кВ и ПС 500/220/110 кВ Белозерная.
Электрические связи Нижневартовского энергорайона с прилегающими энергорайонами Тюменской энергосистемы осуществляются по следующим линиям электропередачи:
Когалымский энергорайон:
ВЛ 500 кВ Трачуковская - Сибирская,
ВЛ 500 кВ Кустовая - Трачуковская,
ВЛ 220 кВ Трачуковская - Кирьяновская,
ВЛ 220 кВ Трачуковская - Васильев,
ВЛ 110 кВ Урьевская - Васильев 1, 2,
ВЛ 110 кВ Кирьяновская - ПП Восточный 1, 2.
Ноябрьский энергорайон:
ВЛ 220 кВ Северный Варьеган - Вынгапур,
ВЛ 220 кВ Зима - Вынгапур.
Как показали расчеты электрических режимов схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений в Нижневартовском энергорайоне не выявлено.

3.4. Сургутский энергорайон:

ВЛ 500 кВ СГРЭС-2 - Сибирская.
Передача мощности Нижневартовской ГРЭС в Томскую энергосистему осуществляется по двухцепной ВЛ 220 кВ НВГРЭС - Советско-Соснинская.
Распределительная сеть 110 кВ Нижневартовского энергорайона функционирует преимущественно с двухсторонним питанием, опираясь на шины 110 кВ подстанций 220 кВ и ПС 500/220/110 кВ Белозерная.
Как показали расчеты электрических режимов, схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений в Нижневартовском энергорайоне не выявлено.
Сургутский энергорайон
Сургутский энергорайон территориально соответствует зоне деятельности одноименного филиала электрических сетей ОАО "Тюменьэнерго", в который входят:
Часть территории Сургутского муниципального района (севернее р. Оби), за исключением территории между реками Тромъеган и Аган и городского округа г. Когалым.
Часть Белоярского муниципального района (восточнее пос. Юильск)
Городской округ - г. Сургут
Основными потребителями электроэнергии и электрической мощности в Нижневартовском энергорайоне являются:
Нефтедобывающая компания ОАО "Сургутнефтегаз"
Предприятие по переработке попутного нефтяного газа ОАО "Сургутнефтегаз" - "Сургутский ГПЗ"
Коммунальная бытовая нагрузка городов.
В 2014 году максимум электрической нагрузки потребителей Сургутского энергорайона в собственный максимум электрической нагрузки потребителей Тюменской энергосистемы составил 2034 МВт.
Основными источниками электроснабжения потребителей Сургутского энергорайона являются Сургутская ГРЭС-1 и Сургутская ГРЭС-2, установленной мощности 3268 МВт и 5597,1 МВт соответственно, и собственные электростанции ОАО "Сургутнефтегаз".
Электроснабжение потребителей Сургутского энергорайона осуществляется по следующим сетевым объектам 220 - 500 кВ:
АТГ 500/220 кВ ПС Пересвет 1, 2;
АТГ 500/220 кВ ПС Сомкинская 1, 2, 3;
ВЛ 220 кВ Сургутская ГРЭС-1 - Барсово;
ВЛ 220 кВ Сургутская ГРЭС-1 - Сургут;
ВЛ 220 кВ Сургутская ГРЭС-1 - Полоцкая.
Электрические связи Сургутского энергорайона с прилегающими энергорайонами Тюменской энергосистемы осуществляются по следующим линиям электропередачи:
Нижневартовский энергорайон:
ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 - Сибирская.
Ноябрьский энергорайон:
ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 - Холмогорская.
Когалымский энергорайон:
ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 - Трачуковская;
ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 - Трачуковская;
ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 - Кирилловская;
2 ВЛ 220 кВ Сургутская ГРЭС-1 - КС-3;
ВЛ 220 кВ Имилор - Кирилловская;
ВЛ 220 кВ Восточно-Моховая - Когалым;
ВЛ 110 кВ Сова - Сарымская 1, 2;
ВЛ 110 кВ Восточно-Моховая - Слава.
Нефтеюганский энергорайон:
ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 - Пыть-Ях;
ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 - Пыть-Ях;
ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 - Магистральная;
ВЛ 500 кВ Сомкинская - Магистральная;
ВЛ 500 кВ Пересвет - Ильково;
ВЛ 220 кВ Шубинская - Пересвет;
ВЛ 220 кВ Шубинская - Полоцкая;
ВЛ 220 кВ Сомкинская - Ленинская.
Подстанции 220 кВ Сургутского энергорайона объединены распределительной сетью 110 кВ, представленной преимущественно двухцепными линиями электропередачи, за исключением участка двух двухцепных линий электропередачи 110 кВ Сургут - Барсово, выполненного на четырехцепных опорах (4 x 7,03 км), и одноцепных линий 110 кВ на подстанции Лямино, Сытомино и Песчаная.
Как показали расчеты электрических режимов схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений, в Сургутском энергорайоне не выявлено.

3.5. Урайский энергорайон

Урайский энергорайон территориально соответствует зоне деятельности одноименного филиала электрических сетей ОАО "Тюменьэнерго", в который входят:
Кондинский и Советский муниципальные районы ХМАО - Югры
Часть Ханты-Мансийского муниципального района (южнее и западнее от пос. Согом)
Городские округа: г. Урай, г. Югорск.
Основными потребителями электроэнергии и электрической мощности в Урайском энергорайоне являются:
Нефтедобывающая компания ОАО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь"
НПС и КС магистральных нефте- и газопроводов
Коммунальная бытовая нагрузка городов.
В 2014 году максимум электрической нагрузки потребителей Урайского энергорайона в собственный максимум электрической нагрузки потребителей Тюменской энергосистемы составил 384 МВт.
Основным источником электроснабжения потребителей Урайского энергорайона является Няганская ГРЭС установленной мощности 1269,74 МВт и собственные электростанции ОАО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь".
На нефтегазовых месторождениях ОАО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" эксплуатируются газотурбинные и газопоршневые электростанции:
Северо-Даниловская ГПЭС установленной мощностью 36,24 МВт
Толумская ГПЭС установленной мощностью 6,3 МВт
Урайский энергорайон является дефицитным. Покрытие дефицита мощности осуществляется от Няганской ГРЭС по ВЛ 500 кВ Няганская ГРЭС - Луговая по ВЛ 220 кВ Новая - Хора.
Электрические связи Урайского энергорайона с прилегающими энергорайонами Тюменской энергосистемы осуществляются по следующим линиям электропередачи:
Няганский энергорайон:
ВЛ 500 кВ Няганская ГРЭС - Луговая;
ВЛ 220 кВ Хора - Новая;
ВЛ 220 кВ Няганская ГРЭС - Картопья;
ВЛ 110 кВ связывающие ПС Новая и ПС Хора;
ВЛ 110 кВ Картопья - Вандмтор-1, 2.
Тобольский энергорайон:
ВЛ 500 кВ Луговая - Демьянская;
ВЛ 220 кВ Сотник - Демьянская 1, 2.
Тюменский энергорайон:
ВЛ 500 кВ Тюмень - Луговая.
Свердловская энергосистема:
ВЛ 110 кВ Картопья - Атымья-1, 2;
ВЛ 110 кВ Сотник - Тавда 1, 2.
Существующая схема распределительной сети 110 кВ преимущественно представлена двухцепными линиями электропередачи, объединяющими подстанции 220 кВ.
Характерной особенностью Урайского энергорайона, обусловленной географическим положением, является прохождение по его территории основных магистральных нефтепроводов и газопроводов из Западно-Сибирского нефтегазового комплекса в центральную часть России.
В южной части энергорайона проходят трассы магистральных нефтепроводов Сургут - Полоцк, Холмогоры - Клин, в меридиональном направлении рассекает территорию энергорайона нефтепровод Красноленинский Свод - Шаим - Тюмень. Центрами электроснабжения потребителей магистральных нефтепроводов являются подстанции 220/10 кВ Ильичевка, Катыш и подстанции 220/110 кВ Сотник и Ягодная, связанные двухцепной линией электропередачи 110 кВ.
Подстанция 220 кВ Картопья является центром электроснабжения потребителей магистральных газопроводов системы Уренгой - Ямбург - Центр, потребителей магистрального железнодорожного транспорта, коммунально-бытовых потребителей городов Югорск и Советский и поселков Агириш, Алябьево, Мансийский, Таежный и Юбилейный, а также потребителей лесной и деревообрабатывающей промышленности.
Как показали расчеты электрических режимов схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений в Урайском энергорайоне не выявлено.

3.6. Няганский энергорайон

Няганский энергорайон территориально соответствует зоне деятельности филиала электрических сетей ОАО "Тюменьэнерго" Энергокомплекс, в который входят:
Белоярский муниципальный район ХМАО - Югры, кроме его части восточнее пос. Юильск;
Октябрьский муниципальный район;
Часть Ханты-Мансийского муниципального района севернее пос. Красноленинский;
Городской округ - г. Нягань;
Район Энергокомплекс.
Основными потребителями электроэнергии и электрической мощности в Няганском энергорайоне являются:
Нефтедобывающая компания ОАО "Сургутнефтегаз", ОАО НК "Роснефть";
КС магистральных газопроводов;
Предприятие по переработке попутного нефтяного газа - ОАО "Няганьгазпереработка";
Коммунальная бытовая нагрузка городов.
В 2014 году максимум электрической нагрузки потребителей энергорайона в собственный максимум электрической нагрузки потребителей Тюменской энергосистемы составил 482 МВт.
Основным источником электроснабжения потребителей Няганского энергорайона является Няганская ГРЭС установленной мощности 1269,74 МВт и собственные электростанции ОАО "Сургутнефтегаз". Электроснабжение потребителей Белоярского района обеспечивается Казымской ГТЭС (ОАО "Передвижная энергетика").
На нефтегазовых месторождениях ОАО "Сургутнефтегаз" эксплуатируются газотурбинные электростанции:
Рогожниковская ГТЭС-1 установленной мощностью 36 МВт;
Рогожниковская ГТЭС-2 установленной мощностью 36 МВт.
Газотурбинная электростанция ОАО "Передвижная энергетика":
Казымская ГТЭС установленной мощностью 72 МВт.
Газотурбинная электростанция ООО "Лукойл Западная Сибирь" в районе Каменного месторождения:
ГТЭС "Каменного м/р" установленной мощностью 48 МВт.
Газотурбинная электростанция ОАО "РН-Няганьнефтегаз" в районе Каменного месторождения:
ГТЭС "Каменная" установленной мощностью 72 МВт.
Няганский энергорайон является избыточным. Выдача избытка мощности осуществляется от Няганской ГРЭС по ВЛ 500 кВ Няганская ГРЭС - Луговая, ВЛ 500 кВ Няганская ГРЭС - Ильково по ВЛ 220 кВ Новая - Хора.
Основной питающей подстанцией Няганского энергорайона являются ПС 220 кВ Красноленинская и ПС 220 кВ Вандмтор, через которые осуществляется передача мощности в сети 110 кВ Няганского энергорайона. На ПС 220 кВ Красноленинская и ПС 220 кВ Вандмтор установлено по два АТ 220/110 кВ номинальной мощностью 125 МВА и 200 МВА соответственно.
Электрические связи Няганского энергорайона с прилегающими энергорайонами Тюменской энергосистемы осуществляются по следующим линиям электропередачи:
Урайский энергорайон:
ВЛ 500 кВ Няганская ГРЭС - Луговая
ВЛ 220 кВ Хора - Новая
ВЛ 110 кВ связывающие ПС Новая и ПС Хора
ВЛ 110 кВ Картопья - Вандмтор 1, 2
Сургутский энергорайон:
ВЛ 500 кВ Ильково - Пересвет
Северный энергорайон:
ВЛ 110 кВ Белоярская - Надым
Как показали расчеты электрических режимов схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений в Урайском энергорайоне не выявлено.

4. Основные направления развития электроэнергетики
Ханты-Мансийского автономного округа - Югры

4.1. Цели и задачи развития электроэнергетики
Ханты-Мансийского автономного округа - Югры


В соответствии со Стратегией социально-экономического развития Ханты-Мансийского автономного округа - Югры до 2020 года и на период до 2030 года, утвержденной распоряжением Правительства автономного округа от 22 марта 2012 года № 101-рп, основной целью в сфере энергетической инфраструктуры является обеспечение необходимых условий для инновационного развития Югры за счет развития и совершенствования электроэнергетики, которая в прогнозный период из отрасли, целиком обслуживающей потребности нефтегазового комплекса, станет базовой, частично сориентированной на рынки соседних энергодефицитных регионов Урала и Сибири.
Роль электроэнергетической отрасли в экономике Ханты-Мансийского автономного округа - Югры значительно возрастет, она станет локомотивом видов деятельности, не связанных с добычей нефти и газа, темпы роста которых будут опережать темпы развития нефтегазовой отрасли.
Главной целью развития генерирующего сектора электроэнергетики Ханты-Мансийского автономного округа - Югры на перспективу до 2020 года является покрытие растущих потребностей в электрической энергии и мощности объектов нефтегазового комплекса, городов и населенных пунктов, в том числе на прилегающих дефицитных территориях Ямало-Ненецкого автономного округа и Тюменской области.
Главной целью развития электросетевого комплекса автономного округа в составе магистральных и распределительных электрических сетей, прежде всего напряжением 110, 220 и 500 кВ, на перспективу до 2020 года, является обеспечение своевременного присоединения растущих электрических нагрузок потребителей нефтегазового комплекса, городов и населенных пунктов и объектов инфраструктуры.

4.2. Прогноз потребления электроэнергии и мощности
на период 2015 - 2020 гг.

Прогноз электропотребления и мощности по территории ХМАО на период 2015 - 2020 гг. приведен в таблице 4.1.

Таблица 4.1

Прогноз электропотребления и мощности по территории ХМАО
на период 2015 - 2020 гг.

Показатель
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Электропотребление, млн. кВт·ч
71088
71435
71535
71610
71684
71910
Максимум нагрузки, МВт
8994
9025
9042
9045
9065
9072

Прогноз электропотребления, приведенный в таблице 4.1, принят в соответствии с проектом Схемы и программы развития ЕЭС России на 2015 - 2021 годы (далее - проект СиПР ЕЭС России на 2015 - 2021 гг.).
На рисунке 4.1 представлен график отчетных и прогнозных данных максимума нагрузки в энергосистеме ХМАО на период 2009 - 2020 гг.



Рисунок 4.1. График отчетных и прогнозных данных
максимума потребления мощности в энергосистеме ХМАО
на период 2009 - 2020 гг., МВт

Данные о прогнозном потреблении электроэнергии и мощности крупных потребителей на период до 2020 года приведены в таблице 4.2.1.

Таблица 4.2.1

Прогноз потребления электроэнергии (мощности) крупными
потребителями на территории ХМАО на период до 2020 года

Наименование
ПОКАЗАТЕЛЬ
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Наименование
единица измерения
ООО "Газпром переработка"
потребление эл/энергии
млн. кВт ч
280,60
284,10
404,00
404,00
404,00
404,00
макс. потребления мощности
МВт
36
37
65
65
65
65
ООО "Газпром трансгаз Югорск"
потребление эл/энергии
млн. кВт ч
216,67
221,43
234,39
239,08
241,47
241,47
макс. потребления мощности
МВт
40
41
31
32
32
32
ООО "Газпром трансгаз Сургут"
потребление эл/энергии
млн. кВт ч
878,76
878,76
1184,55
1184,55
1184,55
1184,55
макс. потребления мощности
МВт
260
260
234
234
234
234
ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" (с учетом выработки собственной генерацией)
потребление эл/энергии
млн. кВт ч
10361,27
10408,75
10550,08
10546,60
10519,90
10461,90
макс. потребления мощности
МВт
1270
1256
1291
1291
1288
1280
ЗАО "ЛУКОЙЛ-АИК" (с учетом выработки собственной генерацией)
потребление эл/энергии
млн. кВт ч
259,99
269,50
289,21
298,11
308,96
312,73
макс. потребления мощности
МВт
31
32
31
33
35
35
ОАО "РН-Няганьнефтегаз" (с учетом выработки собственной генерацией)
потребление эл/энергии
млн. кВт ч
1010,94
1042,04
1462,66
1468,87
1468,87
1468,87
макс. потребления мощности
МВт
126
129
167
168
168
168
ООО "РН-Юганскнефтегаз" (с учетом выработки собственной генерацией)
потребление эл/энергии
млн. кВт ч
12223,99
12643,33
13465,25
13652,92
13762,91
13709,43
макс. потребления мощности
МВт
1515
1542
1608
1626
1639
1639
ОАО "Самотлорнефтегаз"
потребление эл/энергии
млн. кВт ч
5952,44
5927,70
5598,59
5441,65
5282,24
5073,53
макс. потребления мощности
МВт
700
693
638
620
601
577
ООО "Белозерный газоперерабатывающий комплекс"
потребление эл/энергии
млн. кВт ч
1380,12
1459,65
1582,13
1582,13
1582,13
1582,13
макс. потребления мощности
МВт
179
181
189
189
189
189
ООО "Нижневартовский ГПК"
потребление эл/энергии
млн. кВт ч
1495,61
1389,44
1624,61
1624,61
1624,61
1624,61
макс. потребления мощности
МВт
203
183
202
202
202
202
ООО "Няганьгазпереработка"
потребление эл/энергии
млн. кВт ч
623,08
553,83
685,00
712,00
712,00
712,00
макс. потребления мощности
МВт
75
63
76
76
76
76
Южно-Балыкский ГПЗ - филиал ОАО "СибурТюменьГаз"
потребление эл/энергии
млн. кВт ч
529,22
529,22
528,96
528,96
528,96
528,96
макс. потребления мощности
МВт
65
65
60
60
60
60
ОАО "Сургутнефтегаз" (с учетом выработки собственной генерацией)
потребление эл/энергии
млн. кВт ч
12056,47
12248,12
12541,72
12729,03
12839,72
12941,89
макс. потребления мощности
МВт
1443
1465
1473
1495
1508
1520
ООО "Газпромнефть-Хантос" (с учетом выработки собственной генерацией)
потребление эл/энергии
млн. кВт ч
1230,00
1299,00
1424,38
1417,88
1451,20
1471,40
макс. потребления мощности
МВт
172
179
164
163
167
169
ООО "Башнефть-Добыча", НГДУ "Уфанефть", Нижневартовский КЦДПНГ
потребление эл/энергии
млн. кВт ч
52,55
52,82
50,61
50,43
50,37
52,28
макс. потребления мощности
МВт
11
10
6
6
6
6
ОАО "НАК "АКИ-ОТЫР"
потребление эл/энергии
млн. кВт ч
27,83
28,92
28,65
29,17
29,70
30,22
макс. потребления мощности
МВт
3
3
3
3
3
3
ОАО "Варьеганнефть"
потребление эл/энергии
млн. кВт ч
564,60
614,10
629,20
640,30
679,60
728,90
макс. потребления мощности
МВт
67
75
77
78
83
89
ОАО "Негуснефть"
потребление эл/энергии
млн. кВт ч
71,04
71,00
71,00
71,00
71,00
71,00
макс. потребления мощности
МВт
8
8
8
8
8
8
ОАО МПК "Аганнефтегазгеология"
потребление эл/энергии
млн. кВт ч
348,41
363,15
391,09
391,09
391,09
391,09
макс. потребления мощности
МВт
40
41
45
45
45
45
ООО "ЮрскНефть" (с учетом выработки собственной генерацией)
потребление эл/энергии
млн. кВт ч
276,19
276,19
261,53
261,53
261,53
261,53
макс. потребления мощности
МВт
33
33
33
33
33
33

Прирост нагрузки Ханты-Мансийского автономного округа по базовому прогнозу (проект СиПР ЕЭС России на 2015 - 2021 гг.) на рассматриваемый перспективный период достигает 78 МВт.
Среднегодовой прирост нагрузки по Ханты-Мансийскому автономному округу ожидается величиной 0,2 - 0,3%, что составляет порядка 10 - 20 МВт.
Основной рост потребления электрической мощности на территории Ханты-Мансийского автономного округа на рассматриваемый перспективный период с 2014 г. по 2020 г. намечается в Нефтеюганском энергорайоне. Основной рост электропотребления Нефтеюганского энергорайона обусловлен разработкой и увеличением нефтедобычи и электропотребления на Приобском и Южно-Приразлромном нефтяных м/р.
По ряду крупных потребителей (ООО "Газпром трансгаз Сургут", ОАО "Самотлорнефтегаз") на период 2017 - 2020 гг. наблюдается снижение электропотребления. Снижение электропотребления у компаний нефтегазового сектора обусловлено выработкой нефтяных месторождений.
Прогноз нагрузок по энергорайонам ХМАО приведен в таблице 4.2.2.

Таблица 4.2.2

Прогноз нагрузок на час совмещенного максимума
Тюменской энергосистемы по энергорайонам ХМАО, МВт

Наименование
Год
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Максимум потребления
8994
9025
9042
9045
9065
9072
Нижневартовский
2373
2350
2345
2335
2330
2320
Сургутский
2060
2065
2075
2076
2080
2085
Нефтеюганский
2371
2413
2418
2423
2435
2445
Когалымский
1319
1323
1325
1331
1331
1330
Урайский
385
387
392
392
400
402
Няганский
486
487
487
488
489
490

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

В соответствии с проектом СиПР ЕЭС России на 2015 - 2021 гг. на территории ХМАО планируется реализация следующих мероприятий:
модернизация турбоагрегатов блоков N№ 1 - 6 на Сургутской ГРЭС-2 с увеличением установленной мощности на 60 МВт (10 МВт на каждом турбоагрегате) (Проект СиПР ЕЭС 2015 - 2021 (основные мероприятия));
модернизация блоков ПГУ на Няганской ГРЭС с увеличением установленной мощности в целом по станции на 80,3 МВт (29,1 МВт на блоке № 1 в 2015 г., 25,8 МВт на блоке № 2 в 2016 г., 25,4 МВт на блоке № 3 в 2017 г.) (Проект СиПР ЕЭС 2015 - 2021 (дополнительные мероприятия));
вывод из эксплуатации блоков N№ 1 - 2 на Сургутской ГРЭС-1 со снижением установленной мощностью в целом по станции на 420 МВт (Проект СиПР ЕЭС 2015 - 2021 (дополнительные мероприятия)).
Перечень мероприятий по изменению установленной мощности электростанций на территории ХМАО, функционирующих параллельно с ЕЭС России, приведен в таблице 4.3.

Таблица 4.3

Мероприятия по изменению установленной мощности
электростанций на территории ЭЭС ХМАО

№ п/п
Наименование мероприятия
Изменение установленной мощности, МВт
Срок реализации
Источник информации
Информация от собственника
1
Модернизация турбоагрегатов блоков N№ 1 - 6 на Сургутской ГРЭС-2 с увеличением установленной мощности на 10 МВт на каждом турбоагрегате
60
2015
Проект СиПР ЕЭС 2015 - 2021 (основные мероприятия)
-
2
Модернизация блока № 1 ПГУ на Няганской ГРЭС с увеличением установленной мощности
29,1
2015
Проект СиПР ЕЭС 2015 - 2021 (дополнительные мероприятия)
-
3
Модернизация блока № 2 ПГУ на Няганской ГРЭС с увеличением установленной мощности
25,8
2016
Проект СиПР ЕЭС 2015 - 2021 (дополнительные мероприятия)
-
4
Модернизация блока № 3 ПГУ на Няганской ГРЭС с увеличением установленной мощности
25,4
2017
Проект СиПР ЕЭС 2015 - 2021 (дополнительные мероприятия)
-

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

В разделе представлены перспективные балансы электроэнергии и мощности централизованной части энергосистемы ХМАО на период 2016 - 2020 гг., учитывающие перспективный прогноз электроэнергии (мощности) энергосистемы ХМАО на период 2015 - 2020 гг., соответствующий проекту СиПР ЕЭС России на 2015 - 2021 гг., а также учитывающие изменение установленной мощности генерирующего оборудования ХМАО в соответствии с основными мероприятиями по модернизации с высокой вероятностью реализации (модернизация блоков N№ 1 - 6 Сургутской ГРЭС-2 с увеличением установленной мощностью на 60 МВт в целом по станции в 2015 г.). Перспективный баланс электроэнергии (мощности) приведен в таблицах 4.4 и 4.5.

Таблица 4.4

Перспективный баланс электроэнергии энергосистемы ХМАО
на период 2015 - 2020 гг., млн. кВт·ч

Показатель
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Потребление всего
71088
71435
71535
71610
71684
71910
Выработка электростанций, всего
90039,10
92671,20
90938,40
98650,60
99292,90
99626,10
Сургутская ГРЭС-1 (ОАО "ОГК-2")
21500,00
22400,00
22400,00
22400,00
22400,00
22400,00
Сургутская ГРЭС-2 (ОАО "Э.ОН Россия")
34634,10
34634,10
34634,10
39012,50
39954,90
40897,40
Нижневартовская ГРЭС (ЗАО "Нижневартовская ГРЭС")
13279,30
13774,40
11842,40
14674,40
14730,10
14140,60
Няганская ГРЭС (ОАО "Фортум" филиал Энергосистема "Западная Сибирь")
8842,10
9322,70
9447,30
9906,80
9597,70
9598,50
ОАО "Сургутнефтегаз" (27 ГТЭС, 85 тг)
5076,80
5076,80
5076,80
5076,80
5076,80
5076,80
ООО "Газпромнефть-Хантос" (Южно-Приобская ГТЭС 96 МВт)
767,10
764,10
755,80
762,20
718,30
718,30
ООО "Газпромнефть-Хантос" (ГПЭС КНС-2 10,5)
64,40
64,90
65,10
65,10
65,10
65,10
ООО "РН-Юганскнефтегаз"
2407,80
2508,00
2468,40
2534,80
2519,90
2490,80
ОАО "Славнефть - Мегионнефтегаз" (2 ГТЭС, 5 тг)
170,10
281,60
281,60
281,60
281,60
281,60
ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь" (7 ГТЭС, 40 тг)
1961,20
2042,50
2029,30
2035,40
2035,40
2042,50
ЗАО "ЛУКОЙЛ-АИК" (ГТЭС ЗАО "Лукойл-АИК")
164,70
164,70
164,70
164,70
164,70
164,70
ГТЭС Западно-Салымская (НФК "Салым Петролеум Девелопмент Н.В.")
474,90
518,40
551,10
514,50
526,40
528,00
ГТЭС Западно-Малобалыкского м.р. (ООО "ЮрскНефть")
55,10
52,60
52,60
52,60
52,60
52,60
ПЭС Казым (ОАО "Передвижная энергетика")
136,90
136,90
136,90
136,90
136,90
136,90
ОАО "РН-Няганьнефтегаз" (ГТЭС Каменная)
504,60
506,00
504,60
504,60
504,60
504,60
ГТЭС Верхнеколик-Еганского м/р (ОАО "Варьеганнефтегаз")
-
106,00
210,20
210,20
210,20
210,20
ГТЭС Ван-Еганского м.р. (ООО "СП "Ваньеганнефть")
-
317,60
317,60
317,60
317,60
317,60
Сальдо-переток ("+" дефицит - получение; "-" избыток - выдача)
-18951,1
-21236,2
-19403,4
-27040,6
-27608,9
-27716,1

Таблица 4.5

Перспективный баланс мощности энергосистемы ХМАО
на период 2015 - 2020 гг., МВт

Показатель
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Потребление мощности, всего
8994
9025
9042
9045
9065
9072
Установленная мощность, всего
13849,41
13897,41
13909,41
13909,41
13909,41
13909,41
Резерв + ремонт (среднестатистический показатель)
2608,26
2617,25
2622,18
2623,05
2628,85
2630,88
Нагрузка станций, всего
11241,15
11280,16
11287,23
11286,36
11280,56
11278,53
Сургутская ГРЭС-1 (ОАО "ОГК-2")
3268
3268
3268
3268
3268
3268
Сургутская ГРЭС-2 (ОАО "Э.ОН Россия")
5657,1
5657,1
5657,1
5657,1
5657,1
5657,1
Нижневартовская ГРЭС (ЗАО "Нижневартовская ГРЭС")
2013
2013
2013
2013
2013
2013
Няганская ГРЭС (ОАО "Фортум" филиал Энергосистема "Западная Сибирь")
1269,74 <*>
1269,74 <*>
1269,74 <*>
1269,74 <*>
1269,74 <*>
1269,74 <*>
ОАО "Сургутнефтегаз" (27 ГТЭС, 85 тг)
631,442
631,442
631,442
631,442
631,442
631,442
ООО "Газпромнефть - Хантос" (Южно-Приобская ГТЭС 96 МВт)
96
96
96
96
96
96
ООО "Газпромнефть - Хантос" (ГПЭС КНС-2 10,5)
10,5
10,5
10,5
10,5
10,5
10,5
ООО "РН-Юганскнефтегаз"
339
339
339
339
339
339
ОАО "Славнефть - Мегионнефтегаз" (2 ГТЭС, 5 тг)
23,75
23,75
23,75
23,75
23,75
23,75
ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" (7 ГТЭС, 40 тг)
306,582
306,582
306,582
306,582
306,582
306,582
ЗАО "ЛУКОЙЛ - АИК" (ГТЭС ЗАО "Лукойл-АИК")
15,9
15,9
15,9
15,9
15,9
15,9
ГТЭС Западно-Салымская (НФК "Салым Петролеум Девелопмент Н.В.")
60
60
60
60
60
60
ГТЭС Западно-Малобалыкского м.р. (ООО "ЮрскНефть")
14,4
14,4
14,4
14,4
14,4
14,4
ПЭС Казым (ОАО "Передвижная энергетика")
72
72
72
72
72
72
ОАО "РН-Няганьнефтегаз" (ГТЭС Каменная)
72
72
72
72
72
72
ГТЭС Верхнеколик-Еганского м/р (ОАО "Варьеганнефтегаз")
-
12
24
24
24
24
ГТЭС Ван-Еганского м.р. (ООО "СП "Ваньеганнефть")
-
36
36
36
36
36
Сальдо-переток ("+" дефицит - получение; "-" избыток - выдача)
-2247,15
-2255,2
-2245,2
-2241,4
-2215,6
-2206,5

--------------------------------
<*> В соответствии с планами ОАО "Фортум", а также в соответствии с дополнительными объемами перемаркировки генерирующих объектов, приведенными в проекте СиПР ЕЭС России на 2015 - 2020 гг. запланирована перемаркировка ПГУ-1,2.3 Няганской ГРЭС с увеличением установленной мощности блоков на 29,1 МВт на блоке № 1 в 2015 г., 25,8 МВт на блоке № 2 в 2016 г., 25,4 МВт на блоке № 3 в 2017 г. соответственно".

Несмотря на увеличение максимумов нагрузки потребителей в энергосистеме ХМАО перспективный баланс электроэнергии (мощности) на период 2015 - 2020 годов характеризуется как избыточный. Рост потребления планируется в основном за счет развития мощностей ОАО "РН-Няганьнефтегаз", ООО "РН-Юганскнефтегаз".
Таким образом, перспективный баланс электроэнергии (мощности) на период 2015 - 2020 годов сохраняется избыточным на всем рассматриваемом периоде.

4.5. Перечень планируемых к вводу электросетевых объектов

На основании анализа проведенных расчетов электрических режимов предложены мероприятия по электросетевому строительству/реконструкции.
В качестве исходной информации при проведении анализа режимов работы схемы электрической сети 110 кВ и выше Ханты-Мансийского автономного округа на перспективу развития 2015 - 2020 гг. были использованы данные о развитии энергосистемы в соответствии с проектом СиПР ЕЭС на период 2015 - 2021 гг., а также мероприятия инвестиционных программ ОАО "ФСК ЕЭС", ОАО "Тюменьэнерго" и мероприятия крупных нефтедобывающих компаний, по вводу электросетевого оборудования, по которым выданы технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям. Перечень вышеуказанных мероприятий приведен в таблицах 4.6 - 4.9.

Таблица 4.6

Перечень объектов электросетевого строительства
на территории ХМАО, предусмотренный проектом СиПР ЕЭС России
на период 2015 - 2021 гг.


Электросетевой объект
Параметры объекта, км/МВА, Мвар
Год ввода
Основание для выполнения мероприятия
1
ПС 500 кВ Святогор
2 x 501 МВА
2015
Технологическое присоединение новых потребителей Нефтеюганского энергорайона
Заходы ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 - Магистральная на ПС 500 кВ Святогор
1 x 3,071 км 1 x 3,17 км
ОРУ 220 кВ ПС 500 кВ Святогор
2 x 200 МВА
2015
Исключение необходимости ввода ГАО
Заходы одной цепи ВЛ 220 кВ Магистральная - КС-5, заходы ВЛ 220 кВ Средний Балык - Южно-Балыкский ГПЗ, заходы ВЛ 220 кВ Магистральная-Кратер в ОРУ 220 кВ ПС Святогор
2 x 9,137 км,
2 x 10,124 км,
2 x 17,53 км
Заходы ВЛ 110 кВ на ПС 500 кВ Святогор
139,48 км
2
ПС 220 кВ Вектор
2 x 125 МВА, 2 x 63 МВА
2016
Технологическое присоединение новых потребителей Нефтеюганского энергорайона
Заходы ВЛ 220 кВ Пыть-Ях - Усть-Балык на ПС 220 кВ Вектор
2 x 21,1 км
Заходы ВЛ 110 кВ на ПС 220 кВ Вектор
29,0 км
3
ПС 220 кВ Исток
2 x 125 МВА
2018
Технологическое присоединение новых потребителей Сургутского энергорайона
Заходы одной цепи ВЛ 220 кВ Сургутская ГРЭС-1 - КС-3 на ПС 220 кВ Исток
2 x 4,4 км
Реконструкция ПП 110 кВ Победа с расширением ОРУ 110 кВ на 2 линейные ячейки и двух цепей ВЛ 110 кВ Победа - Исток


Таблица 4.7

Мероприятия по технологическому присоединению новых
потребителей и сохранению надежности электроснабжения
потребителей, предусмотренные инвестиционной программой
ОАО "Тюменьэнерго" на территории Ханты-Мансийского
автономного округа на период 2015 - 2020 гг.


Наименование электросетевых, электрогенерирующих объектов
Параметры объекта
Год ввода
Основание для выполнения мероприятия
км
МВА
1
ПС 110 кВ Чупальская с ВЛ 110 кВ Святогор - Чупальская 1, 2 цепи
122,0
80,0
2015
Технологическое присоединение новых потребителей ООО "РН-Юганскнефтегаз"
2
ПС 110 кВ Соровская с ВЛ 110 кВ Чупальская - Соровская
112,0
80,0
2015
Технологическое присоединение новых потребителей ООО "РН-Юганскнефтегаз"
3
Строительство ПС 110/35/10 кВ Самза и ПП 35 кВ
-
32,0
2015
Технологическое присоединение новых потребителей ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь"
4
Реконструкция ПС 110/10 кВ Обская. Замена силового трансформатора 25 МВА на 40 МВА - 2 шт.
-
80
2017
Технологическое присоединение новых потребителей Нефтеюганского энергорайона
5
Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Ермаковская с заменой силовых трансформаторов 2 x 25 МВА на 2 x 40 МВА
-
80
2016
Сохранение надежности электроснабжения потребителей Нижневартовского энергорайона
6
Реконструкция ПС 110/35/6 кВ Истоминская с заменой силовых трансформаторов 2 x 25 МВА на 2 x 40 МВА
-
80
2020
Сохранение надежности электроснабжения потребителей Нижневартовского энергорайона
7
Перевод питания ПС 110 кВ Звездная на вновь образуемый транзит ВЛ 110 кВ Вектор - Ленинская
1
-
2015
Технологическое присоединение новых потребителей ООО "РН-Юганскнефтегаз"
8
Реконструкция ПС 110/35/6 кВ "Мортымья" с увеличением трансформаторной мощности на 2 x 25 МВА
-
50
2017
Технологическое присоединение новых потребителей ООО "ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь"

Таблица 4.8

Мероприятия по технологическому присоединению новых
потребителей, предусмотренные инвестиционной программой
ОАО "Сургутнефтегаз" на территории Ханты-Мансийского
автономного округа на период 2015 - 2020 гг.

Наименование электросетевых, электрогенерирующих объектов
Характеристики объектов
Год ввода
Основание для выполнения мероприятия
Место расположения
Схема присоединения
Технические характеристики
Подстанция 110/35/6 кВ "Жумажановская"
Жумажановское месторождение
ВЛ-110 кВ "Северо-Лабатьюганская - Жумажановская"
2 x 25 МВА
2016 г.
Технологическое присоединение новых потребителей ОАО "Сургутнефтегаз"
Подстанция 110/35/6 кВ "Южно-Конитлорская"
Южно-Конитлорское месторождение
ВЛ-110 кВ "Сова - Паклиновская"
2 x 25 МВА
2018 г.

Таблица 4.9

Мероприятия по технологическому присоединению новых
потребителей, предусмотренные инвестиционной программой
ООО "РН-Юганскнефтегаз" на территории Ханты-Мансийского
автономного округа на период 2015 - 2020 гг.

Наименование электросетевых, электрогенерирующих объектов
Технические характеристики
Дата ввода
Основание для выполнения мероприятия
МВА, км
ПС 110/35/6 кВ "Омбинская-2"
2 x 40 МВА
01.05.2016
Технологическое присоединение новых потребителей ООО "РН-Юганскнефтегаз"
ВЛ-110 кВ на ПС 110/35/6 кВ "Омбинская-2"
1,5 км
01.05.2016
Подстанция 110/35/6 кВ "Угутская-2"
2 x 40 МВА
30.11.2016
ВЛ 110 кВ на ПС 110/35/6 кВ "Угутская-2"
22 км
15.04.2016
ПС 110/35/6 кВ Евсеенковская. № 14029856 Реконструкция
Замена 2 x 25 МВА на 2 x 40 МВА
31.07.2016
ВЛ-110 кВ на ПС 110/35/6 кВ "Среднеугутская-2"
10 км
30.12.2017
Подстанция 110/35/6 кВ куст Т8 Приобского месторождения
2 x 40 МВА
01.01.2018
ВЛ 110 кВ на ПС 110/35/6 кВ куст Т8 Приобского месторождения
20 км
01.01.2018
ПС 110/35/6 кВ "Киняминская-2"
2 x 40 МВА
01.05.2018
ВЛ-110 кВ на ПС 110/35/6 кВ "Киняминская-2"
10 км
01.05.2018

4.5.1. Мероприятия, реализация которых необходима для исключения схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений в Когалымском энергорайоне
Ввод в работу ВЛ 110 кВ Кириловская - Таврическая 3, 4.
На этапе 2015 - 2016 гг.
В летний период при ремонте ВЛ 110 кВ Инга - Таврическая (Кирилловская - Айка) по условию непревышения ДДТН ВЛ 110 кВ Кирилловская - Айка (Инга - Таврическая) требуется выполнить секционирование сети: отключение на ПС Кирилловская В-220 1АТ; В-220 5, 6АТГ.
В случае аварийного отключения ВЛ 220 кВ Варьеган - С.Варьеган в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Инга - Таврическая (ВЛ 110 кВ Кирилловская - Айка) возможно превышение ДДТН (ДДТН/АДТН = 390/465А) ВЛ 110 кВ Кирилловская - Айка (ВЛ 110 кВ Инга - Таврическая) (расчетный перегруз составит 15%).
Для разгрузки ВЛ 110 кВ Кирилловская - Айка (Инга - Таврическая) требуется ввести ГАО в объеме до 35 МВт.
Ввод в работу ВЛ 110 кВ Кириловская - Таврическая 3, 4 (в настоящее время ВЛ построена, требуется расширение ОРУ 110 кВ ПС 500 кВ Кириловская на 2 ячейки 110 кВ для присоединения указанной ВЛ) исключит необходимость ввода ГАО.
4.5.2. Мероприятия, реализация которых необходима для исключения схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений, в Нефтеюганском энергорайоне
Установка АОПО 2АТ на ПС 220 кВ Ленинская на этапе 2015 г.
На этапе 2015 - 2016 гг. (с учетом ввода ПС 500 кВ Святогор и ПС 220 кВ Вектор)
В связи со снижением в 2015 году величины допустимой в течение 5 минут аварийной перегрузки 2АТ на ПС 220 кВ Ленинская до 160% (срок службы 2АТ в 2015 году превысил 30 лет) в нормальной схеме будет требоваться ввод ГАО в объеме до 65 МВт. Для исключения ввода ГАО требуется установка АОПО 2АТ на ПС 220 кВ Ленинская с действием на деление сети 110 кВ:
на ПС 110 кВ Лосинка отключение В-110 Ленинская-1,
на ПС 220 кВ Ленинская отключение В-110 Лосинка-2,
на ПС 220 кВ Ленинская отключение В-110 Восточно-Сургутская,
на ПС 110 кВ Широковская отключение В-110 Ленинская,
После действия АОПО токовая загрузка АТ ПС 220 кВ Ленинская не превысит длительно допустимого значения.
Установка АОПО на ВЛ 110 кВ Пыть-Ях - Лосинка-1, 2.
На этапе 2015 - 2016 гг. (с учетом ввода ОРУ 220/110 кВ ПС 500 кВ Святогор и ПС 220 кВ Вектор).
Летний период.
В случае аварийного отключения ВЛ 220 кВ Усть-Балык - Ленинская в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Сомкинская - Ленинская возможно превышение АДТН ВЛ 110 кВ Пыть-Ях - Лосинка-1, 2 (ДДТН/АДТН при t = +25 °C 450/540 А) (расчетный перегруз составит 25%). Для непревышения АДТН требуется выполнить секционирование транзитов 110 кВ (на ПС 220 кВ Ленинская отключить В-110 Восточно-Сургутская, В-110 Широковская). В послеаварийной схеме для обеспечения ДДТН необходимо дополнительно ввести ГАО в Нефтеюганском энергорайоне в объеме до 25 МВт.
Для исключения необходимости ввода ГАО (в период до ввода в работу ПС 220 кВ Вектор) целесообразно установить АОПО ВЛ 110 кВ Пыть-Ях - Лосинка-1, 2 на ПС 500 кВ Пыть-Ях с действием на отключение нагрузки в Нефтеюганском энергорайоне и реализовать каналы УПАСК по ВЛ 110 кВ Ленинская - Лосинка-1(2), ВЛ 110 кВ Пыть-Ях - Лосинка-1(2), ВЛ 220 кВ Пыть-Ях - Усть-Балык-1(2).
В остальных энергорайонах ХМАО (Нижневартовский, Урайский, Няганский) анализ расчетов электрических режимов не выявил схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений.
Дополнительный перечень мероприятий к таблицам 4.6 - 4.9 по развитию сети необходимых для исключения схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений на территории ХМАО, приведен в таблице 4.10.

Таблица 4.10

Дополнительный перечень мероприятий, необходимых
для исключения схемно-режимных ситуаций, характеризующихся
повышенной вероятностью выхода параметров режима
из области допустимых значений на территории ХМАО

Мероприятие
Технические характеристики
Год ввода
Основание для выполнения мероприятия
Когалымский энергорайон
Расширение ОРУ 110 кВ ПС 500/220/110 кВ Кирилловская на 2 ячейки 110 кВ для присоединения ВЛ 110 кВ Кирилловская - Таврическая
-
2016
исключение необходимости ввода ГАО в послеаварийных режимах
Нефтеюганский энергорайон
Установка на ПС 220/110/35 кВ Ленинская АОПО 2 АТ
-
2015
исключение необходимости ввода ГАО в послеаварийных режимах
Установка на ПС 500/220/110/35 кВ Пыть-Ях АОПО ВЛ 110 Пыть-Ях - Лосинка-1, 2
-
2015
исключение необходимости ввода ГАО в послеаварийных режимах

4.6. Сводные данные по развитию электрической сети
энергосистемы ХМАО на период 2015 - 2020 годы

В таблице 4.11 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).

Таблица 4.11

Сводные данные по развитию электрической сети 110 кВ
и выше

N
Энергосистема Ханты-Мансийского автономного округа - Югры
2015 г.
2016 г.
2017 г.
2018 г.
2019 г.
2020 г.
2015 - 2020 гг.
км
МВА
км
МВА
км
МВА
км
МВА
км
МВА
км
МВА
км
МВА
1
Когалымский энергорайон
110 кВ
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
220 кВ
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
500 кВ
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
2
Нижневартовский энергорайон
110 кВ
0,00
0,00
0,00
80,00
0,00
80,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
160,00
220 кВ
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
500 кВ
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
3
Сургутский энергорайон
110 кВ
0,00
0,00
1,93
50,00
0,00
0,00
0,00
50,00
0,00
0,00
0,00
0,00
1,93
100,00
220 кВ
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
8,80
250,00
0,00
0,00
0,00
0,00
8,80
250,00
500 кВ
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
4
Нефтеюганский энергорайон
110 кВ
423,00
240,00
1,67
80,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
424,67
320,00
220 кВ
73,58
400,00
42,20
376,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
115,78
776,00
500 кВ
6,24
1002,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
6,24
1002,00
5
Няганский энергорайон
110 кВ
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
220 кВ
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
500 кВ
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
6
Урайский энергорайон
110 кВ
0,00
32,00
0,00
0,00
0,00
50,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
80,00
0,00
162,00
220 кВ
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
500 кВ
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00

ВСЕГО, в т.ч.
502,82
1674,00
45,80
586,00
0,00
130,00
8,80
300,00
0,00
0,00
0,00
80,00
557,43
2770,00

110 кВ
423,00
272,00
3,60
210,00
0,00
130,00
0,00
50,00
0,00
0,00
0,00
80,00
426,60
742,00
220 кВ
73,58
400,00
42,20
376,00
0,00
0,00
8,80
250,00
0,00
0,00
0,00
0,00
124,58
1026,00
500 кВ
6,24
1002,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
0,00
6,24
1002,00

4.7. Потребность электростанций в топливе
на период 2015 - 2020 гг.

Учитывая ожидаемую выработку электрической энергии электростанциями ХМАО, приведенную в таблице 4.4, разработан прогноз потребности электростанций в топливе, приведенный в таблице 4.12.

Таблица 4.12

Прогноз потребности электростанций в топливе
на период 2015 - 2020 гг.

Наименование объекта
Показатель
2015
2016
2017
2018
2019
2020
Сургутская ГРЭС-1 (ОАО "ОГК-2")
тыс. т.у.т.
6620,25
6897,38
6897,38
6897,38
6897,38
6897,38
млн. м3
5701,81
5940,49
5940,49
5940,49
5940,49
5940,49
Сургутская ГРЭС-2 (ОАО "Э.ОН Россия")
тыс. т.у.т.
10136,35
10136,35
10136,35
11417,77
11693,58
11969,43
млн. м3
8738,26
8738,26
8738,26
9842,94
10080,71
10318,50
Нижневартовская ГРЭС (ЗАО "Нижневартовская ГРЭС")
тыс. т.у.т.
3771,42
3912,03
3363,33
4167,64
4183,46
4016,04
млн. м3
3249,14
3370,28
2897,57
3590,49
3604,12
3459,88
Няганская ГРЭС (ОАО "Фортум" филиал Энергосистема "Западная Сибирь")
тыс. т.у.т.
1865,82
1967,24
1993,53
2090,49
2025,27
2025,43
млн. м3
1608,47
1695,89
1718,56
1802,15
1745,92
1746,06
ОАО "Сургутнефтегаз" (27 ГТЭС, 85 тг)
тыс. т.у.т.
1644,54
1644,54
1644,54
1644,54
1644,54
1644,54
млн. м3
1163,06
1163,06
1163,06
1163,06
1163,06
1163,06
ООО "Газпромнефть - Хантос" (Южно-Приобская ГТЭС 96 МВт)
млн. м3
284,95
283,84
280,76
283,13
266,83
266,83
ООО "РН-Юганскнефтегаз" Приобская ГТЭС
тыс. т.у.т.
779,96
812,42
799,60
821,10
816,28
806,85
млн. м3
551,61
574,57
565,49
580,70
577,29
570,62
ОАО "Славнефть - Мегионнефтегаз" (2 ГТЭС, 5 тг)
тыс. т.у.т.
55,10
91,22
91,22
91,22
91,22
91,22
млн. м3
38,97
64,51
64,51
64,51
64,51
64,51
ООО "ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь" (7 ГТЭС, 40 тг)
тыс. т.у.т.
635,30
661,63
657,36
659,33
659,33
661,63
млн. м3
449,30
467,92
464,90
466,30
466,30
467,92
ЗАО "ЛУКОЙЛ - АИК" (ГТЭС ЗАО "Лукойл-АИК")
тыс. т.у.т.
53,35
53,35
53,35
53,35
53,35
53,35
млн. м3
37,73
37,73
37,73
37,73
37,73
37,73
ГТЭС Западно-Салымская (НФК "Салым Петролеум Девелопмент Н.В.")
тыс. т.у.т.
153,84
167,93
178,52
166,66
170,52
171,04
млн. м3
108,80
118,76
126,25
117,87
120,59
120,96
ГТЭС Западно-Малобалыкского м.р. (ООО "ЮрскНефть")
тыс. т.у.т.
18,74
17,89
17,89
17,89
17,89
17,89
млн. м3
16,15
15,42
15,42
15,42
15,42
15,42
ОАО "РН-Няганьнефтегаз" (ГТЭС Каменная)
млн. м3
191,92
192,45
191,92
191,92
191,92
191,92


------------------------------------------------------------------