Схема и программа развития электроэнергетики Ханты-Мансийского автономного округа - Югры на 2011-2016 г.г.

Главная » Статьи » Статьи и книги по энергетике » Схема и программа развития электроэнергетики Ханты-Мансийского автономного округа - Югры на 2011-2016 г.г.

Раздел 1. Общая характеристика региона.

Ханты-Мансийский автономный округ – Югра (историческое название края – Югра) образован 10 декабря 1930 года.

В соответствии с Конституцией Российской Федерации 1993 года округ является равноправным субъектом Российской Федерации.

Ханты-Мансийский автономный округ – Югра входит в состав Уральского федерального округа.

Всего муниципальных образований – 106. Административный центр автономного округа – город Ханты-Мансийск. Площадь – 534,8 тыс. км2. Численность постоянного населения –1536,9 тыс. человек.

В состав автономного округа входят:

13 городских округов (г. Когалым, г. Лангепас, г. Мегион, г. Нефтеюганск, г. Нижневартовск, г. Нягань, г. Покачи, г. Пыть-Ях, г. Радужный, г. Сургут, г. Урай, г. Ханты-Мансийск, г. Югорск);

9 муниципальных районов (Белоярский, Берёзовский, Кондинский, Нефтеюганский, Нижневартовский, Октябрьский, Советский, Сургутский, Ханты-Мансийский);

26 городских поселений и 58 сельских поселений.

Округ является основным нефтегазоносным районом России и одним из крупнейших нефтедобывающих регионов мира, относится к регионам-донорам России и лидирует по целому ряду основных экономических показателей:

I место  -              по добыче нефти;

I место  -              по производству электроэнергии;

I место  -              по объему промышленного производства;

II место -              по добыче газа;

II место -              по объему инвестиций в основной капитал;

II место -              по поступлению налогов в бюджетную систему.

Округ расположен в серединной части России. Он занимает центральную часть Западно-Сибирской равнины. 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 и востоке - с Томской областью и Красноярским краем.

Основными полезными ископаемыми являются нефть и газ. Наиболее крупные месторождения нефти и газа - Самотлорское, Федоровское, Мамонтовское, Приобское.

В округе добывается россыпное золото, жильный кварц и коллекционное сырье. Открыты месторождения бурого и каменного угля. Обнаружены залежи железных руд, меди, цинка, свинца, ниобия, тантала, проявления бокситов и др. Находятся в стадии подготовки к разработке месторождения декоративного камня, кирпично-керамзитовых глин, песков строительных.

В пределах Урала на территории округа выявлены породы, обладающие высокими фильтрационными и сорбционными свойствами. К их числу относятся цеолитсодержащие породы, вулканические образования и др.

Специфика экономики округа связана с открытием здесь богатейших нефтяных и газовых месторождений. В отраслевой структуре промышленной продукции нефтегазодобывающая промышленность составляет 89,4%, электроэнергетика - 5,5%, машиностроение и металлообработка - 2,4%, газоперерабатывающая - 1,6%, лесозаготовительная и деревообрабатывающая - 0,24%, производство строительных материалов - 0,24%, пищевая - 0,17%, нефтеперерабатывающая - 0,1%.

Сельское хозяйство. Природные условия округа не благоприятствуют развитию сельского хозяйства. Поэтому большая часть сельскохозяйственной и пищевой продукции завозится из других регионов России.

Транспорт. В Ханты-Мансийском автономном округе - Югре основная перевозка грузов приходится на водный и железнодорожный транспорт, 29% перевозится автомобильным транспортом и 2% - авиационным. Общая протяженность железнодорожных путей 1106 км. Протяженность автомобильных дорог - более 18 тыс. км, из них с твердым покрытием - более 13 тыс.км. Протяженность судоходных водных путей составляет 5608 км, из которых 3736 км - боковые и малые реки. Общая протяженность магистральных нефтепроводов на территории округа составляет 6283 км, газопроводов - 19500 км.

Внешнеэкономическая деятельность. Основные продукты экспорта: нефть, газ, электроэнергеия, древесина и изделия из нее и т.п. Импорт округа составляют высокотехнологичное оборудование для предприятий ТЭК, изделия из черных металлов, телекоммуникационное и компьютерное оборудование, автомобили и т.п.

Раздел 2. Анализ существующего состояния электроэнергетики Ханты-Мансийского автономного округа - Югры за период 2006-2010 годы.

2.1. Характеристика энергосистемы, осуществляющей электроснабжение потребителей Ханты-Мансийского автономного округа - Югры, в том числе информация по генерирующим, электросетевым и сбытовым компаниям, осуществляющим централизованное электроснабжение потребителей на территории Ханты-Мансийского автономного округа – Югры, а также блок - станциям промышленных предприятий.

По характеру функционирования и развития электроэнергетика автономного округа делится на электроэнергетику централизованного сектора, базирующуюся на крупных электростанциях, и электроэнергетику децентрализованного сектора, базирующуюся на автономных дизельных и газотурбинных электростанциях.

Основную долю выработки электроэнергии на территории автономного округа обеспечивают крупнейшие региональные ГРЭС: Сургутская ГРЭС-1, Сургутская ГРЭС-2 и Нижневартовская ГРЭС, общей установленной мощностью 9680 МВт.

Генерирующие компании

на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры

(по состоянию на 01.01.2011 г.)

Генерирующие компании

Установленная мощность, МВт

ОАО «ОГК-4» (Сургутская ГРЭС-2)

4800

ОАО «ОГК-2» (Сургутская ГРЭС-1)

3280

ЗАО «Нижневартовская ГРЭС»

1600

ОАО «Передвижная энергетика» (Казымская ГТЭС)

72

Электростанции крупных потребителей

1094,33

Около 8,7 % электроэнергии на территории автономного округа вырабатывают дизельные и газотурбинные электростанции, в том числе газотурбинные электростанции, введенные в эксплуатацию на месторождениях нефтяных предприятий.

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 220кВ и выше. (В эксплуатации находится 5736 км линий электропередачи классом напряжения 220-500 кВ и 56 шт. подстанций классом напряжения 220-500 кВ, суммарной установленной мощностью 23190,63 МВА);

в распределительных сетях - ОАО «Тюменьэнерго» классом напряжения эксплуатируемого оборудования 0,4-110 кВ. (В эксплуатации находится 8425 км линий электропередачи классом напряжения 0,4-110 кВ и 467 шт. подстанций классом напряжения 10-220 кВ, суммарной установленной мощностью 17473 МВА).

При передаче и распределении электрической энергии задействованы электрические сети крупных потребителей.

Крупные электросетевые компании

на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры

(по состоянию на 01.01.2011 г.)

ОАО «Тюменьэнерго»

Филиал ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири

ОАО «ЮТЭК-РС»

Электроснабжение городов и населенных пунктов автономного округа обеспечивает 23 предприятия коммунальной энергетики, из которых 16 входят в состав холдинга ОАО «Югорская территориальная энергетическая компания», являющегося гарантирующим поставщиком электрической энергии. Предприятиями коммунальной энергетики обслуживаются 13277,3 км линий электропередачи классом напряжения 0,4-110 кВ и 4458 шт. трансформаторных подстанций классом напряжения 0,4-110 кВ.

Сбыт электрической энергии потребителям на территории автономного округа осуществляют следующие энергосбытовые компании.

Энергосбытовые компании

на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры

(по состоянию на 01.01.2011 г.)

ЗАО «ЕЭСнК» (ОАО «Нижневартовскэнергонефть», ОАО «ТНК - Нягань», ОАО «ЭСК Черногорэнерго»)

МП «ГЭС» (г. Ханты-Мансийск)

ОАО «Тюменьэнергосбыт» (г. Сургут)

ООО «РН-ЭНЕРГО» (ООО «РН-Юганскнефтегаз»)

ООО «НЭСКО» ( г. Нижневартовск)

ООО «Русэнергоресурс» (ОАО «Сибнефтепровод»)

ОАО «Тюменская энергосбытовая компания»

ОАО «ЮТЭК»

2.2. Отчетная динамика потребления электроэнергии на территории Ханты-Мансийского автономного округа – Югры за 2007-2010 годы.

Отчетная динамика электропотребления

на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры

 

2007

2008

2009

2010

Электропотребление, млн. кВт∙ч

58 527,6

60 749,7

60 750,4

65 673,5

Значительный рост электропотребления по территории автономного округа в 2010 году по сравнению к уровню 2009 года обусловлен тем, что с 2010 года ГТЭС ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Лукойл-Западная Сибирь», ЗАО «ЛУКОЙЛ-АИК», Приобская и Южно - Приобская ГТЭС входят в установленную мощность энергосистемы. Выработка данных электростанций учитывается в потреблении региона.

2.3. Структура электропотребления Ханты-Мансийского автономного округа – Югры.

Структура электропотребления

по Ханты-Мансийскому автономному округу - Югре за 2010 год

Отрасли

Относительное потребление, %

Потреблено электроэнергии – всего:

100

в том числе:

 

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 %

 

                Спецификой Ханты-Мансийского автономного округа – Югры является значительное преобладание в структуре электропотребления региона предприятий нефтегазового комплекса, в том числе нефтегазодобывающих и перерабатывающих компаний, а также предприятий, осуществляющих транспортировку добытых углеводородов над прочими отраслями промышленности, сельским хозяйством и коммунально-бытовыми потребителями. Совокупное электропотребление нефтегазового комплекса Югры составляет 86,6 %.

2.4. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии на территории Ханты-Мансийского автономного округа – Югры с указанием потребления электрической энергии и мощности за 2010год.

Основные крупные потребители электроэнергии

на территории Ханты-Мансийского автономного округа Югры

 за 2010 год

Наименование

Потребление электроэнергии, млн. кВт∙ч

Максимальная мощность, МВт

ООО «РН-Юганскнефтегаз»

10759,5

1301

в т.ч. нагрузка, покрываемая собственной генерацией

1186,7

200

ОАО «Лукойл - Западная Сибирь»

8797,6

1073

в т.ч. нагрузка, покрываемая собственной генерацией

874,1

108

ОАО «Сургутнефтегаз»

11569,9

1404

в т.ч. нагрузка, покрываемая собственной генерацией

3508,9

421

ОАО «Нижневартовскэнергонефть»

6528,4

834

ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»

3375,7

403

в т.ч. нагрузка, покрываемая собственной генерацией

92,2

13

ОАО «Сибнефтепровод»

1 555,65

235

ОАО «ЭСК Черногорэнерго»

1821,5

222

ООО «Нижневартовский ГПК»

1387,9

181

ООО «Газпром трансгаз Сургут»

922,3

404,6

ООО «Белозерный ГПК»

1310,2

171

ОАО «ТНК – Нягань»

1103,4

117

ООО «Газпром нефть Хантос»

638,7

148

в т.ч. нагрузка, покрываемая собственной генерацией

346,4

84

ОАО «Южно-Балыкский ГПК»

346,9

54,3

ООО «Няганьгазпереработка»

420,3

52

ООО «Западно-Малобалыкское»

250,3

33,2

ООО «Газпром переработка»

231,1

27,84

ООО «Газпром трансгаз Югорск»

198,9

35

ЗАО «ЛУКОЙЛ – АИК»

194,9

26,3

в т.ч. нагрузка, покрываемая собственной генерацией

129,2

15

Всего

51 413,15

6 722,24

На долю восемнадцати вышеуказанных крупнейших потребителей электроэнергии и мощности Ханты-Мансийского автономного округа – Югры в 2010 году пришлось более 76 % от общего объема электропотребления региона. Лидируют по объемам потребления электрической энергии и мощности три крупнейших нефтегазодобывающих предприятия региона ООО «РН-Юганскнефтегаз», ОАО «Лукойл – Западная Сибирь» и ОАО «Сургутнефтегаз». Совокупное электропотребление указанных предприятий составляет около 43 % от общего электропотребления автономного округа.

2.5. Динамика изменения максимума нагрузки и крупных узлов нагрузки на территории Ханты-Мансийского автономного округа – Югры за 2006-2010 годы.

Максимум нагрузки по электрическим сетям Ханты-Мансийского автономного округа Югры за последние пять лет, МВт

Наименование электрических сетей

Факт

2006

2007

2008

2009

2010

Максимальные нагрузки по территории,

в том числе:

7354

7748

7778

7964

8346

Урайские

374

391

408

417

500 *

Няганские

308

350

334

337

377

Когалымские

1268

1289

1186

1137

1 209 *

Сургутские

1493

1674

1654

1768

1 999 **

Нижневартовские

2306

2274

2399

2362

2 254

Нефтеюганские

1605

1770

1797

1943

2 007

Примечание:

* -           с 2010 г. учитывается нагрузка электростанций ЗАО «ЛУКОЙЛ – АИК», ОАО «Лукойл - Западная Сибирь»;

** -         с 2010 г. учитывается нагрузка электростанций ОАО «Сургутнефтегаз».

Основные потребители электрической мощности на территории Ханты-Мансийского автономного округа – Югры расположены в Нижневартовском, Нефтеюганском и Сургутском энергорайонах. В этих же энергорайонах за истекший пятилетний период наблюдался устойчивый прирост нагрузки, тогда как в Урайском, Няганском и Когалымском энергорайонах отмечается стабилизация уровня потребления электрической мощности с небольшими колебаниями от значений максимумов нагрузки за 2006 год.

2.6. Динамика потребления и структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных на территории Ханты-Мансийского автономного округа – Югры.

Основной тенденцией прошедшего пятилетнего периода в динамике потребления и структуре отпуска теплоэнергии от электростанций автономного округа является уверенный рост количества тепловой энергии, реализуемой электростанциями теплосбытовым и теплоснабжающим организациям. В целом за пять лет отмечается рост реализации тепловой энергии электростанциями автономного округа на 10,6 %.

Структура отпуска теплоэнергии электростанциями автономного округа за 2006-2010 годы, тыс. Гкал

Группы потребителей

2006

2007

2008

2009

2010

Промышленные и приравненные к ним потребители

86,213

83,620

75,389

84,831

78,773

Бюджетные организации

3,240

3,669

2,794

2,649

2,671

Другие теплосбытовые и теплоснабжающие организации

2443,730

2925,123

2652,980

2676,736

2720,932

Прочие потребители

3,174

3,617

3,540

2,834

2,677

Полезный отпуск - всего

2536,357

3016,029

2734,703

2767,050

2805,053

На территории Ханты – Мансийского автономного округа – Югры функционируют 483 котельных. Динамика потребления тепловой энергии и структура отпуска тепловой энергии от котельных автономного округа за 2006-2010 годы складывается следующим образом.

В 2010 г. потребление тепловой энергии составило 14 817 тыс. Гкал. По сравнению с предыдущими годами потребление тепловой энергии от котельных в среднем увеличилось на 789 тыс. Гкал и составляет 5,0 %.

Данная динамика потребления тепловой энергии на территории Ханты-Мансийского автономного округа – Югры за период с 2005 по 2010 годы показывает что:

в структуре потребления тепловой энергии преобладает население и бюджетная сфера;

в структуре использования тепловой энергии населением по мере развития домостроительства устойчиво растет доля децентрализованного тепла, генерируемого на индивидуальных установках. Такая же тенденция наблюдается в сфере услуг.

Динамика и структура потребления тепловой энергии от котельных на территории автономного округа в 2006-2010 годах, тыс. Гкал

 

2006 г.

2007 г.

2008 г.

2009 г.

2010 г.

Потребление всего

15558

14222

14094

14357

14817

в том числе:

 

 

 

 

 

Население

9301

8434

7904

8174

8574

Бюджетная сфера

2043

1863

1792

1888

2002

На производственные нужды

1645

1475

2178

2136

1979

Прочим организациям (промышленность)

2339

2288

2036

1966

2083

Другому предприятию (перепродавцу)

227

160

182

191

176

2.7. Перечень основных потребителей тепловой энергии на территории Ханты-Мансийского автономного округа – Югры.

Основным потребителем тепловой энергии на территории автономного округа является население. За ним следует бюджетная сфера, промышленность и другие предприятия.

На территории Ханты-Мансийского автономного округа – Югры населением потребляется 58,0 %, бюджетной сферой 13,5 %, промышленностью 14,0 % и другие предприятия 1,18 % от общей тепловой энергии, произведенной котельными.

2.8. Структура установленной мощности на территории Ханты-Мансийского автономного округа – Югры, в том числе с выделением информации по вводам, демонтажам и другим действиям с электроэнергетическими объектами в 2010 году.

2.9. Состав существующих электростанций (а также блок-станций) с группировкой по принадлежности к энергокомпаниям с поименным перечнем электростанций.

2.10. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и видам собственности.

Выработка и установленная мощность электростанций

на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры

Наименование субъекта

Наименование электростанции

Выработка электроэнергии за 2010 г, млн. кВт∙ ч.

Вводы мощности в 2010 г., МВт

Демонтаж мощности за 2010 г., МВт

Установленная мощность, МВт (на 01.01.2011 г.)

Всего,

в т.ч.

 

79 282,8

333,2

-

10 846,3

ТЭС

72 368,8

-

-

9680

ОАО «ОГК-2»

Сургутская ГРЭС-1

24 406,6

-

-

3280

ОАО ОГК-4»

Сургутская ГРЭС-2

36 622,9

-

-

4800

ЗАО «Нижневартовская ГРЭС»

Нижневартовская ГРЭС

11 339,3

-

-

1600

Блок-станции (покупка ОАО «ТЭК»)

290,5

-

-

72

ОАО «Передвижная энергетика»

Казымская ГТЭС

290,5

-

-

72

Электростанции потребителей (ГТЭС, ГПЭС)

6 623,4

333,2

-

1094,33

ОАО «Сургутнефтегаз»

ГТЭС «Конитлорская-1»

174,5

-

-

24

ГТЭС «Конитлорская-2

194,7

-

-

24

ГТЭС «Русскинская»

192,2

-

-

24

ГТЭС «Тянская»

103,8

-

-

19,5

ГТЭС «Лукьявинская»

295,8

-

-

36

ГТЭС «Биттемская»

295,9

-

-

36

ГТЭС «Мурьяунская»

197,2

-

-

24

ГТЭС «Юкъяунская»

298,6

-

-

36

ГТЭС «Лянторская-1»

194,7

-

-

24

ГТЭС «Лянторская-2»

288,1

-

-

36

ГТЭС «Западно-Камынская»

200,5

-

-

24

ГТЭС «Северо-Лабатьюганская»

199,7

-

-

24

ГТЭС «Тромъеганская»

85,3

-

-

12

ГТЭС «Западно-Чигоринская»

97,6

-

-

12

Восточно-Еловая ГПЭС

40,6

-

-

6,162

ГТЭС Верхне-Надымского месторождения

196,5

-

-

24

ГПЭС Восточно-Сургутского месторождения

38,3

-

-

5,48

ГТЭС Рогожниковского месторождения

256,5

-

-

36

ГПЭС Западно-Сахалинского месторождения

44,4

-

-

6,16

ГПЭС Ватлорская

42,2

-

-

6,16

ГПЭС Северо-Селияровская

10,5

 -

-

2,74

ГПЭС Яунлорского месторождения

46,0

6,16

-

6,16

ГТЭС-2 Рогожниковского месторождения

64,3

36

-

36

ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»

ГТЭС Покамасовская

51,5

-

-

9,5

ГТЭС Ново-Покурская

40,7

-

-

14,25

ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь» (ТПП Урайнефтегаз)

ГПЭС Северо-Даниловское месторождения

173,6

-

-

36

ГПЭС Восточно-Тулумское месторождения

26,7

-

-

6,32

ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь»

(ТПП Когалымнефтегаз)

ГТЭС Ватьеганского месторождения

350,5

-

-

72

ГТЭС Тевлино-Русскинского месторождения

323,3

-

-

48

ЗАО «ЛУКОЙЛ – АИК»

ГТЭС №1 «Омичка»

41,6

-

-

5,3

ГТЭС №2 «Омичка»

43,7

-

-

5,3

ГТЭС №3

43,9

-

-

5,3

ОАО «НК Роснефть»

(ООО «РН-Юганскнефтегаз»)

ГТЭС Приобская

1 040,2

180

-

180

ПГТЭС Приразломная

146,5

-

-

24

ООО «Газпромнефть-Хантос»

ГТЭС Южно-Приобская

346,4

96

-

96

Салым Петролеум Девелопмент Н.В.

ГТЭС Западно-Салымская

340,6

15

-

60

ОАО «Компания ЮГ»

ДЭС компании

96,2

-

-

48

Доля фактической выработки электроэнергии ТЭС автономного округа за 2010 год составила 91,3% от всего объема выработки электроэнергии по Ханты-Мансийскому автономному округу – Югре с учетом потребительских электростанций. Доля выработки электроэнергии ГТЭС, ГПЭС составила 8,7%.

Доля установленной электрической мощности ТЭС автономного округа на конец 2010 года составила 89,2% от установленной электрической мощности по Ханты-Мансийскому автономному округу – Югре. Доля установленной электрической мощности ГТЭС, ГПЭС – 10,8%.

За 2010 год было введено 333,16 МВт на электростанциях потребителей, что составило 43,9% от суммарной установленной мощности потребителей на начало 2010 года.

Выработка электростанциями потребителей автономного округа с 2007 по 2010 годы выросла на 234 % (с 2 831,1 млн. кВт∙ч в 2007 году до 6 623,4 млн. кВт∙ч в 2010 году).

Установленная мощность электростанций потребителей автономного округа с 2007 по 2010 годы выросла на 235 % (с 465,2 МВт∙ч в 2007 году до 1094,33МВт∙ч в 2010 году).

Увеличение собственных генерирующих мощностей (ГТЭС, ГПЭС) нефтяных компаний региона, в качестве топлива использующих попутный нефтяной газ, обеспечивает дополнительную надежность в работе энергосистемы региона и в то же время высокоэффективную утилизацию попутного газа. В соответствии с поручением Председателя Правительства Российской Федерации уровень полезного использования попутного нефтяного газа должен быть доведен нефтегазовым комплексом страны до 95 % к 2012 году.

2.11. Характеристика балансов электрической энергии и мощности за 2007-2010 годы.

Фактический баланс электроэнергии

по территории Ханты-Мансийского автономного округа Югры

за 2007 - 2010 годы, млн. кВт∙ч

 

2007

2008

2009

2010

Выработка всего

70 775,8

71 571,5

71 392,6

78 607,3

в том числе:

 

 

 

 

ТЭС

70 515,9

71 307,6

71 109,4

72 368,8

ОАО «ОГК-2» (Сургутская ГРЭС-1)

24472,3

24542,2

24442,7

24 406,6

ОАО «ОГК-4» (Сургутская ГРЭС-2)

34408,8

34407,8

35210,2

36 622,9

ЗАО «Нижневартовская ГРЭС»

11634,9

12357,6

11456,5

11 339,3

ГТЭС

259,8

263,9

283,2

6 238,5

ОАО «Передвижная энегетика» (Казымская ГТЭС)

259,8

263,9

283,2

290,5

Приобская ГТЭС

 

 

 

1040,2

Южно - Приобская ГТЭС

 

 

 

346,4

ГТЭС ОАО «СНГ»

 

 

 

3558

ГТЭС ОАО «Лукойл - Западная Сибирь»

 

 

 

874,2

ГТЭС ЗАО «ЛУКОЙЛ – АИК»

 

 

 

129,2

Потребление - всего

58 527,6

60 749,7

60 750,4

65 673,5

Сальдо-переток (избыток)

-12 248,2

-10 821,8

-10 642,2

-12 933,8

Разделение и формирование балансов электрической энергии и мощности по субъектам Российской Федерации ведется, начиная с 2007 года.

Выработка электроэнергии в 2008 году по отношению к 2007 году возросла на 1,12 % при росте электропотребления за этот период на 3,8%. При этом суммарный сальдо-переток (избыток) электроэнергии региона снизился на 11,65 %.

Выработка электроэнергии в 2009 году по отношению к 2008 году снизилась на 0,25 % при росте электропотребления за этот период на 0,01%. При этом суммарный сальдо-переток (избыток) электроэнергии региона снизился на 1,66 %.

Выработка электроэнергии в 2010 году по отношению к 2009 году возросла на 10,1 % при росте электропотребления за этот период на 8,1 %. При этом суммарный сальдо-переток (избыток) электроэнергии региона возрос на 21,53 %.

Значительный рост электропотребления по территории автономного округа в 2010 году по сравнению к уровню 2009 года обусловлен тем, что с 2010 года ГТЭС ОАО «Сургутнефтегаз», ОАО «Лукойл-Западная Сибирь», ЗАО «ЛУКОЙЛ-АИК», Приобская и Южно - Приобская ГТЭС входят в установленную мощность энергосистемы. Выработка данных электростанций учитывается в потреблении региона. В связи с чем, суммарный сальдо - переток (избыток) электроэнергии региона увеличился на 21,53 %.

2.12. Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных на территории Ханты-Мансийского автономного округа – Югры в 2010 году.

Объемы и структура топливного баланса электростанций Ханты-мансийского автономного округа – Югры в 2010 году:

Сургутская ГРЭС – 2 - 70 % - попутный нефтяной газ – объем потребления 6397,3 млн.м3., 30 % - природный газ – объем потребления 2741,7 млн.м3.

Сургутская ГРЭС – 1 - 40 % - попутный нефтяной газ – объем потребления 2694,97 млн.м3., 60 % - природный газ – объем потребления 4042,46 млн.м3.

Нижневартовская ГРЭС - 100% - попутный нефтяной газ – объем потребления 2936,45 млн.м3.

Объемы и структура топливного баланса котельных на территории Ханты – Мансийского автономного округа – Югры в 2009 году.

                На объектах теплового хозяйства Ханты-Мансийского автономного округа – Югры в работе находится 498 муниципальных котельных, из которых:

377 котельных работают на газе, что составляет 72 %;

55 котельных работают на жидком топливе, что составляет 12,7 %;

55 котельных работают на твердом топливе, что составляет 12,7 %;

11 котельных работают на электроэнергии, что составляет 2,6 %.

Объемы и структура топливного баланса котельных

на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры

Наименование топлива

2010 год

По прямым договорам

Через посредников

Всего

Уголь, тн.

20000

12920

32920

Дрова, м3

17295

2979

20904

Газ, млн. м3

2315,850

Дизельное топливо, тн.

4735

-

4735

2.13. 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:

10 электрических подстанций с высшим напряжением 500 кВ;

52 подстанции с высшим напряжением 220 кВ;

300 подстанций с высшим напряжением 110 кВ.

Суммарная трансформаторная мощность подстанций: 500 кВ – 12604 МВА; 220 кВ – 11967 МВА и 110 кВ – 15 920 МВА.

Протяженность линий электропередачи по напряжениям: 500 кВ – 3 050 км; 220 кВ – 2 893 км и 110 кВ – 7 521 км.

Полный перечень существующих ЛЭП и подстанций, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ, с указанием принадлежности, представлен в приложениях 1 и 2.

2.14. Основные внешние связи энергосистемы Ханты-Мансийского автономного округа – Югры.

Основные внешние электрические связи связывают Ханты-Мансийский автономный округ – Югра со смежными субъектами Российской Федерации.

С Тюменской областью:

пятью ВЛ 500 кВ - Тюмень – Луговая, Нелым – Магистральная, Демьянская – Луговая, Демьянская – Пыть-Ях, Нелым – Пыть-Ях;

двумя ВЛ 220 кВ - Болчары – Демьянская, Чеснок – Демьянская;

одной ВЛ 110 кВ - Снежная –КС-7.

С Ямало-Ненецким автономным округом:

двумя ВЛ 500 кВ – СГРЭС-1 – Холмогорская, СГРЭС-2 – Холмогорская;

четырьмя ВЛ 220 кВ – Холмогорская – Кирилловская, Холмогорская – Когалым, Вынгапур – Зима, Вынгапур – Северный Варьеган;

одной ВЛ 110 кВ – Лонг-Юган –Сорум.

С энергосистемой Свердловской области:

четырьмя ВЛ 110 кВ – МДФ – Тавда, Сотник – Тавда, Картопья – Атымья-1, Картопья – Атымья-2.

Связи с энергосистемами ОЭС Сибири – Томской области:

двумя ВЛ 220 кВ – НВГРЭС – Советско-Соснинская-1, НВГРЭС – Советско-Соснинская-2.

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

В течение последних 12 лет с 1998 по 2010 годы на территории Ханты-Мансийского автономного округа – Югры имеет место устойчивый рост нагрузки потребителей. В 2009 году из-за кризисных явлений в экономике зафиксировано снижение темпов роста нагрузки потребителей. Прирост максимальной нагрузки 2010 года на территории Ханты-Мансийского автономного округа – Югры к максимуму 2009 года составил 4 %.

Основным определяющим фактором роста нагрузки на территории Ханты-Мансийского автономного округа – Югры является развитие нефтегазовой промышленности, разработка новых месторождений углеводородов.

В то же время наблюдается рост износа основного оборудования электросетевых компаний, осуществляющих передачу и распределение электроэнергии на территории автономного округа.

Так средний процент износа электрических сетей и подстанций филиала ОАО «ФСК ЕЭС» - МЭС Западной Сибири на территории Югры увеличился с 54,8% в 2009 году до 55,6% в 2010 году.

Средний процент износа электрических сетей и подстанций ОАО «Тюменьэнерго» по автономному округу в 2010 году остался на уровне 2009 года (35,7%).

Средний процент износа электрических сетей и подстанций предприятий муниципальной электроэнергетики автономного округа в 2010 году остался на уровне 2009 года (55%).

Наблюдается дефицит реактивной мощности в Нижневартовском энергорайоне Ханты – Мансийского автономного округа – Югры. Для обеспечения нормируемых уровней напряжений на подстанциях данного энергорайона шунтирующие реакторы 500 кВ на ПС Сибирская, Кустовая, Белозерная, Нижневартовской ГРЭС, Сургутских ГРЭС-1,2 постоянно находятся в резерве.

В 2010 году основной рост электропотребления на территории Ханты-Мансийского автономного округа – Югры происходил в результате развития нефтегазовых комплексов Нефтеюганского и Сургутского энергорайонов.

При аварийных отключениях элементов сети, существуют риски самоотключения нагрузки потребителей вследствие нарушения устойчивости и риски ввода графиков аварийного ограничения режима потребления из-за перегрузов оборудования в Нефтеюганском, Когалымском, Нижневартовском, Сургутском, Урайско-Няганском энергорайонах.

При отключении ВЛ 500 кВ электропередачи Сургутские ГРЭС-1,2 – ОЭС Урала, Сургутские ГРЭС-1,2 - Нижневартовский энергорайон при ремонтах генерирующего оборудования электростанций существуют риски срабатывания противоаварийной автоматики с действием на отключение нагрузки потребителей и необходимости последующей замены отключенной нагрузки вводом графиков аварийного ограничения режима потребления. Для решения проблемы необходим ввод новых генерирующих мощностей.

В настоящее время в энергорайонах Ханты-Мансийского автономного округа – Югры существует ряд проблемных «узких мест». Полный перечень недостатков пропускной способности электрической сети 500-220-110 кВ, а также узлов энергосистемы, где имеются ограничения на технологическое присоединение потребителей с мероприятиями по ликвидации этих ограничений, по Ханты-Мансийскому автономному округу - Югре представлен в приложении 3. Перечень ПС, на которых имеет место недопустимое повышение или снижение напряжения в сети 110 кВ и выше при использовании всех имеющихся средств регулирования напряжения, по Ханты-Мансийскому автономному округу – Югре представлен в приложении 4.

«Узкие места» по энергорайонам Ханты-Мансийского автономного округа – Югры:

Урайский и Няганский энергорайон

Для предотвращения недопустимых повышений напряжения в сети 500 кВ, 220 кВ при отключении двух шунтирующих реакторов на ПС Ильково и Луговая необходим ввод третьего шунтирующего реактора на ПС Ильково. Отключение одного из двух АТ ПС Красноленинская приводит к перегрузу оставшегося до 110%. Для исключения перегруза автотрансформаторов ПС Красноленинская, при отключении одного из них и повышения надежности электроснабжения г. Нягани необходимо строительство надстройки 220 кВ ПС Вандмтор (2*200 МВА) с ВЛ 220 кВ Няганская ГРЭС - Вандмтор.

Для повышения надежности электроснабжения Казымского энергорайона необходимо ускорить выполнение расширения ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Октябрьская (для включения в транзит построенной двухцепной ВЛ 110 кВ Сергино – Октябрьская).

Нефтеюганский энергорайон

Отключение ВЛ 500 кВ Сомкинская – Магистральная, одной ВЛ 220 кВ транзита Пыть-Ях – ЮБ ГПЗ – Магистральная приводит к загрузке ВЛ 220 кВ Пыть-Ях – Кратер до 140 %.

Для повышения надежности электроснабжения потребителей необходимо выполнить усиление сети 500, 220 кВ - строительство ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-2 – Магистральная и двухцепной ВЛ 220 кВ Пыть-Ях – Правдинская.

Отключение одной из автотрансформаторных групп 501 МВА ПС Магистральная приводит к загрузке оставшейся до 110% , ВЛ-220 кВ транзита Пыть-Ях – Магистральная до 110 % в летний период.

Отключение одного из двух автотрансформаторов 220/110 кВ ПС Магистральная приводит к загрузке оставшегося до 132%.

Существует дефицит трансформаторных мощностей 220/110 кВ ПС Правдинская. Отключение одного из двух АТ-220/110 кВ на ПС Правдинская приводит к загрузке оставшегося до величины 108%.

Для устранения дефицита автотрансформаторных мощностей 500/220 и 220/110 кВ района ПС Магистральная и обеспечения подключения перспективных нагрузок необходимо строительство и ввода в работу новой ПС 500/220/110 кВ с АТГ 2х501 МВА и АТ 2х200 МВА в районе ПС 500 кВ Магистральная.

Отключение одного АТ ПС Магистральная, одной из ВЛ 220 кВ транзита Магистральная – Росляковская приводит к загрузке оставшегося до 132%. Отключение одного из двух АТ-220/110 кВ ПС Снежная приводит к загрузке оставшегося до 106%. Необходимо строительство двухцепной ВЛ 220 кВ ПС 220 кВ Амулет(2*125 МВА).

Отключение одного из трех АТ ПС Пыть-Ях и одного из двух АТ ПС Кратер приводит к загрузке оставшихся до 121%. Отключение одного АТ 220/110 кВ ПС Ленинская приводит к загрузке оставшегося до 132%, к загрузке трех АТ ПС Пыть-Ях до 103%. Для решения проблемы покрытия дефицита трансформаторной мощности и обеспечения возможности подключения перспективных нагрузок объектов нефтедобычи и объектов инфраструктуры г. Нефтеюганска необходимо строительство ПС 220 Нефтеюганская (2*125 МВА) с заходами ВЛ 220 и 110 кВ.

Отключение одного из двух автотрансформаторов ПС Шубинская, ВЛ 220 кВ Магистральная – Правдинская, ВЛ 500 кВ Сомкинская – Магистральная приводит к загрузке АТ 220/110 кВ ПС Шубинская до 115%.

Для повышения надежности схемы электроснабжения Приобского необходим ввод второй очереди Приобской ГТЭС до 315 МВт (3*45 МВт), заменой на ПС Шубинская существующих автотрансформаторов 2*125МВА на 2*200 МВА.

Для обеспечения возможности подключения дополнительных мощностей в районе Угутского месторождения необходимо строительство ПС 220 кВ Ямская с двухцепной ВЛ 220кВ Трачуковская – Ямская.

Сургутский энергорайон

При отключении одного из автотрансформаторов мощностью 125 МВА ПС Пимская, ПС Контур, Пачетлор загрузка оставшихся достигает 110%. Для решения проблемы необходимо строительство ПС 220 кВ Новобыстринская с заходами ВЛ 220 кВ.

Отключение одного из двух АТ на ПС 220 кВ Сургут, Имилор, Пачетлор приводит к перегрузу оставшегося в работе до 105-110%. Для устранения дефицита трансформаторных мощностей необходим ввод в работу ПС 220 кВ Дунаевская.

По условиям загрузки автотрансформаторов ПС Сургут, Барсово, Пололоцкая (отключение одного из двух АТ приводит к перегрузу оставшегося до 105-110%) для повышения надежности электроснабжения г. Сургут и обеспечения подключения перспективных нагрузок необходим ввод в работу ПС 220 кВ Победа.

Когалымский энергорайон

Отключение одной из ВЛ 500 кВ СГРЭС-1,2 –Холмогорская приводит к загрузке ВЛ 220 кВ СГРЭС-1 – Имилор, ВЛ 220 кВ СГРЭС-1 – В. Моховая до 118% в летний период, ВЛ 110 кВ транзита 110 кВ Прогресс-Фотон-Таврическая, ВЛ 110 кВ Прогресс-Таврическая до104% в летний период.

Отключение одной из ВЛ 220 кВ СГРЭС-1 – Имилор (ВЛ 220 кВ СГРЭС-1 – В. Моховая) приводит к загрузке ВЛ 220 кВ СГРЭС-1 – В. Моховая (ВЛ 220 кВ СГРЭС-1 – Имилор) до 132% в летний период, ВЛ 110 кВ транзита 110 кВ Прогресс-Фотон-Таврическая, ВЛ 110 кВ Прогресс-Таврическая до 102% в летний период.

Для исключения указанных перегрузов необходим ввод в работу ПС 500 кВ Кирилловская и заходами ВЛ 500 и 220 кВ и с ВЛ 500 кВ Трачуковская – Кирилловская.

Отключение ВЛ-500 кВ СГРЭС-1 – Холмогорская и Кирилловская – Холмогорская и наоборот даже при вводе включении Уренгойской ГРЭС приведет к необходимости ввода ограничений потребителей на величину порядка 300-400 МВт. Потребуется ввода в работу ВЛ 500 кВ Кирилловская – Холмогорская-2.

Наблюдается дефицит трансформаторных мощностей 220/110 кВ ПС 220 кВ Прогресс. Отключение одного из двух АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Прогресс приводит к перегрузу оставшегося на величину до 134%.

Отключение ВЛ 220 кВ Трачуковская – Лас - Еганская приводит к загрузке ВЛ 220 кВ КС-3- Прогресс до 114% в летний период.

Отключение ВЛ 220 кВ КС-3 - Прогресс приводит к загрузке ВЛ 220 кВ Трачуковская - Лас - Еганская до 108%, ВЛ 110 кВ Прогресс-Лас-Еганская-1,2 до 102% в летний период.

Отключение одной из ВЛ 110 кВ Лас - Еганская – Прогресс-1(2) приводит к загрузке оставшейся до 105% в летний период.

Для устранения перегрузов оборудования и повышения надежности электроснабжения района в ремонтных схемах необходимо:

строительство ПС 220/110 кВ Русская(2*125 МВА) и двухцепной ВЛ 220 Трачуковская – Русская;

строительство ВЛ 110 Лас - Еганская – Прогресс-3,4 (для исключения перегруза существующей ВЛ 110 Лас - Еганская – Прогресс -1(2) при отключении одной из цепей).

Нижневартовский энергорайон

В настоящее время в ремонтных режимах работы Нижневартовского энергорайона для обеспечения требуемых уровней напряжения исчерпаны все средства регулирования напряжения автотрансформаторов 500/220 кВ Нижневартовского энергорайона и регулировочные возможности Нижневартовской ГРЭС, отключены все реакторы 500 кВ в сети Нижневартовского энергорайона.

При отключении одной из трех ВЛ 500 кВ, питающих Нижневартовский энергорайон (ВЛ 500 СГРЭС-1 – Трачуковская, ВЛ 500СГРЭС-2 – Кустовая, ВЛ 500 СГРЭС-2 – Сибирская), создается схема в которой при последующем отключении одного из блоков 800 МВт Нижневартовской ГРЭС по условию обеспечения допустимых уровней напряжения в энергорайоне потребуется отключение нагрузки до 400 МВт. Требуется ввод в работу на Нижневартовской ГРЭС блоков 3,4 суммарной установленной мощностью 800 МВт(2х400 МВт) с установкой второй АТГ 501 МВА, ВЛ 500 Нижневартовская ГРЭС –Белозерная-2, ВЛ-220 НижневартовскаяГРЭС – Космос, Нижневартовская ГРЭС – Мираж, организация заходов ВЛ 500 кВ СГРЭС-2 – Кустовая на ПС Трачуковская.

Отключение одной из двух АТГ-500/220 кВ ПС Белозерная приводит к номинальной загрузке оставшейся АТГ. При ремонте одной из двух АТГ-500/220 кВ ПС Белозерная и аварийном отключении оставшейся АТГ загрузка ВЛ 220 кВ транзита Кустовая – Белозерная увеличится до 118% в летний период. Требуется ввод в работу 3АТГ 501 МВА на ПС Белозерная.

Отключение одного из двух АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Комета, Мирная приводит к загрузке оставшегося до 110%. Отключение одной из ВЛ 110 кВ транзита Орбита – Факел приводит к загрузке оставшейся ВЛ 110 кВ транзита до 107%. Требуется сооружение надстройки 220 кВ ПС 110 кВ Факел с заходами ВЛ 220 кВ Кустовая – Варьеган.

Отключение одного из двух АТ – 220/110 кВ ПС Кирьяновская приводит к загрузке оставшегося до 112%. Отключение одной из ВЛ-110 транзита Мегион – Кирьяновская приводит к загрузке оставшейся ВЛ-110 кВ транзита до 112% в летний период. Отключение одного из четырех АТ-220/110 ПС Урьевская приводит к загрузке оставшегося АТ ПС Урьевская до 112%. Требуется ввод в работу ПС 220 кВ Васильев (Большая Еловая) и усиление сети 110кВ путем сооружения двухцепной ВЛ 110 кВ Комета – Лысенковская.

Отключение группы из двух АТ-220/110 кВ ПС Мегион приводит к недопустимой загрузке оставшегося до 110%. Отключение одного из двух АТ 220/110 кВ ПС Космос приводит к загрузке оставшегося до 100%. Необходима реконструкция ПС Мегион с заменой 3х АТ по 125 МВА на 2 АТ по 200 МВА.

При отключении одной из ВЛ 110 кВ транзита Белозерная – Узловая по условию обеспечения допустимых уровней напряжения в энергорайоне потребуется отключение нагрузки до 40 МВт. Необходим ввод ПС 220 кВ Узловая с установкой двух АТ 125 МВА и ВЛ Белозерная – Узловая. Также необходима ко вводу ВЛ 220 кВ Варьеган – Узловая. Отключение ВЛ 220 кВ Белозерная – Узловая в зимний период в нормальной схеме приведет к необходимости ввода ограничений потребителей на величину порядка 40-50 МВт.

Раздел 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, утвержденной распоряжением Правительства автономного округа от 14 ноября 2008 г. № 491-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.

Среди всех сценариев развития электроэнергетики наиболее благоприятный - оптимально сочетающий развитие большой и малой энергетики, что позволит не только покрыть возможный дефицит мощности и энергии, но и обеспечит излишки мощности и энергии, которые могут быть переданы в соседние регионы.

 Для покрытия возрастающего спроса запланировано строительство Няганьской ГРЭС, первая очередь 1200 МВт, за счет ввода трех энергоблоков по 400МВт; строительство третьего энергоблока Нижневартовской ГРЭС мощностью 800 МВт, а также поэтапная замена энергоблоков Сургутских ГРЭС-1,2.

В целях повышения пропускной способности сетей и создания условий для присоединения новых и увеличению мощности ранее присоединенных потребителей, предотвращения дефицита мощности в условиях роста электропотребления в энергосистеме в прогнозный период предусмотрено строительство и реконструкция электросетевых мощностей на территории автономного округа.

В результате этих мер, а также реализации программы «Централизованное электроснабжение населенных пунктов Ханты-Мансийского автономного округа – Югры на 2011-2013 годы и на перспективу до 2015 года», десятки поселений автономного округа войдут в зону централизованного энергоснабжения, будут соединены энергорайоны, расположенные на правом и левом берегах реки Обь в Октябрьском районе.

Развитие малой энергетики на территории Ханты-Мансийского автономного округа – Югры будет осуществляться в населенных пунктах децентрализованного электроснабжения, на нефтепромыслах компаний за счет использования попутного нефтяного, отбензиненного и сжиженного газа, отходов деревообработки (мини-теплоэлектростанции) в районах лесопромышленного освоения, что значительно увеличит долю местных видов топлива в окружном балансе (прежде всего по котельному топливу).

Главной целью развития генерирующего сектора электроэнергетики Ханты-Мансийского автономного округа - Югры на перспективу до 2016 года станет 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, Тюменской и Томской областей.

Главной целью развития электросетевого комплекса автономного округа в составе магистральных и распределительных электрических сетей, прежде всего напряжением 220 и 500 кВ, на перспективу до 2016 года является обеспечение своевременного присоединения растущих электрических нагрузок потребителей нефтегазового комплекса, городов и населенных пунктов и объектов инфраструктуры, а также передачи мощности и электроэнергии в соседние энергодефицитные регионы.

Для достижения вышеуказанных целей в развитии электроэнергетической отрасли Ханты-Мансийского автономного округа – Югры предусматривается решение ряда задач:

реализация инвестиционных программ субъектов электроэнергетики, осуществляющих деятельность на территории Ханты-Мансийского автономного округа – Югры;

реализация Программы «Централизованное электроснабжение населенных пунктов Ханты-Мансийского автономного округа – Югры на 2011-2013 годы и на перспективу до 2015 года»;

реализация мероприятий по исключению энергорайонов Ханты-Мансийского автономного округа – Югры из регионов с высокими рисками при прохождении осенне-зимнего максимума нагрузок;

обеспечение функционирования Штаба по обеспечению безопасности электроснабжения при Правительстве Ханты-Мансийского автономного округа – Югры и взаимодействия с Правительственной комиссией по обеспечению безопасности электроснабжения (федеральным штабом).

4.2. Прогноз потребления электроэнергии и мощности на 5-летний период (с разбивкой по годам) по территории Ханты-Мансийского автономного округа – Югры с выделением наиболее крупных потребителей и инвестиционных проектов.

Прогноз электропотребления по территории Ханты-Мансийского автономного округа до 2016 г.

 
 
 

 

2011

2012

2013

2014

2015

2016

 

Электропотребление, млн. кВт∙ч

65 450

65 944

66 300

66 400

66 500

66 450

 

Максимум нагрузки всего, МВт

8 400

8 500

8 600

8 650

8 684

8 700

 

Прогноз спроса на электроэнергию по территории Ханты-Мансийского автономного округа – Югры сформирован исходя из статистических данных по потреблению электрической энергии за отчетный период, с учетом условий выхода из экономического кризиса, планируемых объемов потребления электрической энергии крупными потребителями.

Объем электропотребления в 2011 г. прогнозируется на уровне 65 450 млн. кВт∙ч, к 2016 году — на уровне 66 450 млн. кВт∙ч. Прирост электропотребления в 2016 году по отношению к 2010 году составит 2,8 %.

Рост к 2016 году планируется за счет увеличения электропотребления основных крупных потребителей:

ОАО «Сургутнефтегаз» в среднем на 2,7% в год (на величину 1855 млн. кВт∙ч к 2010 г.), с учетом выработки электростанциями ОАО «СНГ»;

ОАО «РН-Юганскнефтегаз» в среднем на 3,7% в год (на величину 2406 млн. кВт∙ч к 2010 г.), учетом выработки электростанциями ОАО «РН-Юганскнефтегаз»;

ООО «Няганьгазпереработка» на 7,7 % (195 млн. кВт∙ч);

ОАО «Южно-Балыкский ГПК» на 8,6 % (179 млн. кВт∙ч).

4.3. Детализация электропотребления и максимума нагрузки по отдельным частям энергосистемы Ханты-Мансийского автономного округа – Югры с выделением потребителей, составляющих не менее 1 % потребления региона и иных влияющих на режим работы энергорайона в энергосистеме.

Прогноз спроса на электрическую энергию

по территории Ханты-Мансийского автономного округа до 2016 г., млн.кВт∙ч

 

2009 (факт)

2010

(факт)

2011

2012

2013

2014

2015

2016

Потребление по территории округа всего,

60 750,40

64 666,9

65 450

65 944

66 300

66 400

66 500

66 450

в т.ч. крупные потребители:

ОАО «Лукойл - Западная Сибирь» (с учетом выработки собственными эл.станциями)

8 771

8 898

9 106

9 112

9 134

9 090

9 254

9 059

ОАО «РН-Юганскнефтегаз» (с учетом выработки собственными эл.станциями) по данным от субъекта за 2010 г.

9 542

10 760

10 668

11 779

12 115

12 393

12 768

13 166

ОАО «Сургутнефтегаз» (с учетом выработки собственными эл.станциями) по данным от субъекта за 2010 г.

11 325

11 570

12 124

12 740

12 891

12 988

13 066

13 180

ОАО «Нижневартовскэнергонефть»

6 964

6 528

6 346

6 115

5 925

5 486

5 334

5 334

ОАО «ЭСК Черногорэнерго»(с учетом выработки собственными эл.станциями)

1 814

1 822

1 852

1 744

1 643

1 422

1 381

1 381

ОАО «Нижневартовский газоперерабатывающий комплекс»

1 318

1 388

1 432

1 434

1 434

1 434

1 434

1 434

ОАО «ТНК Нягань»(с учетом выработки собственными эл.станциями)

1 256

1 103

1 066

1 037

1 061

1 061

1 061

1 061

ОАО «Белозерный газоперерабатывающий комплекс»

1 276

1 310

1 354

1 356

1 356

1 356

1 356

1 356

ОАО «Южно-Балыкский ГПК» по данным 2010 г

369

347

526

526

526

526

526

526

ООО «Няганьгазпереработка»

351

420

440

480

615

615

615

615

в т.ч. собственные нужды станций:

ОАО «ОГК-2» (филиал Сургутская ГРЭС-1)

985

938

1 216

1 155

1 155

1 155

1 155

1 155

ОАО «ОГК-4» (филиал Сургутская ГРЭС-2)

721

712

973,76

1 100

1 100

1 100

1 100

1 100

ЗАО «Нижневартовская ГРЭС»

292

296

377,08

371

376

458

481

558

ОАО Фортум (Няганьская ГРЭС)

-

-

-

114

234

239

239

254

 

Максимум нагрузки по электрическим сетям Ханты-Мансийского автономного округа до 2016 года, МВт

Наименование электрических сетей

Прогноз

2011

2012

2013

2014

2015

2016

Макс. нагрузки по территории, в т.ч.

8 549

8 720

8 886

8 930

8 965

8 982

Урайские*

463

485

489

494

494

494

Няганские **

386

431

446

459

461

461

Когалымские*

1 250

1 278

1 351

1 350

1 356

1 352

Сургутские ***

2 075

2 100

2 125

2 130

2 140

2 145

Нижневартовские

2 295

2 310

2 320

2 325

2 320

2 310

Нефтеюганские

2 080

2 115

2 155

2 172

2 194

2 220

 

Примечание:

*             прогноз потребления мощности с учетом нагрузки электростанций ЗАО «ЛУКОЙЛ-АИК», ОАО «Лукойл - Западная Сибирь;

**           прогноз потребления мощности с учетом нагрузки ГТЭС ОАО «ТНК-Нягань»;

*** прогноз потребления мощности с учетом нагрузки электростанций ОАО «Сургутнефтегаз».

Данные, представленные в таблицах, демонстрируют дальнейший рост потребления электрической энергии и мощности на территории Ханты-Мансийского автономного округа – Югры в перспективе до 2016 года. Рост электропотребления прогнозируется практически по всем крупнейшим потребителям – предприятиям нефтегазового комплекса. Территориально наибольшая динамика прироста нагрузки прогнозируется по трем ведущим энергорайонам автономного округа: Нижневартовскому, Сургутскому и Нефтеюганскому, что обусловлено большой концентрацией в этих энергорайонах нагрузки нефтедобывающих компаний. Впрочем, по остальным энергорайонам автономного округа также прогнозируется дальнейший рост нагрузки.

4.4. Прогноз потребления тепловой энергии на 5-ти летний период с выделением крупных потребителей.

Прогнозируемая динамика роста спроса на тепловую энергию определяет требования к развитию теплофикации.

Прогноз потребления тепловой энергии на период до 2016 года с выделением крупных потребителей, тыс. Гкал

 

2011

2012

2013

2014

2015

2016

ОАО «Уральская теплосетевая компания»

2 457,600

2 465,000

2 473,800

2 476,800

2 485,800

2 495,800

ОАО «Излучинское многопрофильное коммунальное хозяйство»

163,398

156,590

159,300

159,300

159,300

159,300

ОАО «Завод ЖБИ»

64,300

63,000

63,500

64,100

64,500

64,500

СГМУП «Тепловик»

6,900

6,900

6,900

6,900

6,900

6,900

Прочие

7,144

6,944

6,944

6,944

6,944

6,944

Итого

2 699,342

2 698,434

2 710,444

2 714,044

2 723,444

2 733,444

                В настоящее время доля в суммарном производстве тепловой энергии собственными силами составляет 83%, оставшаяся часть обеспечивается большой энергетикой 14% и ведомственными источниками 3 %.

                Предполагается, что в период с 2011 г. доля потребления тепловой энергии возрастет.

Годы

Основные потребители

население,

тыс. Гкал

бюджетная сфера,

 тыс. Гкал

промышленность, тыс. Гкал

прочие потребители, тыс. Гкал

2011

8508

2836

2174

1161,3

2012

8933,4

2949,5

2228,4

1202

2013

9380,1

3097

2284,1

1244

2014

9849,1

3252

2341,2

1288

2015

10341,5

3414

2400

1333

2016

10857

3585

2460

1379

4.5. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Ханты-Мансийского автономного округа – Югры мощностью не менее 5 МВт на период 2011-2016 годов с указанием оснований включения в перечень для каждого объекта. Обоснование предложений по вводу новых генерирующих мощностей.

Вводы мощности электростанций по территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры

Наименование субъекта

Наименование электростанции

2011

2012

2013

2014

2015

2016

Всего,  в т.ч.

1 045,4

550

929,0

175

828

25

ТЭС

793,8

418

828

0

828

0

Сургутская ГРЭС-2 ОАО «ОГК-4» блок №7, №8

 

793,8

 

 

 

 

 

Нижневартовская ГРЭС

 

 

 

410

 

410

 

Няганская ГРЭС (ОАО «Фортум»)

 

 

418

418

 

418

 

Электростанции потребителей (ГТЭС, ГПЭС)

251,6

132

101

175

0

25

ОАО «Роснефть»

ГТЭС Приобская

135

 

 

 

 

 

ОАО «Передвижная энергетика»

ГТЭС Казым

 

 

 

 

 

25

ОАО «НОВАТЭК Юрхаровнефтегаз»

 

5,5

 

 

 

 

 

ОАО «ТНК - Уват»

ГТЭС Кальчинского месторождения

 

 

15

 

 

 

ОАО «ТНК - Нягань»

ГТЭС Каменная

24

48

 

 

 

 

ОАО «Сургутнефтегаз»

ГПЭС Восточно-Сургутского месторождения (расширение)

3,08

 

 

 

 

 

ГТЭС Северо-Лабытьюганского месторождения

36

 

 

 

 

 

ГТЭС при ДНС-2 Вачимского месторождения

 

36

 

 

 

 

ГПЭС при ДНС Явинлорского месторождения

 

 

2

 

 

 

ГТЭС Западно-Сургутского месторождения

 

 

 

175

 

 

ГТЭС при ДНС-3 Восточно-Сургутского месторождения

 

 

36

 

 

 

ОАО «ЛУКОЙЛ - Зап. Сибирь - ТПП Урайнефтегаз»

ГТЭС Каменного месторождения

48

 

 

 

 

 

ОАО «ЛУКОЙЛ - Зап. Сибирь - ТПП Когалымнефтегаз»

ГТЭС Повховского месторождения

 

 

48

 

 

 

ОАО «ЛУКОЙЛ - Зап. Сибирь - ТПП Покачевнефтегаз»

ГТЭС при ДНС-3 Покачевского месторождения

 

48

 

 

 

 

При формировании динамики установленной мощности электростанций Ханты-Мансийского автономного округа – Югры на рассматриваемый перспективный период 2011-2016 годов учтены планируемые к вводу новые объекты по производству электрической энергии на период 2011–2016 годов, а также намечаемые мероприятия по демонтажу, модернизации, реконструкции и перемаркировке действующего генерирующего оборудования в соответствии с предложениями генерирующих компаний.

Вводы новых объектов по производству электрической энергии в Ханты-Мансийском автономном округе – Югре на период 2011–2016 годов предусматриваются в объеме 3552,4 МВт, в т.ч. ТЭС – 2867,8 МВт, электростанции потребителей ГТЭС, ГПЭС – 684,6 МВт.

Демонтажей и перемаркировок мощностей на электростанциях Ханты-Мансийского автономного округа – Югры на период 2011-2016 гг. не предусмотрено.

Развитие тепловой электроэнергетики на органическом топливе связано с внедрением энергосберегающих технологий производства электроэнергии (ПГУ и ГТУ).

Строительство новых электростанций на основе парогазового цикла, техническое перевооружение существующих энергообъектов с применением парогазовых технологий является приоритетным направлением технической политики в электроэнергетике России.

В период до 2016 года предусматривается ввод новых крупных генерирующих мощностей с использованием парогазовых технологий:

  • Няганьская ГРЭС (3хПГУ-418);
  • Сургутская ГРЭС-2 (2хПГУ-370);
  • Нижневартовская ГРЭС (2хПГУ-410).

Установленная мощность электростанций Ханты-Мансийского автономного округа – Югры, с учетом прогнозируемым объемом вводимых генерирующих мощностей, по сравнению с 2010 годом возрастет к 2016 году на 3379,8 МВт (на 31,3 %) и составит 14 163,32 МВт.

К 2016 году в структуре генерирующих мощностей Ханты-Мансийского автономного округа – Югры основную долю составят ТЭС 12558 МВт (87,8%), а также возрастет доля ГТЭС, ГПЭС с 1031,52 МВт (10,2 %) в 2010 году до 1533,52 МВт (12,2 %) в 2016 году.

4.6. Оценка перспективной балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на период до 2016 года.

На основе сопоставления прогнозируемого электропотребления и динамики установленной мощности электростанций выполнен расчет балансов по территории Ханты-Мансийского автономного округа – Югры на 2011-2016 годы.

Прогнозный баланс электроэнергии по территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры до 2016 года

 

2010 (факт)

2011

2012

2013

2014

2015

2016

Выработка всего

78 607,3

81 874,8

88 594,6

93 816,2

96 378,3

97 024,4

99 663,9

в том числе

 

 

 

 

 

 

 

ТЭС

72 368,8

74 144,8

79 647,7

84 115,9

86 730,7

87 368,1

89 992,5

ОАО «ОГК-2» Сургутская ГРЭС-1

24 406,6

23 996,8

22 400,0

22 400,0

22 400,0

22 400,0

22 400,0

ОАО «ОГК-4» Сургутская ГРЭС-2

36 622,9

38 159,7

42 013,0

42 013,0

42 013,0

42 013,0

42 013,0

ЗАО «Нижневартовская ГРЭС»

11 339,3

11 988,3

11 678,0

11 666,7

14 023,5

14 625,5

16 939,1

ОАО «Фортум» Няганьская ГРЭС

-

 

3 556,7

8 036,2

8 294,2

8 329,6

8 640,4

ГТЭС

6 238,5

7 730,0

8 946,9

9 700,3

9 647,6

9 656,3

9 671,4

ОАО «Передвижная энергетика» Казымская ГТЭС

290,5

305,8

305,8

305,8

305,8

305,8

305,8

Приобская ГТЭС

1 040,2

2 089,7

2 318,6

2 312,2

2 312,2

2 312,2

2 318,6

Южно - Приобская ГТЭС

346,4

596,0

752,6

752,6

752,6

752,6

752,6

ГТЭС ОАО «СНГ»

3 558

3 494,5

3 772,4

3 772,4

3 772,4

3 772,4

3 772,4

ГТЭС ОАО «Лукойл - Западная Сибирь»

874,2

984,7

1 302,0

1 878,8

1 826,1

1 834,8

1 841,9

ГТЭС ЗАО «ЛУКОЙЛ-АИК»

129,2

119,9

123,5

123,5

123,5

123,5

123,5

ГТЭС ОАО «ТНК – Нягань»

-

139,4

372,1

555,0

555,0

555,0

556,6

Потребление всего

65 673,5

66 694,0

67 741,5

68 857,3

68 904,6

69 013,3

68 972,0

Сальдо-переток (избыток)

12 933,8

15 180,8

20 853,1

24 958,9

27 473,7

28 011,1

30 691,9

При прогнозируемой динамике роста электропотребления выработка электроэнергии возрастет с ожидаемой 81 735,4 млн. кВт∙ч в 2011 году до 99 107,3 к 2016 году (среднегодовой прирост составит 3,5 %). При прогнозируемом среднегодовом приросте электропотребления 0,7 % ожидается рост суммарного сальдо - перетока (избытка) энергорайона с 15 180,8 млн. кВт∙ч. в 2011 году до 30 691,9 млн. кВт∙ч в 2016 году (при осуществлении всех планируемых вводов генерирующего оборудования).

Прогнозный баланс мощности на зимний максимум по территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры до 2016 года, МВт

 

2011

2012

2013

2014

2015

2016

Выработка всего

11 031,0

11 549,8

12 063,7

12 467,7

12 886,7

13 297,5

в том числе

 

 

 

 

 

 

ТЭС

10 025,9

10 443,9

10 861,9

11 271,9

11 689,9

12 099,9

ОАО "ОГК-"2 (Сургутская ГРЭС-1)

2 980,6

2 980,6

2 980,6

2 980,6

2 980,6

2 980,6

ОАО "ОГК-4" (Сургутская ГРЭС-2)

5 445,3

5 445,3

5 445,3

5 445,3

5 445,3

5 445,3

ЗАО "Нижневартовская ГРЭС"

1 600,0

1 600,0

1 600,0

2 010,0

2 010,0

2 420,0

ОАО Фортум (Няганьская ГРЭС)

-

418,0

836,0

836,0

1 254,0

1 254,0

ГТЭС

1 005,1

1 105,9

1 201,8

1 195,8

1 196,7

1 197,6

ОАО "Передвижная энегетика" (Казымская ГТЭС)

49

49

49

49

49

49

Приобская ГТЭС

266,0

266,0

266,0

266,0

266,0

266,0

Южно - Приобская ГТЭС

86

86

86

86

86

86

ГТЭС ОАО "СНГ"

455,0

485,0

515,0

515,0

515,0

515,0

ГТЭС ОАО "Лукойл-Западная Сибирь";

113,0

148,6

214,5

208,5

209,4

210,3

ГТЭС ЗАО "ЛУКОЙЛ-АИК"

15,0

15,0

15,0

15,0

15,0

15,0

ГТЭС ОАО "ТНК-Нягань"

21,1

56,3

56,3

56,3

56,3

56,3

Потребление всего

8 549

8 720

8 886

8 930

8 965

8 982

Сальдо-переток (избыток)

2 481,9

2 829,9

3 177,9

3 537,9

3 921,9

4 315,9

Таким образом, своевременный, в соответствии с запланированными сроками, ввод генерирующих мощностей на территории Ханты-Мансийского автономного округа позволит обеспечить необходимый для стабильной работы энергосистемы резерв мощности и гарантирует бесперебойное энергообеспечение для дальнейшей разработки основного нефтегазоносного региона России, которым является Югра.

4.7. Определение развития электрической сети напряжением 110 кВ и выше по годам на основании расчетов электрических режимов.

4.8. Определение и уточнение перечня «узких мест» в электрической сети напряжением 110 кВ и выше, с описанием возможных технологических ограничений, обусловленных их возникновением, и разработка предварительных предложений в виде перечня по вводам электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше для ликвидации «узких мест».

4.9. Проверка достаточности предлагаемых электросетевых решений для ликвидации «узких мест» и, при необходимости, проведение корректировки перечня.

4.10. Формирование перечня электросетевых объектов напряжением 110 кВ и выше, рекомендуемых к вводу, в том числе для устранения «узких мест» в электрической сети напряжением 110 кВ и выше.

4.11. Сводные данные по развитию электрической сети напряжением 220 кВ с выделением сводных данных для сети 110 кВ и ниже (для каждого года).

В соответствии с проведенными филиалом ОАО «СО ЕЭС» Тюменское РДУ балансовыми и электрическими расчетами определен перечень «узких мест» в электрической сети напряжением 110 кВ и выше (подробное описание представлено в разделе 3).

Для достижения целей и решения задач, стоящих перед электроэнергетикой Ханты-Мансийского автономного округа – Югры в перспективе до 2016 года (подробное описание представлено в пункте 4.1), а также для ликвидации вышеуказанных «узких мест» энергосистемы Югры, с учетом предложений филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Западной Сибири и ОАО «Тюменьэнерго» сформированы сводные перечни строительства электросетевых объектов.

Строительство и ввод электросетевых объектов, представленных в данных перечнях, синхронизированы по срокам между собой, а также со сроками ввода объектов генерации на территории автономного округа.

Перечень строительства электросетевых объектов по Ханты-Мансийскому автономному округу – Югре за период 2011-2016 гг. представлены в приложениях 5 – 9.

Карта-схема электрических сетей напряжением 110 кВ и выше по Ханты-Мансийскому автономному округу – Югре на период до 2016 года, составленная в соответствии с вышеуказанными перечнями строительства электросетевых объектов, представлена в приложении 10.

4.12. Определение потребности электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе на основании балансов электрической и тепловой энергии.

Потребность в топливе крупных электростанций

Ханты-Мансийского автономного округа Югры

на период до 2016 года

Показатели

Расход топлива (газ) в разрезе по годам,

млн. м3.

 

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

всего:

18 880,3

19 151,5

20 626,3

21 449

21 606,9

22 323

22 323

в том числе:

 

Сургутская ГРЭС-1

6 731,2

6 684

6 735

6 739

6 557

6 560

6 560

Сургутская ГРЭС-2*

9 280

9 400

10 090

10 090

10 090

10 090

10 090

Нижневартовская ГРЭС**

2 936,5

3 067,5

2 988,3

2 994

3 333,9

3 234

3 234

Няганская ГРЭС ***

 

 

813

1 626

1 626

2 439

2 439

Примечания:

* на Сургутской ГРЭС-2 увеличение расхода топлива в связано с вводом в 2011 году эксплуатацию 7-го и 8-го энергоблоков;

** на Нижневартовской ГРЭС увеличение расхода топлива планируется в 2014 году в связи с вводом 3-го энергоблока;

*** на Няганской ГРЭС рост потребностей топлива планируется в соответствии с плановыми сроками ввода энергоблоков №1 – 2011 год, №2 – 2012 год, №3 – 2013 год.

 

4.13. Прогноз развития теплосетевого хозяйства на территории Ханты-Мансийского автономного округа – Югры на период до 2016 года.

В перспективе развития теплосетевого хозяйства планируется оптимизация существующих систем теплоснабжения муниципальных образований автономного округа.

Поскольку в ряде городов существует значительный потенциал экономии энергоресурсов за счет реализации схемных решений, то в соответствии с Федеральным законом от 27 июля 2010 г. № 190-ФЗ «О теплоснабжении» в крупных городах автономного округа необходимо, в первую очередь, разработать комплексные схемы теплоснабжения, которые станут основой для разработки программ энергосбережения регулируемых организаций.

Постановлением Правительства Ханты-Мансийского автономного округа – Югры от 23 июня 2011 г. № 237-п утверждена новая редакция целевой программы «Энергосбережение и повышение энергетической эффективности в Ханты-Мансийском автономном округе – Югре на 2011 - 2015 годы и на перспективу до 2020 года». Программой предусмотрена разработка:

  • схем теплоснабжения следующих муниципальных образований: Когалым, Нягань, Сургут, Советский и Кондинский районы в 2011 году;
  • схем теплоснабжения городов: Нижневартовск, Нефтеюганск, Ханты-Мансийск, Покачи, Югорск в 2012 году;
  • схем теплоснабжения городов: Мегион, Радужный, Урай, Лангепас, Пыть-Ях, Белоярский, Березовский, Сургутский, Нефтеюганский, Нижневартовский, Октябрьский, Ханты-Мансийский районы в 2013 году.

В последующие годы в рамках корректировки Программы в перечень мероприятий планируется включить разработку схем теплоснабжения по прочим населенным пунктам.

С целью обеспечения теплоснабжением населенных пунктов автономного округа с децентрализованным электроснабжением разработан проект реконструкции и модернизации теплоисточников и систем теплоснабжения.

Основными направлениями проекта являются строительство и модернизация систем теплоснабжения в технологически изолированных территориях автономного округа с использованием когенерационных установок, работающих в режиме комбинированной выработки энергоресурсов в целях обеспечения покрытия дефицита мощности энергоресурсов, повышения качества и энергоэффективности производства энергоресурсов, а также поставлены задачи развития производства биотоплива и переход от использования угля и нефти к биотопливу и природному газу, что позволит значительно сократить выброс вредных веществ в атмосферу.

Проектом предусмотрено внедрение когенерационных установок на базе дизельгенераторов в период 2011-2012 годов, в семи населенных пунктах автономного округа (Ванзеват Белоярского района, Шугур и Междуреченский Кондинского района, Согом Ханты-Мансийского района, Горнореченск Октябрьского района, Корлики Нижневартовского района, Игрим Березовского района).

В рамках реализации проекта подписан меморандум о сотрудничестве между Правительством Ханты-Мансийского автономного округа – Югры и Европейским банком реконструкции и развития (ЕБРР). Выделен грант ЕБРР и проведено технико-экономическое исследование возможностей развития и модернизации систем теплоснабжения автономного округа.

В рамках реализации план-графика синхронизации реконструкции и модернизации теплоисточников и систем теплоснабжения ведется работа по строительству межпоселковых и внутрипоселковых газопроводов с целью надежного обеспечения природным газом котельных, осуществляющих теплоснабжение объектов соцкультбыта, социальной сферы и жилищного фонда населенных пунктов автономного округа.

 

Приложение 1

к схеме и программе развития электроэнергетики  Ханты-Мансийского автономного округа – Югры на 2011-2016 годы

 

Перечень существующих ЛЭП,

класс напряжения, которых равен или превышает 110 кВ,

на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры

 

Класс напряже

ния

Диспетчерское название

Принадлежность

 
 

500 кВ

 

1

500

ВЛ 500 кВ Mагистральная-Cомкинская

МЭС ЗС

 

2

500

ВЛ 500 кВ Cургутская ГPЭC-1-Cомкинская

МЭС ЗС

 

3

500

ВЛ 500 кВ Cургутская ГPЭC-2-Cомкинская

МЭС ЗС

 

4

500

ВЛ 500 кВ Cургутская ГPЭC-1 - Пыть-Ях

МЭС ЗС

 

5

500

ВЛ 500 кВ Cургутская ГPЭC-2 - Пыть-Ях

МЭС ЗС

 

6

500

ВЛ 500 кВ Cургутская ГPЭC-1 - Xолмогорская

МЭС ЗС

 

7

500

ВЛ 500 кВ Cургутская ГPЭC-2 - Xолмогорская

МЭС ЗС

 

8

500

ВЛ 500 кВ Cургутская ГPЭC-2 - Kустовая

МЭС ЗС

 

9

500

ВЛ 500 кВ Cургутская ГPЭC-2 - Cибирская

МЭС ЗС

 

10

500

ВЛ 500 кВ Нижневартовская ГРЭС - Cибирская

МЭС ЗС

 

11

500

ВЛ 500 кВ Cургутская ГPЭC-1 - Трачуковская

МЭС ЗС

 

12

500

ВЛ 500 кВ Cургутская ГPЭC-2 - Пересвет

МЭС ЗС

 

13

500

ВЛ 500 кВ Пересвет - Ильково

МЭС ЗС

 

14

500

ВЛ 500 кВ Ильково - Луговая

МЭС ЗС

 

15

500

ВЛ 500 кВ Cомкинская - Пересвет

МЭС ЗС

 

16

500

ВЛ 500 кВ НВГРЭС - Белозерная

МЭС ЗС

 

17

500

ВЛ 500 кВ Kустовая - Белозерная

МЭС ЗС

 

18

500

ВЛ 500 кВ Cибирская-Tрачуковская

МЭС ЗС

 

220 кВ

 

1

220

 Усть-Балык - Ленинская

МЭС ЗС

 

2

220

 Сомкинская - Ленинская

МЭС ЗС

 

3

220

 Пыть-Ях - Усть-Балык -2

МЭС ЗС

 

4

220

 Пыть-Ях - Усть-Балык -1

МЭС ЗС

 

5

220

 Пыть-Ях - Кратер

МЭС ЗС

 

6

220

 Пыть-Ях - ЮБГПЗ

МЭС ЗС

 

7

220

 Магистральная - Кратер

МЭС ЗС

 

8

220

 Магистральная - ЮБГПЗ

МЭС ЗС

 

9

220

 Магистральная - Правдинская

МЭС ЗС

 

10

220

 Правдинская - Росляковская с отп.на ПС Югра

МЭС ЗС

 

11

220

 Магистральная- Росляковская с отп. на ПС Югра

МЭС ЗС

 

12

220

 Магистральная- КС-5-1

МЭС ЗС

 

13

220

 Магистральная- КС-5-2

МЭС ЗС

 

14

220

 Луговая - Cотник-1

МЭС ЗС

 

15

220

 Луговая - Cотник-2

МЭС ЗС

 

16

220

 Ильково - Красноленинская-2

МЭС ЗС

 

17

220

 Ильково - Красноленинская-1

МЭС ЗС

 

18

220

 Ильково-КГПЗ

МЭС ЗС

 

19

220

 Красноленинская - КГПЗ

МЭС ЗС

 

20

220

 Луговая - Новая

МЭС ЗС

 

21

220

 Ягодная - Новая

МЭС ЗС

 

22

220

 Луговая - Ягодная

МЭС ЗС

 

23

220

 Катыш - Сотник

МЭС ЗС

 

24

220

 Ильичевка - Сотник

МЭС ЗС

 

25

220

 Новая- Хора

МЭС ЗС

 

27

220

 Ильково - Хора

МЭС ЗС

 

28

220

 Новая - Картопья

МЭС ЗС

 

29

220

 СГРЭС-1 - СГРЭС-2 - 1ц

МЭС ЗС

 

30

220

 СГРЭС-1 - СГРЭС-2 - 2ц

МЭС ЗС

 

31

220

 СГРЭС-1 - Имилор

МЭС ЗС

 

32

220

 СГРЭС-1 - Восточно-Моховая

МЭС ЗС

 

33

220

 СГРЭС-1- Полоцкая-1

МЭС ЗС

 

34

220

 СГРЭС-1 - Сургут

МЭС ЗС

 

35

220

 СГРЭС-1 - Барсово

МЭС ЗС

 

36

220

 СГРЭС-1 - КС-3-2

МЭС ЗС

 

37

220

 СГРЭС-1 - КС-3-1

МЭС ЗС

 

38

220

 Пересвет - Сомкинская

МЭС ЗС

 

39

220

 Пересвет - Полоцкая

МЭС ЗС

 

40

220

 Пересвет - Пимская

МЭС ЗС

 

41

220

 Пересвет - Контур-1

МЭС ЗС

 

42

220

 Пересвет - Контур-2

МЭС ЗС

 

43

220

 Пересвет - Шубинская

МЭС ЗС

 

44

220

 Полоцкая - Шубинская

МЭС ЗС

 

45

220

 Полоцкая - Пачетлор-1

МЭС ЗС

 

46

220

 Полоцкая - Пачетлор-2

МЭС ЗС

 

47

220

 Сомкинская - Пимская

МЭС ЗС

 

48

220

 Сомкинская - Полоцкая-3

МЭС ЗС

 

49

220

 Сомкинская - Полоцкая-2

МЭС ЗС

 

50

220

 Сомкинская - Полоцкая-1

МЭС ЗС

 

51

220

 Сургут- Полоцкая с отп. на ПС Искра

МЭС ЗС

 

51

220

 Барсово - Полоцкая

МЭС ЗС

 

53

220

 Трачуковская - Урьевская-3

МЭС ЗС

 

54

220

 Трачуковская - Урьевская-2

МЭС ЗС

 

55

220

 Трачуковская - Урьевская-1

МЭС ЗС

 

56

220

 Трачуковская - Кирьяновская

МЭС ЗС

 

57

220

 Трачуковская - ГПП-2

МЭС ЗС

 

58

220

 Трачуковская-Лас-Еганская

МЭС ЗС

 

59

220

Лас-Еганская -Прогресс

МЭС ЗС

 

60

220

 КС-3 - Прогресс

МЭС ЗС

 

61

220

 КС-3 - Урьевская-2

МЭС ЗС

 

62

220

 КС-3 - Урьевская-1

МЭС ЗС

 

63

220

 Сибирская - Кирьяновская

МЭС ЗС

 

64

220

 Сибирская - Мегион-1

МЭС ЗС

 

65

220

 Сибирская - Мегион-2

МЭС ЗС

 

66

220

 Сибирская - Эмтор

МЭС ЗС

 

67

220

 Сибирская - Кварц

МЭС ЗС

 

68

220

Топаз - Сибирская

МЭС ЗС

 

69

220

 Белозерная - Компрессорная

МЭС ЗС

 

70

220

 Белозерная - Мачтовая

МЭС ЗС

 

71

220

 Белозерная - Надежда

МЭС ЗС

 

72

220

Орбита -Белозерная

МЭС ЗС

 

73

220

 Белозерная - Газовая-1

МЭС ЗС

 

74

220

 Белозерная - Газовая-2

МЭС ЗС

 

75

220

 Варьеган - Мачтовая

МЭС ЗС

 

76

220

 Варьеган - Компрессорная

МЭС ЗС

 

77

220

 Мирная - Кварц

МЭС ЗС

 

78

220

 Варьеган - Зима

МЭС ЗС

 

79

220

 Варьеган - Северный Варьеган

МЭС ЗС

 

80

220

 НВГРЭС - Советско-Соснинская-2

МЭС ЗС

 

81

220

 НВГРЭС - Советско-Соснинская-1

МЭС ЗС

 

82

220

 HBГPЭC -Сибирская-1

МЭС ЗС

 

83

220

 HBГPЭC -Сибирская-3

МЭС ЗС

 

84

220

 HBГPЭC -Сибирская-4

МЭС ЗС

 

85

220

 НВГРЭС - Эмтор

МЭС ЗС

 

86

220

 НВГРЭС - Мираж

МЭС ЗС

 

87

220

 Космос - Мираж

МЭС ЗС

 

88

220

 Мираж - Надежда

МЭС ЗС

 

89

220

 Мирная - Кустовая

МЭС ЗС

 

90

220

 Мираж-Белозерная

МЭС ЗС

 

91

220

 Кустовая-Комета-1

МЭС ЗС

 

92

220

 Кустовая-Комета-2

МЭС ЗС

 

93

220

 Варьеган - Кустовая

МЭС ЗС

 

94

220

 Кустовая - Топаз

МЭС ЗС

 

95

220

 Кустовая - Орбита

МЭС ЗС

 

96

220

 Сибирская - ГПП2

МЭС ЗС

 

97

220

 Восточно-Моховая - Когалым

МЭС ЗС

 

98

220

 Имилор - Кирилловская

МЭС ЗС

 

99

220

 НВГРЭС - Космос

МЭС ЗС

 

110 кВ

 

1

 110

Сотник-Тавда-2

ОАО «ТЭ»

 

2

110

МДФ - Тавда

ОАО «ТЭ»

 

3

110

Сотник - МДФ

ОАО «ТЭ»

 

4

110

Сотник-Ягодная-1

ОАО «ТЭ»

 

5

110

Сотник-Ягодная-2

ОАО «ТЭ»

 

6

110

Сотник-Евра

ОАО «ТЭ»

 

7

110

Сотник-Шаим

ОАО «ТЭ»

 

8

110

Ягодная-Леуши-1

ОАО «ТЭ»

 

9

110

Ягодная-Леуши-2

ОАО «ТЭ»

 

10

110

Ягодная-Березовая-1

ОАО «ТЭ»

 

11

110

Ягодная-Березовая-2

ОАО «ТЭ»

 

12

110

Евра-Урай

ОАО «ТЭ»

 

13

110

Урай-Шаим

ОАО «ТЭ»

 

14

110

Урай-Новая-1

ОАО «ТЭ»

 

15

110

Урай-Новая-2

ОАО «ТЭ»

 

16

110

Новая-Лазаревская-1

ОАО «ТЭ»

 

17

110

Новая-Лазаревская-2

ОАО «ТЭ»

 

18

110

Новая-Картопья

ОАО «ТЭ»

 

19

110

Новая-Советская

ОАО «ТЭ»

 

20

110

Советская-Картопья

ОАО «ТЭ»

 

21

110

Лазаревская-Хора

ОАО «ТЭ»

 

22

110

Яхлинская-Хора

ОАО «ТЭ»

 

23

110

Лазаревская-Яхлинская

ОАО «ТЭ»

 

24

110

Картопья-Соболиная-1

ОАО «ТЭ»

 

25

110

Картопья-Соболиная-2

ОАО «ТЭ»

 

26

110

Картопья-Агириш

ОАО «ТЭ»

 

27

110

Картопья-Новокомсомольская

ОАО «ТЭ»

 

28

110

Картопья-Вандмтор-1

ОАО «ТЭ»

 

29

110

Картопья-Вандмтор-2

ОАО «ТЭ»

 

30

110

Картопья-Атымья-1

ОАО «ТЭ»

 

31

110

Картопья-Атымья-2

ОАО «ТЭ»

 

32

110

Красноленинская -Скважина 1

ОАО «ТЭ»

 

33

110

Красноленинская -Скважина 2

ОАО «ТЭ»

 

34

110

Красноленинская - Чистая 1

ОАО «ТЭ»

 

35

110

Красноленинская - Чистая 2

ОАО «ТЭ»

 

36

110

Красноленинская - Ендырская 1

ОАО «ТЭ»

 

37

110

Красноленинская - Ендырская 2

ОАО «ТЭ»

 

38

110

Красноленинская - Вандмтор 1

ОАО «ТЭ»

 

39

110

Красноленинская - Вандмтор 2

ОАО «ТЭ»

 

40

110

Картопья - Вандмтор 1

ОАО «ТЭ»

 

41

110

Картопья - Вандмтор 2

ОАО «ТЭ»

 

42

110

Вандмтор - Сергино

ОАО «ТЭ»

 

43

110

Вандмтор-Шеркалы

ОАО «ТЭ»

 

44

110

Лазаревская - Хора

ОАО «ТЭ»

 

45

110

Яхлинская - Хора

ОАО «ТЭ»

 

46

110

Нулевая - Хора

ОАО «ТЭ»

 

47

110

 Красноленинская - Хора

ОАО «ТЭ»

 

48

110

Красноленинская -Нулевая

ОАО «ТЭ»

 

49

110

Хора - КНС- 5

ОАО «ТЭ»

 

50

110

 Хора - ЦПС Южный

ОАО «ТЭ»

 

51

110

КНС 5 - ЦПСЮжный

ОАО «ТЭ»

 

52

110

 Хора - КНС 27- 1

ОАО «ТЭ»

 

53

110

 Хора - КНС 27- 2

ОАО «ТЭ»

 

54

110

 Надым - Лонг -Юган - Сорум

ОАО «ТЭ»

 

55

110

Сорум -Верхнеказымская

ОАО «ТЭ»

 

56

110

Верхнеказымская -Белоярская

ОАО «ТЭ»

 

57

110

КГТЭС - Белоярская 1

ОАО «ТЭ»

 

58

110

КГТЭС - Белоярская 2

ОАО «ТЭ»

 

59

110

Белоярская- Шеркалы

ОАО «ТЭ»

 

60

110

Белоярская- Перегребное

ОАО «ТЭ»

 

61

110

Белоярская - Амня

ОАО «ТЭ»

 

62

110

Белоярская - Полноват 1

ОАО «ТЭ»

 

63

110

Белоярская - Полноват 2

 

64

110

Ленинская-Нефтеюганская-1

ОАО «ТЭ»

 

65

110

Ленинская-Нефтеюганская-2

ОАО «ТЭ»

 

66

110

Ленинская-Лосинка-1

ОАО «ТЭ»

 

67

110

Ленинская-Лосинка-2

ОАО «ТЭ»

 

68

110

Пыть-Ях-Лосинка-1

ОАО «ТЭ»

 

69

110

Пыть-Ях-Лосинка-2

ОАО «ТЭ»

 

70

110

Ленинская-Широковская

ОАО «ТЭ»

 

71

110

Ленинская-Восточный ПП

ОАО «ТЭ»

 

72

110

Восточный ПП-Угутская-1

ОАО «ТЭ»

 

73

110

Восточный ПП-Угутская-2

ОАО «ТЭ»

 

74

110

Пыть-Ях-Восточный ПП-1

ОАО «ТЭ»

 

75

110

Пыть-Ях-Восточный ПП-2

ОАО «ТЭ»

 

76

110

Пыть-Ях -Парус-1

ОАО «ТЭ»

 

77

110

Пыть-Ях -Парус-2

ОАО «ТЭ»

 

78

110

Пыть-Ях-Кратер-1

ОАО «ТЭ»

 

79

110

Пыть-Ях-Кратер-2

ОАО «ТЭ»

 

80

110

Пыть-Ях - Кратер-3

ОАО «ТЭ»

 

81

110

Пыть-Ях - Кратер-4

ОАО «ТЭ»

 

82

110

Кратер - Средний-Балык-1

ОАО «ТЭ»

 

83

110

Кратер-Средний-Балык-2

ОАО «ТЭ»

 

84

110

Средний-Балык-КНС-20-1

ОАО «ТЭ»

 

85

110

Средний-Балык-КНС-20-2

ОАО «ТЭ»

 

86

110

Магистральная-Кинтус-1

ОАО «ТЭ»

 

87

110

Магистральная-Кинтус-2

ОАО «ТЭ»

 

88

110

Магистральная-Средний Балык-1

ОАО «ТЭ»

 

89

110

Магистральная-Средний Балык-2

ОАО «ТЭ»

 

90

110

Магистральная-Петелинская

ОАО «ТЭ»

 

91

110

Магистральная-Пойковская

ОАО «ТЭ»

 

92

110

Правдинская-Петелинская

ОАО «ТЭ»

 

93

110

Правдинская-Пойковская

ОАО «ТЭ»

 

94

110

Правдинская-Сатарино-1

ОАО «ТЭ»

 

95

110

Правдинская-Сатарино-2

ОАО «ТЭ»

 

96

110

Правдинская-Сагатьях

ОАО «ТЭ»

 

97

110

Правдинская-Водозабор-1

ОАО «ТЭ»

 

98

110

Правдинская-Водозабор-2

ОАО «ТЭ»

 

99

110

Правдинская-Росляковская-1

ОАО «ТЭ»

 

100

110

Правдинская-Росляковская-2

ОАО «ТЭ»

 

101

110

Росляковская-Приобская

ОАО «ТЭ»

 

102

110

Югра-Самарово-1

ОАО «ТЭ»

 

103

110

Югра-Самарово-2

ОАО «ТЭ»

 

104

110

Кинтус -Вандрас

ОАО «ТЭ»

 

105

110

Вандрас -КС-6

ОАО «ТЭ»

 

106

110

Кинтус-ЛПХ

ОАО «ТЭ»

 

107

110

КС-6-Эвихон

ОАО «ТЭ»

 

108

110

Снежная-Эвихон

ОАО «ТЭ»

 

109

110

Югра-Луговская-1

ОАО «ТЭ»

 

110

110

Югра-Луговская-2

ОАО «ТЭ»

 

111

110

Фоминская-Югра-1

ОАО «ТЭ»

 

112

110

Фоминская-Югра-2

ОАО «ТЭ»

 

113

110

Снежная-Фоминская-1

ОАО «ТЭ»

 

114

110

Снежная-Фоминская-2

ОАО «ТЭ»

 

115

110

Восточный ПП-Широковская

2/3 ООО РН «ЮНГ», 1/3 ТЭ

 

116

110

Южно-Приобская ГТЭС - КНС-4 -1

ООО «НЭН»

 

117

110

Южно-Приобская ГТЭС - КНС-4 -2

ООО «НЭН»

 

118

110

Магистральная-Корниловская-1

ООО «ЮНГ-ЭН»

 

119

110

Магистральная-Корниловская-2

ООО «ЮНГ

 

120

110

Шубинская-Приобская

ООО «ЮНГ

 

121

110

Росляковская-Приобская

ООО «ЮНГ

 

122

110

Росляковская-Шубинская-1

ООО «ЮНГ

 

123

110

Росляковская-Шубинская-2

ООО «ЮНГ

 

124

110

Росляковская-Куделинская

ООО «ЮНГ

 

125

110

Шубинская-Куделинская

ООО «ЮНГ

 

126

110

Шубинская-ЦПС-1

ООО «ЮНГ

 

127

110

Шубинская-ЦПС-2

ООО «ЮНГ

 

128

110

Шубинская-Пирс-1

ООО «ЮНГ

 

129

110

Шубинская-Пирс-2

ООО «ЮНГ

 

130

110

Шубинская-Монастырская-1

ООО «ЮНГ

 

131

110

Шубинская-Монастырская-2

ООО «ЮНГ

 

132

110

Монастырская- Озерная-1

ООО «ЮНГ

 

133

110

Монастырская- Озерная-2

ООО «ЮНГ

 

134

110

Монастырская- Муратовская -1

ООО «ЮНГ

 

135

110

Монастырская- Муратовская -2

ООО «ЮНГ

 

136

110

Монастырская- Росляковская -1

ООО «ЮНГ

 

137

110

Монастырская- Росляковская -2

ООО «ЮНГ

 

138

110

Фоминская-Южно-Приобская ГТЭС -1

ООО «ЮНГ

 

139

110

Фоминская-Южно-Приобская ГТЭС -2

ООО «ЮНГ

 

140

110

Сургут-Имилор-1

ООО «ЮНГ

 

141

110

Сургут-Имилор-2

ООО «ЮНГ

 

142

110

Имилор-В.Моховая-1

ООО «ЮНГ

 

143

110

Имилор-В.Моховая-2

ООО «ЮНГ

 

144

110

В.Моховая-Сова-1

ООО «ЮНГ

 

145

110

В.Моховая-Сова-2

ООО «ЮНГ

 

146

110

Пачетлор-Имилор-1

ООО «ЮНГ

 

147

110

Пачетлор-Имилор-2

ООО «ЮНГ

 

148

110

Пачетлор-КНС11-1

ООО «ЮНГ

 

149

110

Пачетлор-КНС11-2

ООО «ЮНГ

 

150

110

Пачетлор-Брусничная-1

ООО «ЮНГ

 

151

110

Пачетлор-Брусничная-2

ООО «ЮНГ

 

152

110

Пачетлор-Контур-1

ООО «ЮНГ

 

153

110

Пачетлор-Прометей

ТЭ, ОАО «СНГ»

 

154

110

Контур-Прометей

ТЭ, ОАО «СНГ»

 

155

110

Имилор- В.Моховая-3

ОАО «ТЭ»

 

156

110

Имилор- В.Моховая-4

ОАО «ТЭ»

 

157

110

В.Моховая-Слава

филиал ОАО «ТЭ» Сур ЭС,

 

158

110

Сургут-Полоцкая-1

ТЭ, ОАО «СНГ»

 

159

110

Сургут-Полоцкая-2

 

160

110

Полоцкая-Пимская-1

ОАО «ТЭ»

 

161

110

Полоцкая-Пимская-2

ОАО «ТЭ»

 

162

110

Полоцкая-Конденсат

ТЭ, ООО "Сургут ГазПром"

 

163

110

Сургут-Барсово-1

ОАО «ТЭ»

 

164

110

Сургут-Барсово-2

ОАО «ТЭ»

 

165

110

Барсово-Берёзка-2

ОАО «ТЭ»

 

166

110

Полоцкая-Блочная-1

ОАО «ТЭ»

 

167

110

Полоцкая-Блочная-2

ОАО «ТЭ»

 

168

110

Сургут-Береговая

ОАО «ТЭ»

 

169

110

Полоцкая-Береговая

ОАО «ТЭ»

 

170

110

Сургут-Конденсат

ОАО «ТЭ»

 

171

110

Сургут-Олимпийская

ОАО «ТЭ»

 

172

110

Сургут-Северная

ОАО «ТЭ»

 

173

110

Сургут-Западная

ОАО «ТЭ»

 

174

110

Сургут-Зелёная

ОАО «ТЭ»

 

175

110

Барсово-Северная

ОАО «ТЭ»

 

176

110

Барсово-Олимпийская

ОАО «ТЭ»

 

177

110

Барсово-Зелёная

ОАО «ТЭ»

 

178

110

Западно - Камынская-Пимская-1

ОАО «ТЭ»

 

179

110

Западно - Камынская-Пимская-2

 

180

110

Пимская-Лямино

ОАО «ТЭ»

 

181

110

Пимская-Контур-1

ОАО «ТЭ»

 

182

110

Пимская-Контур-2

ОАО «ТЭ»

 

183

110

Пимская-Контур-4

ОАО «ТЭ»

 

184

110

Пимская-Транспортная

ОАО «ТЭ»

 

185

110

Контур-Транспортная

ОАО «ТЭ»

 

186

110

Ай-Пимская-Северо-Ай-Пимская-1

ОАО «ТЭ»

 

187

110

Ай-Пимская-Северо-Ай-Пимская-2

ОАО «ТЭ»

 

188

110

Контур-Лукъявинская-1

ОАО «ТЭ»

 

189

110

Контур-Лукъявинская--2

ОАО «ТЭ»

 

190

110

Пимская-КНС-3

ОАО «ТЭ»

 

191

110

Контур-Ай-Пимская-1

ОАО «ТЭ»

 

192

110

Контур-Ай-Пимская-2

ОАО «ТЭ»

 

193

110

Сова-Сарымская-1

ОАО «ТЭ»

 

194

110

Сова-Сарымская-2

ОАО «ТЭ»

 

195

110

Сова-Паклиновская-1

ОАО «СНГ»

 

196

110

Сова-Паклиновская-2

 

197

110

Паклиновская-Лукъявинская-1

ОАО «СНГ»

 

198

110

Паклиновская-Лукъявинская-2

 

199

110

З.-Камынская-Ай-Пимская-1

ОАО «СНГ»

 

200

110

З.-Камынская-Ай-Пимская-2

 

201

110

Лукъявинская-Верхне-Надымская-1

ОАО «СНГ»

 

202

110

Лукъявинская-Верхне-Надымская-2

 

203

110

З.-Камынская-Селияровская-1

ОАО «СНГ»

 

204

110

З.-Камынская-Селияровская-2

 

205

110

Варьеган- Мачтовая-1

ОАО «ТЭ»

 

206

110

Варьеган- Мачтовая-2

ОАО «ТЭ»

 

207

110

Варьеган-Мачтовая-3

ОАО «ТЭ»

 

208

110

Варьеган- Мачтовая-4

ОАО «ТЭ»

 

209

110

Кольцевая- Белозерная-1

ОАО «ТЭ»

 

210

110

Кольцевая- Белозерная-2

ОАО «ТЭ»

 

211

110

Мачтовая- Кедровая-1

ОАО «ТЭ»

 

212

110

Мачтовая- Кедровая-2

ОАО «ТЭ»

 

213

110

Белозерная-Пламя

ОАО «ТЭ»

 

214

110

Пламя-Орбита

ОАО «ТЭ»

 

215

110

Белозерная-Орбита

ОАО «ТЭ»

 

216

110

Мирная- Факел-1

ОАО «ТЭ»

 

217

110

Мирная- Факел-2

ОАО «ТЭ»

 

218

110

Мираж- Кольцевая-1

ОАО «ТЭ»

 

219

110

Мираж- Кольцевая-2

ОАО «ТЭ»

 

220

110

Эмтор-Гидронамыв

ОАО «ТЭ»

 

221

110

Гидронамыв-Космос

ОАО «ТЭ»

 

222

110

Эмтор-Излучина

ОАО «ТЭ»

 

223

110

Излучина-Космос

ОАО «ТЭ»

 

224

110

Мегион-Западная

ОАО «ТЭ»

 

225

110

Западная-Эмтор

ОАО «ТЭ»

 

226

110

Мегион-Восток

ОАО «ТЭ»

 

227

110

Восток-Эмтор

ОАО «ТЭ»

 

228

110

Мегион - Самотлор -1

ОАО «ТЭ»

 

229

110

Мегион- Самотлор-2

ОАО «ТЭ»

 

230

110

Самотлор- Космос-1

ОАО «ТЭ»

 

231

110

Самотлор - Космос- 2

ОАО «ТЭ»

 

232

110

Самотлор- Мирная-1

ОАО «ТЭ»

 

233

110

Самотлор- Мирная-2

ОАО «ТЭ»

 

234

110

Космос-Вах

ОАО «ТЭ»

 

235

110

Космос-Медвежья

ОАО «ТЭ»

 

236

110

Космос- Мираж-1

ОАО «ТЭ»

 

237

110

Космос- Мираж-2

ОАО «ТЭ»

 

238

110

Космос- Мираж-3

ОАО «ТЭ»

 

239

110

Мегион- Кирьяновская-1

ОАО «ТЭ»

 

240

110

Мегион- Кирьяновская-2

ОАО «ТЭ»

 

241

110

Факел- Комета-1

ОАО «ТЭ»

 

242

110

Факел- Комета-2

ОАО «ТЭ»

 

243

110

Кирьяновская-ПП Восточный-2

ОАО «ТЭ»

 

244

110

Кирьяновская-Ореховская

ОАО «ТЭ»

 

245

110

Ореховская-ПП Восточный

ОАО «ТЭ»

 

246

110

ПП Восточный-Покамасовская-1

ОАО «ТЭ»

 

247

110

ПП Восточный-Покамасовская-2

ОАО «ТЭ»

 

248

110

Орбита- Факел-1

ОАО «ТЭ»

 

249

110

Орбита- Факел-2

ОАО «ТЭ»

 

250

110

Белозерная-Узловая

ОАО «ТЭ»

 

251

110

Белозерная- Меридиан-1

ОАО «ТЭ»

 

252

110

Белозерная- Меридиан-2

ОАО «ТЭ»

 

253

110

Космос-Лесная

ОАО «ТЭ»

 

254

110

Лесная-Мираж

ОАО «ТЭ»

 

255

110

Меридиан- Узловая-1

ОАО «ТЭ»

 

256

110

Меридиан- Узловая-2

ОАО «ТЭ»

 

257

110

Варьеган-Бахиловская

ОАО «ТЭ»

 

258

110

Узловая-Бахиловская

ОАО «ТЭ»

 

259

110

Варьеган-Северо-Хохряковская

ОАО «ТЭ»

 

260

110

Узловая-Северо-Хохряковская

ОАО «ТЭ»

 

261

110

Варьеган- Меридиан-1

ОАО «ТЭ»

 

262

110

Варьеган-Меридиан-2

ОАО «ТЭ»

 

263

110

Кирьяновская- ГПП-7-1

ОАО «ТЭ»

 

264

110

Кирьяновская- ГПП-7-2

ОАО «ТЭ»

 

265

110

Кирьяновская-Северо-Покурская-1

ОАО «ТЭ»

 

266

110

Мегион- ГПП-1-1

ОАО «ТЭ»

 

267

110

Мегион- ГПП-1-2

ОАО «ТЭ»

 

268

110

Мегион- Нижневартовская-1

ОАО «ТЭ»

 

269

110

Мегион- Нижневартовская-2

ОАО «ТЭ»

 

270

110

Эмтор-Савкинская-1

ОАО «ТЭ»

 

271

110

Эмтор-Савкинская-2

ОАО «ТЭ»

 

272

110

Космос- Озерная-1

ОАО «ТЭ»

 

273

110

Космос- Озерная-2

ОАО «ТЭ»

 

274

110

Мирная-КНС-5-1

ОАО «ТЭ»

 

275

110

Мирная-КНС-5-2

ОАО «ТЭ»

 

276

110

Комета- КНС-23-1

ОАО «ТЭ»

 

277

110

Комета- КНС-23-2

ОАО «ТЭ»

 

278

110

Комета- КНС-33-1

ОАО «ТЭ»

 

279

110

Комета- КНС-33-2

ОАО «ТЭ»

 

280

110

Комета- КНС-37-1

ОАО «ТЭ»

 

281

110

Комета- КНС-37-2

ОАО «ТЭ»

 

282

110

Белозерная- Ершовая-1

ОАО «ТЭ»

 

283

110

Белозерная - Ершовая-2

ОАО «ТЭ»

 

284

110

Белозерная-Сороминская-1

ОАО «ТЭ»

 

285

110

Меридиан- Молодежная-1

ОАО «ТЭ»

 

286

110

Меридиан- Молодежная-2

ОАО «ТЭ»

 

287

110

Северный Варьеган-Светлая-1

ОАО «ТЭ»

 

288

110

Северный Варьеган-Светлая-2

ОАО «ТЭ»

 

289

110

Северный Варьеган- КНС-5-1 Северо-Варьеганского месторождение

ОАО «ТЭ»

 

290

110

Северный Варьеган- КНС-5-2 Северо-Варьеганского месторождение

ОАО «ТЭ»

 

291

110

Мираж-Вах

ТЭ, ОАО «СНГ»

 

292

110

Мираж-Медвежья

ТЭ, ОАО «СНГ»

 

293

110

Кирьяновская-Лысенковская-1

ОАО «ТЭ»

 

294

110

Кирьяновская-Лысенковская-2

ОАО «ТЭ»

 

295

110

Комета-Лысенковская-1

ОАО «ТЭ»

 

296

110

Комета-Лысенковская-2

ОАО «ТЭ»

 

297

110

Кирьяновская-Ватинская

ОАО «ТЭ»

 

298

110

Факел- КНС-32-1

ОАО «ТЭ»

 

299

110

Факел- КНС-32-2

ОАО «ТЭ»

 

300

110

Узловая- Пермяк-1

ОАО «ТЭ»

 

301

110

Узловая- Пермяк-2

ОАО «ТЭ»

 

302

110

Узловая-Хохряково-1

ТЭ, ОАО «ННП»

 

303

110

Узловая-Хохряково-2

 

 

304

110

ПП Восточный-Чистинная-1

ОАО «СН МНГ»

 

305

110

ПП Восточный-Чистинная-2

 

 

306

110

Мегион- ГПП-2-1

ООО «НВГПК»

 

307

110

Мегион- ГПП-2-2

 

 

308

110

Эмтор- Городская-5-1

Администрация МО г . Нижневартовска

 

309

110

Эмтор- Городская-5-2

 

310

110

Узловая-КС Хохряковская

ОАО «ННП»

 

311

110

Когалым - Уральская-1

ОАО «ТЭ»

 

312

110

Когалым - Уральская-2

ОАО «ТЭ»

 

313

110

Когалым - Тевлин-1

ОАО «ТЭ»

 

314

110

Когалым - Тевлин-2

ОАО «ТЭ»

 

315

110

Когалым - Сарымская-1

ОАО «ТЭ»

 

316

110

Когалым - Сарымская-2

ОАО «ТЭ»

 

317

110

Сова - Сарымская-1

ОАО «ТЭ»

 

318

110

Сова - Сарымская-2

ОАО «ТЭ»

 

319

110

Уральская-Дружная

ОАО «ТЭ»

 

320

110

Кирилловская-Уральская-1

ОАО «ТЭ»

 

321

110

Кирилловская - Уральская-2

ОАО «ТЭ»

 

322

110

Кирилловская-Апрельская

ОАО «ТЭ»

 

323

110

Кирилловская-Дружная

ОАО «ТЭ»

 

324

110

Кирилловская- Инга-1

ОАО «ТЭ»

 

325

110

Кирилловская- Инга-2

ОАО «ТЭ»

 

326

110

Кирилловская - Айка

ОАО «ТЭ»

 

327

110

Инга-Таврическая

ОАО «ТЭ»

 

328

110

Инга -Южная

ОАО «ТЭ»

 

329

110

Южная-Слава

ОАО «ТЭ»

 

330

110

Восточно Моховая-Слава

ОАО «ТЭ»

 

331

110

Айка-Таврическая

ОАО «ТЭ»

 

332

110

Таврическая – КНС-5-1

ОАО «ТЭ»

 

333

110

Таврическая – КНС-5-2

ОАО «ТЭ»

 

334

110

Таврическая- Повховская-1

ОАО «ТЭ»

 

335

110

Таврическая- Повховская-2

ОАО «ТЭ»

 

336

110

Фотон-Таврическая

ОАО «ТЭ»

 

337

110

Прогресс - Таврическая

ОАО «ТЭ»

 

338

110

Прогресс - Фотон

ОАО «ТЭ»

 

339

110

Прогресс- Нефтяник-1

ОАО «ТЭ»

 

340

110

Прогресс- Нефтяник-2

ОАО «ТЭ»

 

341

110

Прогресс- Покачевская-1

ОАО «ТЭ»

 

342

110

Прогресс- Покачевская-2

ОАО «ТЭ»

 

343

110

Лас-Еганская- Прогресс-1

ОАО «ТЭ»

 

344

110

Лас-Еганская- Прогресс-2

ОАО «ТЭ»

 

345

110

Лас-Еганская- Урьевская-1

ОАО «ТЭ»

 

346

110

Лас-Еганская- Урьевская-2

ОАО «ТЭ»

 

347

110

Лас-Еганская- Северо-Поточная-1

ОАО «ТЭ»

 

348

110

Лас-Еганская- Северо -Поточная-2

ОАО «ТЭ»

 

349

110

Лас-Еганская - Нивагальская-1

ОАО «ТЭ»

 

350

110

Лас-Еганская - Нивагальская-2

ОАО «ТЭ»

 

351

110

Урьевская - Лангепас-1

ОАО «ТЭ»

 

352

110

Урьевская - Лангепас-2

ОАО «ТЭ»

 

353

110

Урьевская - Локосово-1

ОАО «ТЭ»

 

354

110

Урьевская - Локосово-2

ОАО «ТЭ»

 

355

110

Урьевская - Нефтепроводная-1

ОАО «ТЭ»

 

356

110

Урьевская- СевероПокурская

ОАО «ТЭ»

 

357

110

Урьевская - Ватинская

ОАО «ТЭ»

 

358

110

Северный Варьеган- Таврическая-1 (габ. 220кВ)

ООО «Лукойл ЗС»

 

359

110

Северный Варьеган- Таврическая-2

ОАО «ТЭ»

 
         

 

 

Приложение 2

к схеме и программе развития электроэнергетики  Ханты-Мансийского автономного округа – Югры на 2011-2016 годы

 

Перечень существующих ПС 500, 220, 110 кВ

на территории Ханты-Мансийского автономного округа - Югры

Класс напряжения,кВ

№ п/п

Наименование ПС

Принадлежность

500

1

Луговая

МЭС ЗС

2

Ильково

3

Магистральная

4

Пыть-Ях

5

Пересвет

6

Сомкинская

7

Трачуковская

8

Сибирская

9

Кустовая

10

Белозерная

220

1

Сотник

МЭС ЗС

2

Катыш

3

Новая

4

Ильичевка

5

Картопья

6

Ягодная

7

Красноленинская

8

Красноленинский ГПЗ

9

Хора

Энергокомплекс ОАО «ТЭ»

10

КС-5

МЭС ЗС

11

Каркатеевы

12

Правдинская

13

Южно-Балыкский ГПЗ

14

Усть-Балык

15

Ленинская

16

Кратер

17

Росляковская(п)

ООО «ЮНГ – Энергонефть» Левобережная база энергообеспечения

18

Шубинская(п)

ООО «ЮНГ – Энергонефть» Приобская база энергообеспечения

19

Югра

НЮЭС ОАО «ТЭ»

20

Полоцкая

МЭС ЗС

21

Сургут

22

Барсово

23

Имилор

24

Искра (п)

Управление по переработке газа ОАО «СНГ»

25

Пимская

МЭС ЗС

26

Восточно-Моховая

27

Контур

28

Пачетлор

29

Когалым

30

Кирилловская

31

Прогресс

32

Лас-Еганская

33

Урьевская

34

КС-3

35

Варьеган

36

Газовая (п)

ООО «Белозерный ГПК»

37

ГПП-2 (п)

ОАО «Нижневартовский ГПК»

38

Зима

МЭС ЗС

39

Кварц

40

Кирьяновская

41

Комета

МЭС ЗС

42

Компрессорная

43

Космос

44

Мачтовая

45

Мегион

46

Мираж

47

Мирная

48

Надежда

49

Орбита

50

Северный Варьеган

51

Топаз

52

Эмтор

110

1

Мортка

ОАО «Тюменьэнерго» УЭС

2

Кума (п)

Филиал «Урайское УМН»

3

Леуши

ОАО «Тюменьэнерго» УЭС

4

Березовая

5

Урай

6

Сухой Бор

7

Запад. Мортымья (п)

СЦ «Урайэнергонефть», ЗС РУ ООО «Лукойл-энергосети»

8

Мортымья

ОАО «Тюменьэнерго» УЭС

9

Убинская

10

Западный Толум

11

Комаровская

12

Зеленоборская

13

Самза

14

Геологическая

15

Узбекская (п)

ЗАО «ТУРСУНТ»

16

Мансийская

ОАО «Тюменьэнерго» УЭС

17

Алябьево

18

Агириш

19

Таежная

ОАО «Тюменьэнерго» УЭС

20

Хвойная

21

Омега

22

Ловинская

23

Лема 

24

Филипповская

25

Даниловка

26

Яхлинская

27

Клин 

28

Шаим

29

Новокомсомольская

30

Лазаревская

31

Советская

32

Евра

33

Славянская (п)

ЗАО «ТУРСУНТ»

34

Вершинная (п)

СЦ «Урайэнергонефть», ЗС РУ ООО «Лукойл-энергосети»

35

Юмас 

ОАО «Тюменьэнерго» УЭС

36

Соболиная

37

МДФ

38

Сырковая (п)

ТПП «Урайнефтегаз», Упр. «Урайэнергонефть»

39

Ун-Юган

Энергокомплекс ОАО «ТЭ»

40

Рогожниковская

41

 Хугор

42

 Альфа

43

Чульчам

44

Ендырская

45

Ем-Еговская

46

Нулевая

47

ЦПС Южный

48

Скважина

49

 Заречная

50

Вандмтор

51

КНС-5

52

Чистая

53

Лорба (п)

ОАО «Югорская территориальная энергетическая компания – Нягань»

54

КНС-27

Энергокомплекс ОАО «ТЭ»

55

Карьер-69 (п)

ОАО «ЮТЭК – Кода»

56

Сергино

Энергокомплекс ОАО «ТЭ»

57

Шеркалы

 

58

Чара

 

59

Казымская ГТЭС( п)

Казымское ЛПУ ООО «Тюменьтрансгаз»

60

Белоярская

Энергокомплекс ОАО «ТЭ»

61

Верхнеказымская

62

Сосновская

63

Сорум

64

 Амня

65

Бобровская

66

Октябрьская

67

Перегребное

68

Кода

69

Полноват

70

 Лебяжья (п)

ЗАО «Казымская нефтегазоразведочная экспедиция»

71

 Кварц

Энергокомплекс ОАО «ТЭ»

72

Каменное (п)

ООО «Няганьэнергонефть»

73

ДНС-32(п)

ООО «Няганьэнергонефть»

74

Северный Салым НЮЭС

НЮЭС ОАО «ТЭ»

75

Асомкинская

76

Компрессорная

77

Восточно-Сургутская

78

Сатарино

79

Парус

80

Очимкинская

81

Батово

82

Ханты-Мансийская

83

Лиственная

84

КС-6

85

Тепловская

86

КС-4

87

Вандрас (п)

Сург. дистанция электроснабжения

88

Кинтус

НЮЭС ОАО «ТЭ»

89

Мушкино

90

Авангард

91

Южный Балык (п)

Нефтеюганское УМН

92

Иглинская

НЮЭС ОАО «ТЭ»

93

Промысловая

94

Лосинка

95

Лунная

96

Ср.Угутская (п)

ООО «ЮНГ-Энергонефть»

97

Согорье

 ОАО «Тюменьэнерго" НЮЭС»

98

Островная

99

Юганская

100

ЦПС (п)

 

101

Малобалыкская

ОАО «Тюменьэнерго» Энергокомплекс

102

Горноправдинская

103

Приразломная

104

Нефтеюганская

105

КНС-18

106

Петелинская

107

Угутская

108

Речная

109

ЛПХ

110

Выкатная

111

Пойковская

ОАО «Тюменьэнерго» Энергокомплекс

112

Средний Балык

113

Пирс (п)

ООО «ЮНГ-Энергонефть» Приобская база энергообеспечения

114

Приобская

 ОАО «Тюменьэнерго» НЮЭС

115

Эвихон (п)

Салымский РЭС

116

Водозабор

 ОАО «Тюменьэнерго» НЮЭС

117

КНС-20

118

Западная

119

Самарово

120

Лазеевская (п)

ООО «ЭКО-М»

121

Фоминская

ОАО «Тюменьэнерго» НЮЭС

122

Киняминская(п)

ООО «ЮНГ-Энергонефть»

123

Муратовская(п)

ООО «ЮНГ-Энергонефть» Левобережная база энергообеспечения

124

Погружная

ОАО «Тюменьэнерго» НЮЭС

125

Луговская

126

Евсеенковская (п)

ООО «ЮНГ-Энергонефть» Пойковская база энергообеспечения

127

Западно-Салымская (п)

ООО «Энергонефть-Югра» Салымский РЭС

128

КНС-3

ОАО «Тюменьэнерго» НЮЭС

129

Широковская (п)

ООО «ЮНГ-Энергонефть» Юганская база энергообеспечения

130

Озерная (п)

ООО «ЮНГ-Энергонефть» Левобережная база энергообеспечения

131

Надежная (п)

ООО «ЮНГ-Энергонефть» Приобская база энергообеспечения

132

Корниловская (п)

ООО «ЮНГ-Энергонефть»

133

Гранит (п)

ООО «ЮНГ-Энергонефть» Приобская база энергообеспечения

134

КНС-4

НЮЭС ОАО «ТЭ»

135

Новая (п)

ООО «ЮНГ-Энергонефть» Левобережная база энергообеспечения

136

Воронья (п)

ООО «ЮНГ-Энергонефть» Приобская база энергообеспечения

137

Куделинская (п)

ООО «ЮНГ-Энергонефть» Левобережная база энергообеспечения

138

Монастырская (п)

ООО «ЮНГ-Энергонефть» Левобережная база энергообеспечения

139

ГТЭС Южно-Приобская(п)

ООО «Ноябрьскэнергонефть» ПрЭО «Приобскнефть»

140

Звездная СЭС

 ОАО «Тюменьэнерго» НЮЭС

141

ПП Угутский

142

Лукъявинская (п)

УЭСХ «Нижнесортымскнефть»

143

Олимпийская

ОАО «Тюменьэнерго» СЭС

144

КНС-3 л. месторождение

145

Конденсат

146

Бензиновая

147

Родниковая

148

Алехинская

149

Шевченко

150

Блочная

151

КНС-9 ф месторождение

152

Конденсат-2 (п)

Сургутский з-д по Стабилизации конденсата

153

КНС-7 ф месторождение

ОАО «Тюменьэнерго" СЭС»

154

КСП-4 ф месторождение

155

Энергетик

156

Вега

157

Яун-Лор

158

Сытомино

159

Агат

160

Технолог

161

Газлифт

162

Брусничная

163

Быстринская

164

Заря

165

Солкино

166

ПС №46 (п)

УЭСХ НГДУ «Сургутнефть»

167

Подкачка

ОАО «Тюменьэнерго» СЭС

168

Алмаз

169

Лянторская

170

КНС-4

171

Тов.Парк (п)

УЭСХ НГДУ «Сургутнефть»

172

Форпост

ОАО «Тюменьэнерго» СЭС

173

Строительная

174

Водная

175

Сайма

176

Черный Мыс

177

Федоровская

178

КНС-1 ф м/р

179

КНС-2 ф м/р

180

Шукшинская

181

Савуйская

182

Березка

183

Вачимская

184

Н.Сортымская

185

Маслиховская

186

Привокзальная (п)

Сургутская дистанция электроснабжения

187

КНС-10

ОАО «Тюменьэнерго» СЭС

188

Сова

189

Трансгаз

190

Ключевая

191

Дальняя

192

КНС-11

193

Элегаз

194

Азерит

195

Береговая

196

Дорожная

197

Лямино

198

Песчаная

199

Куст

200

Северная

201

КНС-6

202

Комсомольская (п)

УЭСХ НГДУ «Комсомольскнефть»

203

КНС-17 (п)

УЭХ НГДУ «Лянторнефть»

204

Тян (п)

УЭСХ НГДУ «Нижнесортымскнефть»

205

Паклиновская (п)

УЭСХ НГДУ «Комсомольскнефть»

206

Прометей (п)

УЭХ НГДУ «Лянторнефть»

207

Ай-Пимская (п)

УЭСХ НГДУ «Нижнесортымскнефть»

208

Биттемская (п)

УЭСХ НГДУ «Нижнесортымскнефть»

209

Западно-Камынская (п)

УЭХ НГДУ «Лянторнефть»Зап.Камынское м/р

210

Селияровская (п)

УЭХ НГДУ «Лянторнефть»

211

Зеленая

ОАО «Тюменьэнерго» СЭС

212

РП 10/04кВ"ТЭ"

213

Пионерная-2 (п)

СМУЭП «Горэнерго»

214

Верхне-Надымская (п)

УЭСХ НГДУ «Нижнесортымскнефть»

215

Юкъяунская (п)

УЭСХ НГДУ «Нижнесортымскнефть»

216

Сев.-Ай-Пимская (п)

УЭСХ НГДУ «Нижнесортымскнефть»

217

Транспортная

ОАО «Тюменьэнерго2 СЭС

218

КНС-14 (п)

УЭСХ НГДУ «Федоровскнефть»

219

Ватлорская (п)

УЭСХ НГДУ «Нижнесортымскнефть»

220

Конитлорская (п)

УЭСХ НГДУ «Комсомольскнефть»

221

Виктория (п)

УЭХ НГДУ «Лянторнефть»

222

Аганская НВЭС

ОАО «Тюменьэнерго» НВЭС

223

Бахиловская

224

Большечерногорская

225

Ватинская

226

Вах

227

Верхне-Колик-Еганская

228

Восток

229

Газлифт

230

Гидронамыв

231

Городская-5

232

ГПП-1 (НГПК)

ОАО «Нижневартовский ГПК»

233

ГПП-3 (НГПК)

ОАО «Нижневартовский ГПК»

234

ГПП-4 (НГПК)

ОАО «Нижневартовский ГПК»

235

ГПП-5 (НГПК)

ОАО «Нижневартовский ГПК»

236

ГПП-7

ОАО «Тюменьэнерго» НВЭС

237

Гранит

238

Ермаковская

239

Ершовая

240

Заобье

241

Западная

242

Западный Варьеган

243

Излучина (НВГРЭС)

ЗАО «Нижневартовская ГРЭС»

244

Индустриальная

ОАО «Тюменьэнерго» НВЭС

245

Каскад

246

Кетовская

247

КНС-1 Варьеганского месторождения

248

КНС-2

249

КНС-2 Варьеганского месторождения

250

КНС-3

251

КНС-3А

252

КНС-3 Тагринского месторождения.

253

КНС-4

254

КНС-5

255

КНС-5А

256

КНС-5Б

257

КНС-5 Северо-Варьеганского. месторождения.

258

КНС-7

259

КНС-8

260

КНС-8А

261

КНС-9

262

КНС-9А

263

КНС-11

264

КНС-12

265

КНС-13

266

КНС-14

267

КНС-15

268

КНС-16

269

КНС-17

270

КНС-17А

271

КНС-18

272

КНС-19

273

КНС-21

274

КНС-22

275

КНС-23

276

КНС-25

277

КНС-26

278

КНС-27

279

КНС-28

280

КНС-32

281

КНС-33

282

КНС-37

283

Кольцевая

284

Кошильская

285

КСП-1

286

КСП-3Б

287

Лесная

288

Луч

289

Лысенковская

290

Малочерногорская

291

Мартовская

292

Мартыновская

293

Мега

294

Медвежья

295

Меридиан

296

Молодежная

297

Негус

298

Нижневартовская

299

Новомолодежная

ОАО «Тюменьэнерго» НВЭС

300

Новопокурская

301

Обская(п)

РЖД

302

Озерная

ОАО «Тюменьэнерго» НВЭС

303

Ореховская

304

Пермяк

305

Пламя

306

Покамасовская

307

Промзона

308

Радужная

309

Савкинская

310

Самотлор

311

Светлая

312

Северо-Ватинская(п)

ООО «МЭН»

313

Северо-Покурская

ОАО «Тюменьэнерго» НВЭС

314

Северо-Хохряковская

315

Сороминская

31ё6

Тагринская

317

Таежная

318

Узловая

319

Усть-Вахская (п)

ОАО «Самотлорнефтегаз»

320

УПСВ-1(п)

ОАО «ТНК-Нижневартовск»

321

Факел

ОАО «Тюменьэнерго» НВЭС

322

Хохряково

323

КС Хорхряковская(п)

ОАО «Нижневартовское нефтегазодобывающее предприятие»

324

Чистинная

ОАО «Тюменьэнерго» НВЭС

325

Южная

326

Южно-Аганская

327

Центральная

328

Январская

329

Ясная

330

Еловая

331

Чистинная

332

Центральная

333

Дельта

334

Весна КЭС

ОАО «Тюменьэнерго» КЭС

335

Орт-Ягун

336

Дружная

337

КНС-5

338

Сарымская

339

КНС-1

340

Ягун

341

Ватьеган

342

Таврическая

343

Белая

344

Инга

345

Русскинская

346

Апрельская

347

Слава

348

Айка

349

Южная

350

Повховская

351

Омичка

352

Луч

353

Уральская

354

Фотон

355

Видная

356

Могутлор (п)

 

357

Тевлин

ОАО «Тюменьэнерго» КЭС

358

Зенит

359

Родник

360

Нефтепроводная

361

Ладья

362

Каюковская

363

Лангепас

364

Нивагальская

365

Качалка

366

Поточная

367

Северо-Поточная

368

Роса

369

Нонг-Еганская

370

Покачевская

371

Нефтяник

372

Южно-Покачевская

373

Восточный

374

Катесовская

375

Диспетчерская (п)

СЦ «Лангепасэнергонефть» ЦЭС-3

376

Мохтик (п)

ПРЦЭиЭ РЭС-5 Покачевское месторождение

377

Локосово (п)

СЦ «Лангепасэнергонефть» ЦЭС-3

 

Приложение 3

к схеме и программе развития электроэнергетики  Ханты-Мансийского автономного округа – Югры на 2011-2016 годы

 

Перечень недостатков пропускной способности электрической сети 500-220-110 кВ, а также узлов энергосистемы, где имеются ограничения на технологическое присоединение потребителей с мероприятиями по ликвидации этих ограничений, по Ханты-Мансийскому автономному округу - Югре

№ п/п

Наименование питающего центра с учетом прилегающей сети 110 кВ

Ограничивающий элемент

Мероприятия по ликвидации узких мест

1

ПС 220/110/ кВ Варьеган

АТГ 500/220 кВ на ПС Белозерная

Установка 3АТГ на ПС Белозерная;

ПС 220 кВ Узловая;

ПС 220 кВ Факел.

2

ПС 110 кВ Узловая

3

ПС 500/220 кВ Белозерная

4

ПС 220/110 кВ Мачтовая

5

ПС 220 кВ Надежда

6

ПС 220 кВ Газовая

7

ПС 220/110 кВ С.Варьеган

8

ПС 220 кВ Компрессорная

9

ПС 220 кВ Зима

10

ПС 220/110 кВ Орбита

 

11

ПС 220/110 кВ Эмтор

АТ 220/110 кВ на ПС Мегион

Реконструкция ПС Мегион с заменой 3-х АТ по 125 МВА на 2 по 200 МВА

12

ПС 220/110/ кВ Мегион

13

ПС 220 кВ ГПП-2

14

ПС 220/110 кВ Мирная

АТ 220/110 кВ ПС Мирная

ПС 220 кВ Факел

15

ПС 220/110 кВ Кирьяновская

- АТ 220/110 кВ ПС Кирьяновская

- ВЛ 110 кВ Мегион-Кирьяновская-1,2

Строительство ПС 220 кВ Васильев (Большая Еловая).

16

ПС 220/110 кВ Урьевская

АТ 220/110 кВ ПС Урьевская

Строительство ПС 220 кВ Васильев (Большая Еловая)

17

ПС 220/110 кВ Лас-Еганская

- АТ 220/110 кВ ПС Лас-Еганская

- ВЛ 220 кВ транзита Трачуковская-Лас-Еганская

- ВЛ 220 кВ транзита КС-3- Прогресс

Строительство ПС 220 кВ Русская с двухцепной ВЛ 220 кВ Трачуковская - Русская;

Строительство ПС 220 кВ Васильев (Большая Еловая).

18

ПС 220/110 кВ Прогресс

ПС 110 кВ Таврическая

- АТ 220/110 кВ ПС Прогресс

- ВЛ 110 кВ Прогресс-Лас-Еганская-1,2

- ВЛ 110 кВ Прогресс-Фотон-Таврическая

- ВЛ 110 кВ Прогресс-Таврическая

Строительство ПС 220 кВ Русская с двухцепной ВЛ 220 кВ Трачуковская - Русская,

ВЛ 110 кВ Лас-Еганская-Прогресс-3,4

19

ПС 220/110 кВ Когалым

-ВЛ 220 кВ Сургутская ГРЭС-1 – Имилор

-ВЛ 220 кВ Сургутская ГРЭС-1 – В. Моховая

-АТ 220/110 кВ на ПС Кирилловская и ПС Когалым

Строительство ОРУ 500кВ на ПС 220 кВ Кирилловская с заходами ВЛ 500 и 220кВ и ВЛ 500кВ Трачуковская – Кирилловская;

Установка

4АТ (125 МВА)

на ПС Кирилловская.

20

ПС 220/110 кВ Кирилловская

21

ПС 220/110 кВ В. Моховая

22

ПС 220/110 кВ Имилор

23

ПС 220/110 кВ Сургут

- АТ 220/110 ПС Сургут

-Т 220/110 ПС Барсово - АТ 220/110 ПС Полоцкая - ВЛ220 кВ транзита СГРЭС-1-Полоцкая

Строительство ПС 220 кВ Исток (Победа) с ВЛ 220кВ Сургутская ГРЭС-1 – Исток (Победа).

24

ПС 220/110 кВ Барсово

25

ПС 220/110 кВ Полоцкая

26

ПС 220/110 кВ Пимская

АТ 220/110 ПС Пимская

Строительство ПС 220 кВ Новобыстринская с заходами ВЛ 220 кВ.

27

ПС 220/110 кВ Пачетлор

АТ 220/110 ПС Пачетлор

Строительство ПС 220 кВ Дунаевская с заходами ВЛ 220 кВ.

28

ПС 220/110 кВ Контур

АТ 220/110 ПС Контур

Строительство ПС 220 кВ Новобыстринская с заходами ВЛ 220 кВ.

29

ПС 500/220/110 кВ Пыть-Ях

АТ 220/110 ПС Пыть-Ях

Строительство ПС 220 кВ Ямская с двухцепной ВЛ Трачуковская - Ямская;

Строительство ПС 220 кВ Нефтеюганская с заходами ВЛ 220кВ;

Двухцепная ВЛ 220 Пыть-Ях–Правдинская;

30

ПП-110 кВ Восточный

31

ПС 220/110/35 кВ Ленинская

АТ 220/110 ПС Ленинская

32

ПС 220/110 кВ Кратер

АТ 220/110 ПС Кратер

ВЛ 220 кВ транзита Пыть-Ях-Магистральная

33

ПС 220/110 кВ Шубинская

-АТ 220/110 ПС Шубинская -ВЛ 220 кВ транзита Магистральная - Росляковская

Приобская ГТЭС;

Двухцепная ВЛ 220 кВ Пыть-Ях-Правдинская

34

ПС 220/110 кВ Комета

АТ 220/110 ПС Комета

ПС 220 кВ Факел

35

ПС 220/110 кВ Космос

АТ 220/110 ПС Космос

 

36

 

ПС 500/220 кВ Магистральная

-АТГ500/220 ПС Магистральная

-АТ 220/110 ПС Магистральная

-ВЛ 110 кВ транзита Кратер-Средний Балык-Магистральная

-ВЛ 220 кВ транзита Пыть-Ях-Магистральная

3 АТГ на ПС Магистральная;

Строительство надстройки 220кВ на ПС 110 кВ Средний Балык;

ПС 220 кВ Амулет с двухцепной ВЛ 220кВ Магистральная - Амулет;

Двухцепная ВЛ 220 кВ Пыть-Ях – Правдинская.

37

ПС 110 кВ Средний Балык

38

ПС 220/110 кВ Снежная

ПС 220/110 кВ Югра

АТ 220/110 ПС Снежная

Строительство ПС 220 кВ Амулет с двухцепной ВЛ 220 кВ Магистральная - Амулет;

Установка 2АТ на ПС Снежная и строительствоВЛ 220 кВ Демьянская-Снежная -2.

39

ПС 220/110 кВ Правдинская

-АТ 220/110 ПС Правдинская

-ВЛ 220 кВ транзита Пыть-Ях-Магистральная

Приобская ГТЭС;

Двухцепная ВЛ 220 кВ Пыть-Ях – Правдинская.

40

ПС 220/11 0 кВ Красноленинская

-АТ 220/110 ПС Красноленинская;

-ВЛ 110 кВ Красноленинская-Вандмтор

- ВЛ 110 кВ Картопья-Вандмтор

ПС220 кВ Вандмтор.

41

ПС 110 кВ Вандмтор

 

Приложение 4

к схеме и программе развития электроэнергетики  Ханты-Мансийского автономного округа – Югры на 2011-2016 годы

 

Перечень ПС, на которых имеет место недопустимое повышение или снижение напряжения в сети 110 кВ и выше при использовании всех имеющихся средств регулирования напряжения по Ханты-Мансийскому автономному округу - Югре

Наименование ПС

U(напряжение)

Причины

ПС 110 кВ Нефтеюганского энергорайна

↓ (понижение)

Аварийное отключение ВЛ 500 кВ Сомкинская-Магистральная

 

Каталог продукции