Постановление Губернатора Ямало-Ненецкого автономного округа от 28.04.2016 № 82-ПГ

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

В соответствии с проектом СиПР ЕЭС Российской Федерации на 2016 – 2022 годы, реконструкция и перемаркировка генерирующего оборудования, функционирующего в ЭЭС ЯНАО, в период 2017 – 2021 годов не предусмотрены.

В 2016 году проектом СиПР ЕЭС Российской Федерации на 2016 – 2022 годы предусмотрен демонтаж ПЭС Надым (24 МВт), а также модернизация Уренгойской ГРЭС АО «Интер РАО – Электрогенерация» с увеличением установленной мощности на 22 МВт в 2017 году. В соответствии с проектом СиПР ЕЭС Российской Федерации на 2016 – 2022 годы в 2016 году планируется ввод в эксплуатацию модуля 2 х 20 МВт ГТУ на Ямбургской ГТЭС, собственником которой является ООО «Газпром добыча Ямбург».

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

Перечень мероприятий по изменению установленной мощности электростанций в ЭЭС ЯНАО приведен в таблице 31.

Таблица 31

Мероприятия по изменению установленной мощности электростанций

в ЭЭС ЯНАО

№ п/п

Наименование мероприятия

Изменение установленной мощности (МВт)

Срок реализации

1	2	3	4
1.	Ввод модуля 2 х 20 МВт на Ямбургской ГТЭС-72	40	2016
2.	Ввод ГТЭС ООО «НГХК»	120	2016
3.	Демонтаж ПЭС Надым	24	2016
4.	Модернизация на Уренгойской ГРЭС	22	2017

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

4.4.1. Ветроэнергетика.

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

Схема 18. Распределение удельного ветропотенциала (Вт/м²)

на высоте 100 м

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

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

4.4.2. Гидроэнергетика.

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

4.4.3. Приливная энергетика.

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

4.4.4. Солнечная энергетика.

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

Схема 19. Карта потока солнечной радиации, приходящегося на м²

за один день на территории Российской Федерации

По приведенной выше карте можно отметить, что по территории ЯНАО суммарная солнечная радиация на 1 м² в течение дня распределяется следующим образом: на западе – от 3 до 3,5 кВтч/м², в центральной, южной и северо-западной частях – от 3,5 до 4 кВтч/м², в северо-восточной части – от 4 до                    4,5 кВтч/м². При этом продолжительность солнечного сияния по территории ЯНАО составляет менее 1 700 часов в год. Карта продолжительности сияния приведена на схеме 20.

Схема 20. Карта продолжительности солнечного сияния

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

4.4.5. Биоэнергетика.

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

Из биотоплива первого поколения наиболее перспективным направлением является использование торфа (наличие большого количества месторождений торфа) и леса (за 2011 год заготовка и первичная переработка составила 6 тыс. м³). В связи с тем, что в ЯНАО посевные площади растений, отходы которых могут быть использованы для производства биотоплива, крайне малы, а поголовье крупного рогатого скота не более 1 000 голов, свиней – не более 2 200 голов и птицы – не более 1 900, использование данного типа сырья для выработки электроэнергии в промышленных масштабах не является перспективным. Расчеты, проведенные по существующим методикам, исходя из удельных показателей объема биогаза, которые возможно получить из отходов животноводства, показывают, что выход биогаза при применении технологии утилизации отходов может составить около 450 тыс. м³ или 320 т у.т. Также возможно получение биотоплива из твердых бытовых отходов и на очистных сооружениях. При переработке 25 м³ сточных вод можно получить около 1 м³ биогаза или 0,0007 т у.т. При переработке 1 т твердых бытовых отходов можно получить 70 – 115 м³ биогаза или 0,05 – 0,08 т у.т.

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

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

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

В разделе представлены перспективные балансы электроэнергии и мощности ЭЭС ЯНАО на 2017 – 2021 годы, учитывающие перспективный прогноз электроэнергии (мощности) энергосистемы ЯНАО соответствующий СиПР ЕЭС Российской Федерации на 2016 – 2022 годы.

Перспективный прогноз электроэнергии (мощности) приведен в таблице 32.

Таблица 32

Перспективный баланс электроэнергии ЭЭС ЯНАО

на 2017 – 2021 годы (млн. кВт·ч)

Показатель	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год
1	3	4	5	6	7
Потребление –  всего	11 250	11 400	11 460	11 905	11 940
Выработка электростанций – всего	4 343	4 949	5 185	5 501	5 559
Уренгойская ГРЭС	3 068	3 131	3 250	3 386	3 440
Ноябрьская ПГЭ	718	718	718	718	718
ПЭС Уренгой	69	69	69	69	69
ГТЭС Ямбургская	260	280	310	315	318
ГТЭС Харвутинская	17	17	17	17	17
ГТЭС Песцовая	23	26	26	26	27
ГТЭС Юрхаровского НГКМ	35	35	39	40	40
Новоуренгойская ГТЭС	153,3	6 73,2	756,3	930	930
Сальдо-переток («+» дефицит – получение; «-» избыток – выдача)	6 907	6 651	6 275	6 404	5 381

Таблица 33

Перспективный баланс мощности ЭЭС ЯНАО

на 2017 – 2021 годы, МВт

Показатель

2017 год

2018 год

2019 год

2020 год

2021 год

1	2	3	4	5	6
Потребление мощности – всего	1 520	1 580	1 590	1 615	1 625
Покрытие (установленная мощность) – всего	977	977	977	977	977
Уренгойская ГРЭС	520,4	520,4	520,4	520,4	520,4
Ноябрьская ПГЭ	119,6	119,6	119,6	119,6	119,6
ПЭС Уренгой	72	72	72	72	72
ГТЭС Ямбургская	112	112	112	112	112
ГТЭС Харвутинская	10	10	10	10	10
ГТЭС Песцовая	15	15	15	15	15
ГТЭС Юрхаровского НГКМ	8	8	8	8	8
Новоуренгойская ГТЭС	120	120	120	120	120
Сальдо-переток («+» дефицит – получение; «-» избыток – выдача)	543	603	613	638	648

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

Таким образом, перспективный баланс электроэнергии (мощности) на  2017 – 2021 годы сохранится дефицитным с небольшим увеличением сальдоперетоков из ЭЭС ХМАО.

4.6. Перечень планируемых к вводу электросетевых объектов.

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

В качестве исходных данных для проведения анализа перспектив развития электрических сетей 110 кВ и выше ЭЭС ЯНАО на 2017 – 2021 годы использованы, в том числе, данные о развитии энергосистемы в соответствии с проектом СиПР ЕЭС Российской Федерации на 2016 – 2022 годы.

В таблице 34 приведен перечень мероприятий по развитию ЭЭС ЯНАО в 2016 году, который учитывался в качестве исходных данных при разработке СиПР ЯНАО на 2017 – 2021 годы и находящихся в стадии реализации.

Таблица 34

Перечень мероприятий по развитию энергосистемы ЯНАО в 2016году

№ п/п

Наименование

Параметры

Год ввода

Основание для выполнения мероприятия

1	2	3	4	5
1.	Установка АТ №4 220/110 кВ на ПС 500 кВ Муравленковская (диспетчерское наименование 6АТ 220/110  кВ)	125 МВА	2016	проект СиПР ЕЭС Российской Федерации на 2016 – 2022 годы (ликвидация перегрузок трансформаторов 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская при нормативных возмущениях в нормальной схеме)
2.	Строительство ПС 220 кВ Салехард	2 х 125 МВА, 3 х 50 МВАр	2016	проект СиПР ЕЭС Российской Федерации на 2016 –  2022 годы, присоединение энергорайонов ЯНАО (г. Салехард), работающих изолировано,  к ЕЭС Российской Федерации
3.	Строительство ПС 110 кВ Северное Сияние с питающими ВЛ 110 кВ	2 х 40 МВА 16 км	2016	присоединение энергорайона ЯНАО (г. Салехард), работающего изолировано, к ЕЭС Российской Федерации
4.	Строительство ПС 110 кВ Полярник с ВЛ 110 кВ	2 х 40 МВА 15 км	2016	присоединение энергорайона ЯНАО (г. Салехард), работающего изолировано, к ЕЭС Российской Федерации
5.	Установка основных быстродействующих защит и оборудования ВЧ-обработки на ПС 500 кВ Тарко-Сале (для вновь образуемой ВЛ110 Тарко-Сале – Сигнал (ВЛ110 Тарко-Сале – ПП Северный-4 с отпайкой на ПС Тарасовская))	-	2016	выполнение требований релейной защиты и автоматики при включении в транзит ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Сигнал, ВЛ 110 кВ Сигнал – Северный-4с отпайкой на ПС Тарасовская

При проведении расчетов перспективных электрических режимов в качестве исходных данных учитывались мероприятия по развитию электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы ЯНАО на 2017 – 2021 годы, предусмотренные проектом СиПР ЕЭС Российской Федерациина 2016 – 2022 годы (таблица 35).

Таблица 35

Перечень мероприятий по развитию ЭЭС ЯНАО на 2017 – 2021 годы

№ п/п

Наименование

Параметры

Год ввода

Основание для выполнения мероприятия

1	2	3	4	5
1.	Строительство ПС 220 кВ Исконная с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой	1 х 125 МВА, 2 х 4,2 км	2017	обеспечение технологического присоединения потребителей в Северном энергорайоне (район ПС 220 кВ Уренгой)
2.	Строительство ВЛ 110 кВ Исконная – ПП Лимбя-Яха	2 х 10 км	2017
3.	Строительство ПС 220 кВ Ермак с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея	2 х 125 МВА, 2 х 80,3 км УШР 2х63 Мвар	2017	обеспечение технологического присоединения энергопринимающих устройств АО «Транснефть – Сибирь»
4.	Строительство ПС 220 кВ Славянская с ВЛ 220 кВ Ермак – Славянская № 1, 2	2 х 25 МВА, 2 х 143км	2017