Постановление Губернатора Ямало-Ненецкого автономного округа от 26.04.2017 № 48-ПГ

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

4.3.1. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях ЯНАО мощностью не менее 5 МВт на 5-летний период.

4.3.1.1. Базовый вариант развития.

Согласно СиПР ЕЭС России на 2017 – 2023 годы в период 2017 – 2022 годов по ЭЭС ЯНАО в соответствии с мероприятиями с высокой вероятностью реализации в 2017 году планируется ввод в эксплуатацию и включение на параллельную работу с ЕЭС Российской Федерации Новоуренгойской ГТЭС установленной мощностью 120 МВт (таблица 37).

4.3.1.2. Умеренно-оптимистический прогноз.

В рамках рассмотрения умеренно-оптимистического прогноза потребления мощности в период 2017 – 2022 годов учтено изменение состава генерирующего оборудования по ЭЭС ЯНАО в соответствии с дополнительными мероприятиями согласно СиПР ЕЭС Россиина 2017 – 2023 годы.

В таблицах 38 – 39 приведены данные по дополнительным объемам и структуре вводов, вывода из эксплуатации и модернизации генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования по ЭЭС ЯНАО в период 2017 – 2022 годов согласно СиПР ЕЭС России на 2017 – 2023 годы. Выполнение дополнительных мероприятий по перемаркировке генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования в ЭЭС ЯНАО в период 2017 – 2023 годы не планируется.

Согласно информации, представленной ООО «Газпром добыча Ямбург», на Ямбургской ГТЭС планируется изменение состава генерирующего оборудования с увеличением установленной мощности на 16 МВт до 88 МВт (таблица 40).

Таблица 37

Объемы и структура вводов генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования по ЭЭС ЯНАО до 2022 года, МВт

Электростанция (станционный номер, тип турбины)	Генерирующая компания	Вид топлива	Тип ввода	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Новоуренгойская ГТЭС	ПАО «Газпром»
1 ПГУ КЭС		газ природный	новое строительство	120

Таблица 38

Дополнительные объемы и структура вводов генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования по ЭЭС ЯНАО до 2022 года, МВт

Электростанция (станционный номер, тип турбины)	Генерирующая компания	Вид топлива	Тип ввода	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
ГТЭС-72 «Ямбургская»	ПАО «Газпром»
7 ГТ КЭС		газ попутный	новое строительство		20
8 ГТ КЭС		газ попутный	новое строительство		20
9 ГТ-12		газ попутный	новое строительство				12
10 ГТ-12		газ попутный	новое строительство				12
Всего по станции					40		24
ГТЭС Русского м/р	АО «Тюменнефтегаз»
1 ГТ КЭС		газ попутный	новое строительство					125

Таблица 39

Дополнительные объемы и структура вывода из эксплуатации генерирующих объектов и (или) генерирующего оборудования по ЭЭС ЯНАО до 2022 года, МВт

Электростанция (станционный номер, тип турбины)	Генерирующая компания	Вид топлива	Тип ввода	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
ГТЭС-72 «Ямбургская»	ПАО «Газпром»
5 ГТ КЭС		газ попутный	замена				12
6 ГТ КЭС		газ попутный	замена				12
Всего по станции							24

Таблица 40

Изменение установленной мощности ГТЭС-72 Ямбургская до 2022 года, МВт

Электростанция (станционный номер, тип турбины)	2017 год	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год
1	2	3	4	5	6	7
1. Увеличение генерирующей мощности, всего		40		24		247
1.1. Ввод генерирующего оборудования по турбоагрегату (блоку) Г7 ГТЭС-72		20
1.2. Ввод генерирующего оборудования по турбоагрегату (блоку) Г8 ГТЭС-72		20
1.3. Ввод генерирующего оборудования по турбоагрегату (блоку) Г1 ГТЭС-72					12
1.4. Ввод генерирующего оборудования по турбоагрегату (блоку) Г2 ГТЭС-72					126
1.5. Ввод генерирующего оборудования по турбоагрегату (блоку) Г9 ГТЭС-72				12
1.6. Ввод генерирующего оборудования по турбоагрегату (блоку) Г10 ГТЭС-72				127
2. Снижение генерирующей мощности, всего				24	24	24
2.1. Демонтаж генерирующего оборудования по турбоагрегату (блоку) Г1 ГТЭС-72				12
2.2. Демонтаж генерирующего оборудования по турбоагрегату (блоку) Г2 ГТЭС-72				12
2.3. Демонтаж генерирующего оборудования по турбоагрегату (блоку) Г3 ГТЭС-72					126
2.4. Демонтаж генерирующего оборудования по турбоагрегату (блоку) Г4 ГТЭС-72					126
2.5. Демонтаж генерирующего оборудования по турбоагрегату (блоку) Г5 ГТЭС-72				127
2.6. Демонтаж генерирующего оборудования по турбоагрегату (блоку) Г6 ГТЭС-72				127

4.3.2. Предложения по вводу новых генерирующих мощностей.

Предложения по вводу новых, модернизации и демонтажу существующих генерирующих мощностей дополнительно к обозначенным в подпункте 4.3.1 пункта 4.3 настоящей схемы  отсутствуют.

4.3.3. Структура генерирующих мощностей.

Согласно СиПР ЕЭС России на 2017 – 2023 годы в период 2017 – 2022 годов по ЭЭС ЯНАО в соответствии с мероприятиями с высокой вероятностью реализации в 2017 году планируется ввод в эксплуатацию и включение на параллельную работу с ЕЭС Российской Федерации Новоуренгойской ГТЭС установленной мощностью 120 МВт. Структура установленной мощности электростанций на ЭЭС ЯНАО на 2022 год приведена в таблице 41 и на схеме 34.

Таблица 41

Структура установленной мощности электростанций в ЭЭС ЯНАО

на 2022 год, базовый прогноз

Тип электростанции	Мощность, МВт
1	2
Всего, в т.ч.	1 032,67
ПГУ	625,27
ГТУ	374,4
ПСУ	24
ГПУ	9

Схема 34. Структура установленной мощности электростанций в ЭЭС ЯНАО
на 2022 год, базовый прогноз

В рамках рассмотрения умеренно-оптимистического прогноза потребления мощности в период 2017 – 2022 годов с учетом изменения состава генерирующего оборудования по ЭЭС ЯНАО, в соответствии с дополнительными мероприятиями согласно СиПР ЕЭС России 2017 – 2023 структура установленной мощности электростанций на ЭЭС ЯНАО на 2022 год приведена в таблице 42 и на схеме 35.

Таблица 42

Структура установленной мощности электростанций в ЭЭС ЯНАО
на 2022 год, умеренно-оптимистический прогноз

Тип электростанции	Мощность, МВт
1	2
Всего, в т.ч.	1 174,67
ПГУ	625,27
ГТУ	516,4
ПСУ	24
ГПУ	9

Схема 35. Структура установленной мощности электростанций в ЭЭС ЯНАО
на 2022 год, умеренно-оптимистический прогноз

4.3.4. Потребность электростанций генерирующих компаний в топливе.

В таблице 43 приведены данные о перспективном потреблении топлива генерирующими компаниями, действующими на территории ЯНАО, для базового варианта развития ЭЭС ЯНАО.

Таблица 43

Данные о перспективном потреблении топлива на электростанциях генерирующих компаний на территории ЯНАО

Наименование генерирующей компании	Наименование электростанции	Вид топлива	Потребление, тыс. т у.т.
			2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год
1	2	3	4	5	6	7	8
АО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация»	Уренгойская ГРЭС	природный газ	713 484	834 716	835 256	834 716	834 716
ООО «НПГЭ»	Ноябрьская ПГЭ	природный газ	275 141	275 141	275 141	275 141	275 141
ООО «Северная ПЛЭС»	ПЭС Надым	природный газ	76 950	76 950	76 950	76 950	76 950
ПАО «Передвижная энергетика»	ПЭС Уренгой	природный газ	43 180	43 180	43 180	43 180	43 180
ПАО «Передвижная энергетика»	ПЭС Лабытнанги	природный газ	72 039	72 039	72 039	72 039	72 039
		дизельное топливо	555	555	555	555	555
ООО «Газпром добыча Ямбург»	Ямбургская ГТЭС	природный газ	90 123	90 123	90 123	90 123	90 123
ООО «Газпром добыча Ямбург»	Харвутинская ГТЭС	природный газ	27 244	27 244	28 981	31 104	31 877
ООО «Газпром- добыча Уренгой»	ГТЭС Песцовая	природный газ	21 275	21 965	21 965	22 425	23 230

4.3.5. Перечень планируемых новых объектов теплоснабжения, предусмотренных схемами теплоснабжения муниципальных районов и городских округов в ЯНАО.

Таблица 1.7 МО город Салехард.

Согласно схеме развития систем тепло-, электро-, водо-, газоснабжения и водоотведения МО город Салехард на период до 2022 года предусмотрены следующие мероприятия по развитию источников тепловой энергии:

- строительство ЦТП № 5 (13 Гкал/ч), ЦТП № 6 (15 Гкал/ч), ЦТП № 8 (31 Гкал/ч), ЦТП № 10 (9 Гкал/ч), ЦТП № 11 (1 Гкал/ч), ЦТП № 12 (38 Гкал/ч);

- строительство ЦТП № 13 (13 Гкал/ч) в центре нагрузок котельных №№ 13, 16;

- строительство пиковой котельной на площадке ГТЭС-1,2 мощностью 100 Гкал/ч с установкой 5 котлов КВ-ГМ-23, 26-150 единичной производительностью 20 Гкал/ч;

- строительство тепломагистралей для подключения предлагаемых ЦТП к энергетическим комплексам ГТЭС Обдорск с планируемой к строительству «Пиковой котельной ГТЭС-1,2»;

- реконструкция котельной МБК с оснащением ее резервным топливом и использование в качестве резервного источника для потребителей многопрофильного больничного комплекса;