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

- реконструкция котельной № 35 с увеличением установленной мощности до 54,4 Гкал/ч для теплоснабжения планируемой застройки правого берега р. Шайтанки со строительством тепломагистралей в эту зону;

- строительство «Котельной А» в районе ДЭС-2 установленной мощностью 71 Гкал/ч для теплоснабжения перспективной застройки общественно-деловой зоны правого берега р. Шайтанка;

- строительство ЦТП-А1 (7 Гкал/ч), ЦТП-А2 (7 Гкал/ч), ЦТП-А3 (26 Гкал/ч), ЦТП-А4 (26 Гкал/ч) в перспективной зоне теплоснабжения «Котельной А»;

- реконструкция котельной № 25 с учетом перевода на газ;

- реконструкция Пиковой котельной ДЭС-1 с увеличением установленной тепловой мощности до 25,8 Гкал/ч.

Таблица 1.8 МО город Новый Уренгой.

Согласно схеме теплоснабжения МО город Новый Уренгой на 2017 год и на перспективу до 2028 года предусмотрены следующие мероприятия по развитию источников тепловой энергии:

- техническое перевооружение котельной № 4 с увеличением мощности блока № 4/2 до 93,04 МВт (80 Гкал/час), в том числе ПИР;

- модернизация и техническое перевооружение котельной № 1, в том числе реконструкция котла ПТВМ 1 (замена конвективных пакетов), реконструкция котла ПТВМ 3 (замена конвективных пакетов);

- реконструкция и техническое перевооружение котельной № 2, в том числе ПИР;

- техническое перевооружение котельной № 3 (строительство котельной № 3-2, техническое перевооружение котельной № 3-1), в том числе ПИР (строительство котельной № 3-2 мощностью 69,78 МВт (60 Гкал/ч), техническое перевооружение котельной № 3-1).

- реконструкция ЦТП-1 в районе Лимбяяха в планировочном районе 06:02 (мкр. Надежда) с увеличением мощности до 10 Гкал/ч;

- реконструкция ЦТП-2 в районе Лимбяяха в планировочных районах 06:02, 06:01 с увеличением мощности до 6,5 Гкал/ч;

- реконструкция ЦТП-4 в районе Лимбяяха в планировочном районе 06:01 с увеличением мощности до 11,0 Гкал/ч;

- реконструкция и техническое перевооружение котельной № 3;

- реконструкция и техническое перевооружение котельной № 9, в том числе реконструкция оборудования ВРУ-0,4 кВ;

- реконструкция и техническое перевооружение котельной № 17 (включая газификацию и строительство сетей газоснабжения);

- внедрение АСКУЭ и поагрегатного учета топливно-энергетических ресурсов на котельных №№ 1, 2, 3, 4, 5, 7, 9, 10;

- модернизация существующих и установка дополнительных конденсаторных установок со ступенчатым регулированием на котельных и ЦТП (котельные № 1, 2, 3, 4);

- реконструкция электрооборудования систем освещения котельных №№ 5, 14, 1, 11, 12, 2, 4 ОАО «Уренгойтеплогенерация-1» с применением энергосберегающих ламп;

- техническое перевооружение источников тепловой энергии котельных г. Нового Уренгоя и района Коротчаево с целью повышения эффективности работы систем теплоснабжения в рамках капитального ремонта;

- техническое перевооружение котельной № 6 ООО  «Газпром энерго»;

- техническое перевооружение котельной ЦОСК ОАО «Уренгойгорводоканал»;

- техническое перевооружение котельной ГВС СВХ ОАО «Уренгойгорводоканал».

Таблица 1.9 МО город Ноябрьск.

Согласно схеме теплоснабжения МО город Ноябрьск на 2012 – 2027 годы предусмотрены следующие мероприятия по развитию источников тепловой энергии:

- строительство автоматизированной газовой котельной в мкр. «10» установленной мощностью 400 МВт с наружными сетями инженерного обеспечения, в т.ч. ПИР;

- строительство котельной мощностью 100 МВт в районе мкр. «П-10», в т.ч. ПИР;

- строительство блочно-модульной котельной комплексов «Озерный-1» и «Озерный-2» установленной мощностью до 10 МВт с замещением мощностей ЦТП-28, 29;

- строительство автономного источника теплоснабжения жилого поселка «Северная Нива» – блочной модульной котельной с наружными сетями инженерного обеспечения, в т.ч. ПИР;

- строительство блочно-модульной котельной в мкр. «МЦ» с подключением к системе газоснабжения, прокладкой тепловой сети (450 п. м) и размещением теплообменников для резервного подключения объектов «Больничного городка» к существующей системе теплоснабжения (в т.ч. ПИР);

- подключение БМК-6 как резервного источника теплоснабжения п. МК-87, п. МК-15, п. СМП-329, п. АТХ Геология;

- автоматизация котельной КВГМ - 100 (котлы 2 – 5) с реконструкцией газовой обвязки и оборудования согласно требованиям норм и правил. Автоматизация общекотельного оборудования до «верхнего уровня управления»;

- обустройство системы оборотного водоснабжения в котельной КВГМ-100;

- перевод резервуаров хранения аварийного запаса нефти для котельных КВГМ-100 и ДЕ-16 на дизельное топливо с предварительными техосвидетельствованием и ревизионно-восстановительными работами;

- проектирование и замена ГРУ ДЕ 16/14 котельной № 1 мкр. Вынгапуровский;

- модернизация системы автоматики ДЕ 16 котельной № 1 (в т.ч. ПИР), мкр. Вынгапуровский;

- установка частотных преобразователей на насосное оборудование котельной № 1, мкр. Вынгапуровский;

- замена отработавшего нормативный срок аварийного источника электроснабжения котельной № 1, мкр. Вынгапуровский;

- установка приборов учета потребления энергоресурсов в котельных № 1, 2, мкр. Вынгапуровский;

- модернизация и техническое перевооружение котельной станции Ноябрьск-1 (перевод котельного оборудования на водогрейный режим, замена котлов);

- модернизация котельной КВГМ-100.

Таблица 1.10 МО город Губкинский.

Согласно схеме теплоснабжения МО город Губкинский на 2016 год и на перспективу до 2030 года предусмотрены следующие мероприятия по развитию источников тепловой энергии:

- модернизация городской котельной (установленная тепловая мощность – 36 Гкал/ч).

Таблица 1.11 МО город Муравленко.

Схемой теплоснабжения МО город Муравленко на период 2012 – 2027 годов предусмотрены следующие мероприятия по развитию теплосетевого хозяйства:

- модернизация и автоматизация котельной КОС;

- модернизация оборудования ЦТП № 3б;

- модернизация оборудования ЦТП БК;

- модернизация оборудования ЦТП № 7;

- модернизация оборудования ЦТП № 1;

- модернизация оборудования ЦТП № 4а;

- строительство двух новых ЦТП в микрорайоне № 8.

Таблица 1.12 МО город Лабытнанги.

Согласно схеме теплоснабжения МО город Лабытнанги на 2017 год и на перспективу до 2023 года предусмотрены следующие мероприятия по развитию источников тепловой энергии:

- реконструкция котельной № 1 с заменой котлов ДКВР 10 – 13 на водогрейные котлы КСВ-8,0;

- реконструкция котельной № 8 «Орбита» с увеличением мощности до 27,9 Гкал/ч;

- реконструкция котельной № 12 (перевод на газообразный вид топлива);

- консервация котельной № 5.

Таблица 1.13 МО Красноселькупский район.

Согласно схеме теплоснабжения МО Красноселькупский район на 2014 год и на перспективу до 2028 года предусмотрены следующие мероприятия по развитию источников тепловой энергии:

- строительство и ввод в эксплуатацию 2 очереди котельной № 5 «Термаль-26 МВт» установленной тепловой мощностью 11 МВт (9,46 Гкал/ч) в с. Красноселькуп;

- строительство газопоршневой электростанции (ГПЭС) установленной электрической мощностью 8 МВт и тепловой мощностью 4,424 Гкал/ч в с. Красноселькуп;

- реконструкция котельной № 5 «Термаль» в с. Красноселькуп;

- техническое перевооружение котельной № 4 «Октан»;

- ввод в эксплуатацию котельной № 2 «Октан» установленной тепловой мощностью 15 МВт (12,90 Гкал/ч) в сельском поселении Толькинское;

- строительство газопоршневой электростанции (ГПЭС) установленной электрической мощностью 4 МВт и тепловой мощностью 2,212 Гкал/ч в сельском поселении Толькинское;

- строительство и ввод в эксплуатацию новой котельной № 1 установленной тепловой мощностью 15 МВт (12,90 Гкал/ч) в сельском поселении Толькинское;

- техническое перевооружение котельной № 2 «Октан»;

- увеличение суммарной установленной тепловой мощности существующей дизельной котельной с 1,4 МВт до 3,0 МВт в с. Ратта.

Таблица 1.14 МО Надымский район.

Согласно схемам теплоснабжения МО Надымский район на 2014 год и на перспективу до 2028 года предусмотрены следующие мероприятия по развитию источников тепловой энергии:

- строительство новой газопоршневой электростанции с утилизацией тепла уходящих дымовых газов (Надымской ТЭЦ) с размещением на территории существующей промплощадки общегородской котельной № 1 установленной мощностью 23,28 МВт, 133,26 Гкал/ч;

- строительство и ввод в эксплуатацию новой водогрейной котельной 60 МВт (51,6 Гкал/ч), предназначенной для теплоснабжения 13 и 15 микрорайонов, со схемой выдачи тепловой мощности в г. Надыме;

- увеличение установленной тепловой мощности общегородской котельной № 2 на 42,114 Гкал/ч для выдачи в тепловую сеть г. Надыма;

- увеличение установленной тепловой мощности общегородской котельной № 2 за счет установки дополнительного водогрейного котла 30 МВт (25,8 Гкал/ч) в г. Надыме;

- техническое перевооружение котельной КОС с заменой основного и вспомогательного технологического оборудования в г. Надыме;

- техническое перевооружение котельной Правобережный с заменой основного и вспомогательного технологического оборудования в г. Надыме;

- техническое перевооружение котельных поселков СУ-934, СМУ-1, АТБ-6 № 1, АТБ-6 №2, МО-65 с заменой основного и вспомогательного технологического оборудования в связи с истечением сроков службы или выработки ресурса в г. Надыме;

- капитальное строительство объекта «Автоматизированный блочно-модульный тепловой пункт и сети ГВС» (пгт Пангоды);

- капитальное строительство объекта «Автоматизированная блочно-модульная котельная для выработки пара производительностью 14,0 т/ч» (пгт Пангоды);

- строительство АСДУ объектами энергоснабжения пгт Пангоды;

- монтаж комплекса тепловых энергоустановок (вспомогательного оборудования для обеспечения горячего водоснабжения пгт Пангоды);

- монтаж комплекса тепловых энергоустановок (вспомогательного оборудования для обеспечения тепловой энергией котельной 72 МВт) (пгт Пангоды);

- замена водогрейных котлов котельных № 1 и № 3 ввиду износа основного оборудования, прошедшего капитальный ремонт в 2003 – 2006 годах (с.п. Приозерный);

- строительство новых котельных с установленной тепловой мощностью 30,96 Гкал/ч в с. Ныда.

Таблица 1.15 МО Шурышкарский район.

Согласно схеме теплоснабжения МО Шурышкарский район на 2014 год и на перспективу до 2028 года предусмотрены следующие мероприятия по развитию источников тепловой энергии:

- строительство источников тепловой энергии (котельная № 1 с установленной тепловой мощностью 18,04 Гкал/ч) в сельском поселении Мужевское;

- строительство котельной в с. Восяхово установленной тепловой мощностью 5,16 Гкал/ч;

- увеличение тепловой мощности котельной № 8 до 14,96 Гкал/час для теплоснабжения южной части сельского поселения Мужевское за счет ввода в работу дополнительного блока мощностью 5,16 Гкал/ч;

- строительство источника тепловой энергии (котельная с установленной тепловой мощностью 7,74 Гкал/ч) в с. Шурышкары;

- строительство источников тепловой энергии (котельная с установленной тепловой мощностью 5,16 Гкал/ч) в с. Лопхари;

- строительство источников тепловой энергии (котельная с. Азовы с установленной тепловой мощностью 5,16 Гкал/ч).

Таблица 1.16 МО Тазовский район.

Согласно схемам теплоснабжения МО Тазовский район на 2014 год и на перспективу до 2028 года предусмотрены следующие мероприятия по развитию источников тепловой энергии:

- строительство и ввод в эксплуатацию новой котельной установленной тепловой мощностью Qуст =20 МВт (17,197 Гкал/ч) для замещения тепловой мощности существующей котельной в селе Газ-Сале;

- строительство и ввод в эксплуатацию новой установки приготовления воды для подпитки тепловой сети с вакуумным деаэратором, насосами подпитки тепловойсети и установкой двух баков аккумуляторов горячей воды Vстр = (2 х 150) = 300 м³ в селе Газ-Сале;

- вывод из эксплуатации существующей котельной (с демонтажем котельного оборудования) в связи с выработкой основным оборудованием нормативногосрока службы и замещением ее тепловой мощности новой котельной с Qуст = 20 МВт в селе Газ-Сале;

- строительство нового распределительного коллектора РК-1 на выводе изновой котельной с Qуст = 20 МВт для организации возможности отключения и регулирования требуемых напоров для I и II выводов, установки измерительных участков расходомеров, монтажа системы защиты с БСК, подключения коллекторов от резервных СН в существующей котельной в селе Газ-Сале;

- строительство и ввод в эксплуатацию к 2017 году новой водогрейной котельной № 1 установленной тепловой мощностью Qyст = 6,5 МВт (5,589 Гкал/ч) с замещением тепловой мощности существующей котельной № 1 «Глубокое» (с переводом ее в резерв и последующим демонтажем после ввода в эксплуатацию новой резервирующей перемычки 20325 мм с котельной № 3 «Новая») в с. Антипаюта;

- реконструкция котельной № 3 «Новая» с заменой существующих сетевых насосов К 200-150-315 на более высоконапорные с установкой преобразователей частоты и увеличением пропускной способности внутреннего тракта сетевой воды, строительством нового распределительного коллектора на выходе из котельной в с. Антипаюта;

- техническое перевооружение котельной № 3 «Новая» в с. Антипаюта;

- строительство распределительного коллектора РК1 на выводе из новой котельной № 1 (6,5 МВт) в с. Антипаюта;

- строительство и ввод в эксплуатацию новой водогрейной котельной установленной тепловой мощностью 15 МВт (12,898 Гкал/ч) с замещением тепловой мощности существующих котельных № 1 и № 2 в с. Гыда;

- строительство новой газопоршневой электростанции (ГПЭ) со схемой выдачи электрической мощности (электрическая мощность 4,0 МВт, тепловая мощность 2,212 Гкал/ч) в с. Гыда;

- техническое перевооружение котельных № 1 и № 2 в с. Гыда;

- вывод из эксплуатации и демонтаж котельных № 1 и № 2 в связи с выработкой основным оборудованием нормативного срока службы и замещением ее тепловой мощности новой котельной (15,0 МВт) в с. Гыда;

- строительство распределительного коллектора РК-1 тепловых сетей на выводе из новой котельной (15,0 МВт) в с. Гыда;

- реконструкция существующей котельной 6 МВт с изменением схемы подпитки котлового контура, установкой схемы дозировки комплексона, монтажом стационарной схемы промывки ВВП, монтажом установки деаэрации подпиточной воды с Q= 10 м3/ч и установкой двух баков аккумуляторов Vстр = (2 х 50) = 100 м3 и пр. с. Находка;

- техническое перевооружение котельной 6 МВт в связи с переводом на природный газ для выполнения требований СНиП II-35-76, ПБ 12-529-03 и ПБ 10-574-03 (в том числе внутреннее газоснабжение котельной, датчики загазованности, термозапорный клапан, система вентиляции и пр.) с. Находка;

- строительство нового распределительного коллектора РК-1 тепловых сетей на выводе из котельной для организации схемы распределения теплоносителя по направлениям в с. Находка;

- строительство и ввод в эксплуатацию в 2017 и 2018 годах новой газопоршневой электростанции ГПУ-ТЭЦ (Nэл = (4 ГПА х 4,0 МВт + (4,0)) = 16,0(20) МВт, Qтепл = ((30 + 7,44) + 7,44 + 3,72) = 45(48,58) Гкал/ч) со схемой выдачи тепловой и электрической мощности с замещением тепловой мощности существующих котельных № 1, 4, 6, 7, 8 и 82 («Термакс») в пов. Тазовский;

- реконструкция и техническое перевооружение существующих котельных сохраняемых в эксплуатации и резерве в пос. Тазовский: котельная № 2 «Геофизики» (реконструкция), котельная № 11 «Аэропорт» (реконструкция), котельная № 8 «Интернат» (техническое перевооружение), котельная № 4 «Рыбозавод» (реконструкция с переводом в режим насосной станции на обратном трубопроводе);

- вывод из эксплуатации и демонтаж котельного оборудования в морально устаревших котельных № 1, 4, 6, 7 в связи с выработкой основным оборудованием нормативного срока службы и замещением их тепловой мощности новой газопоршневой электростанцией ГПУ-ТЭЦ (Qуст = 45,0 Гкал/ч) в пос. Тазовский.

Таблица 1.17 Пуровский район.

Согласно схеме теплоснабжения МО Пуровский район на 2014 год и на перспективу до 2028 года предусмотрены следующие мероприятия по развитию источников тепловой энергии:

- строительство блочно-модульной котельной мощностью 5,0 МВт (4,3 Гкал/ч) в с. Сывдарма;

- строительство 2-го блока котельной № 3 пос. Пуровск (2 котла КВСА-2,0 мощностью 1,72 Гкал/ч каждый) в целях устранения дефицита мощности и обеспечения перспективной тепловой нагрузки потребителей;

- строительство новой котельной в районе котельной № 2 с объединением зон действия выводимых из эксплуатации котельных № 1 и № 2 в пос. Пурпе;

- строительство новой котельной в районе артезианских скважин по ул. Аэродромная с объединением зон действия выводимых из эксплуатации котельных № 3 и № 4 в п. Пурпе;

- строительство новой котельной в п. Пурпе с объединением зон действия выводимых из эксплуатации котельных № 6 и № 8;

- строительство новой блочно-модульной котельной в районе котельной № 9 в п. Пурпе;

- строительство новой котельной в мкр. Ямальский-2 в п. Пурпе;

- увеличение мощности новой котельной в районе котельной № 2 на Гкал/ч в п. Пурпе;

- установка новых водогрейных котлов мощностью 10 Гкал/ч (3 ед.) и 5 Гкал/ч (2 ед.) в п. Ханымей;

- строительство блочно-модульной котельной на территории базы отдыха мощностью 3,0 Гкал/ч в д. Харампур.

Таблица 1.18 Приуральский район.

Программой комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры МО Приуральский район на период 2015 – 2019 годов предусмотрены следующие мероприятия по развитию теплосетевого хозяйства:

- строительство автоматизированной блочной котельной п. Горнокнязевск установленной мощностью 0,5 МВт (0,43 Гкал/ч), располагаемой в районе компактно сгруппированной общественной застройки населенного пункта;

- модернизация котельной № 2 с. Аксарка с заменой котла КИМАК на новый в связи с истечением срока службы;

- техническое перевооружение котельной № 1 с. Аксарка с монтажом дополнительного котла ТТ-100-6500, установленной мощностью 6,5 МВт, в т.ч. строительство здания (пристроя) в капитальном исполнении, сооружение трубопроводов и пуско-наладочные работы;

- модернизация котельной № 1 с. Аксарка с заменой котлов КИМАК на новые;

- модернизация котельной № 5 с. Аксарка с заменой котлов ВК-22 на новые в связи с истечением срока службы;

- строительство котельной с. Белоярск установленной мощностью 17,5 Гкал/ч, располагаемой на севере территории населенного пункта в коммунально-складской зоне;

- строительство блочно-модульной котельной общественной застройки д. Лаборовая установленной мощностью 2,1 Гкал/ч, располагаемой в центре территории населенного пункта вблизи компактно сгруппированной общественной застройки;

- строительство блочно-модульной котельной п. Щучье установленной мощностью 2,58 Гкал/ч, расположенной на территории существующего источника;

- монтаж блочной котельной мощностью 9,0 МВт (7,74 Гкал/ч) в с. Катравож;

- сокращение излишней мощности районной котельной за счет вывода из эксплуатации котлов, выработавших ресурс, на районной котельной (ДКВР 20/14, ДЭ 25/14) в пгт Харп;

- замена 3 водогрейных котлов ПТВМ-30 по сроку эксплуатации на современные котлы общей мощностью 105 Гкал/ч в пгт Харп;

- замена ВПУ на меньшую по производительности в связи с исчерпанием срока службы (производительность 20 т/ч) в пгт Харп.

4.3.4. Предложения по переводу на парогазовый цикл с увеличением мощности действующих котельных.

В настоящее время комбинированная выработка тепловой и электрической энергии осуществляется на следующих электростанциях энергосистемы ЯНАО: Уренгойская ГРЭС (установленная тепловая мощность 410 Гкал/час, осуществляет теплоснабжение р-на Лимбяяха г. Новый Уренгой), Ноябрьская ПГЭ (установленная тепловая мощность 95 Гкал/час, ООО «Ноябрьская ПГЭ» после завершения инвестиционного проекта по обеспеченю выдачи тепловой мощности (начало с 01 октября 2016 года) комерческий отпуск тепловой энергии в систему теплоснабжения г. Ноябрьска), ТЭС пгт Харп (осуществляет теплоснабжение пгт Харп), ГПЭС с. Аксарка (осуществляет теплоснабжение с. Аксарка).

Газотурбинные электростанции нефтяных и газовых месторождений имеют возможность получения тепла на котлах-утилизаторах в комбинированном цикле. На данный момент вся получаемая тепловая энергия с котлов-утилизаторов обеспечивает инфраструктуру месторождений. По причине удаленности ГТЭС от основных потребителей тепловой энергии (коммунальные сети МО) возможность снабжения теплом от данных ГТЭС МО отсутствует.

На ГТЭ-24, ГТГ-3, ГТГ-4 г. Лабытнанги существует возможность выработки тепла в комбинированном цикле на котлах-утилизаторах станций. Для того чтобы станции г. Лабытнанги могли снабжать город тепловой энергией, необходимо разработать проект выделения тепла в сети теплоснабжения города.

В г. Муравленко в 2011 году на территории котельная «Центральная» введена в эксплуатацию паровинтовая машина мощностью 1,0 МВт. Внедрение ПВМ-1000 и эффективное использование её мощности в сетях ВОС и ЦК позволило снизить потребление электроэнергии от сетей МУП «МПГЭС». Имеется техническая возможность установки на территории Центральной котельной Блок-2 ПВМ-1,0МВт.

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 36.

Схема 36. 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 37 приведена карта суммарной солнечной радиации в день на территории Российской Федерации.

Схема 37. Карта потока солнечной радиации, приходящегося на м² за один день
на территории России

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 38.

Схема 38. 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 -10єС 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.

4.5.1. Базовый вариант развития.

В разделе представлены перспективные балансы электроэнергии и мощности ЭЭС ЯНАО на 2018 – 2022 годы, учитывающие перспективный прогноз электроэнергии (мощности), соответствующий СиПР ЕЭС на 2017 – 2023 годы.

Перспективный баланс электрической энергии и мощности ЭЭС ЯНАО на 2018 – 2022 годы приведен в таблицах 44 и 45.

Таблица 44

Перспективный баланс электрической энергии ЭЭС ЯНАО

на период 2018 – 2022 годов, млн кВт·ч

Показатель	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год
1	2	3	4	5	6
Электропотребление, млн кВтч	11 428	11 565	11 715	11 921	12 405
Собственная выработка, млн кВтч	4352	4384	4418	4480	4558
Среднегодовые темпы прироста электропотребления, %	1,13	1,20	1,30	1,76	4,06
Сальдо-переток («+» дефицит – получение; «-» избыток – выдача)	7 076	7 181	7 297	7 441	7 847

Таблица 45

Перспективный баланс электрической мощности ЭЭС ЯНАО

на период 2018 – 2022 годов, МВт

Показатель	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год
1	2	3	4	5	6
Потребление – всего	1 545	1 555	1 575	1 605	1 665
Установленная мощность электростанций – всего	1032,67	1032,67	1032,67	1032,67	1032,67
В т.ч. Уренгойская ГРЭС	529,7	529,7	529,7	529,7	529,7
Ноябрьская ПГЭ	119,57	119,57	119,57	119,57	119,57
ПЭС Надым	24	24	24	24	24
ПЭС Уренгой	72	72	72	72	72
ГТЭС Ямбургская	72	72	72	72	72
ГТЭС Харвутинская	10	10	10	10	10
ГТЭС Песцовая	15	15	15	15	15
ГТЭС Юрхаровского НГКМ	8	8	8	8	8
ГПЭС Вынгапуровского ГПЗ	9	9	9	9	9
Новоуренгойская ГТЭС	120	120	120	120	120
Муниципальные электростанции  г. Салехарда	53,4	53,4	53,4	53,4	53,4
Сальдо перетока («+» дефицит – получение; «-» избыток – выдача)	512,33	522,33	542,33	572,33	632,33

Перспективный баланс электроэнергии (мощности) ЭЭС ЯНАО на 2018 – 2022 годы характеризуется как дефицитный. Рост потребления ЭЭС ЯНАО планируется в основном за счет присоединения энергорайона г. Салехарда (до 60 МВт потребления электрической мощности в период до 2022 года) и ввода промышленного предприятия ООО «НГХК» (110 МВт). Данный рост электропотребления покрывается за счет ввода Новоуренгойской ГТЭС и электростанций энергорайона г. Салехарда.

Таким образом, перспективный баланс электроэнергии (мощности) на 2018 – 2022 годы сохранится дефицитным с небольшим увеличением сальдо-перетоков из ЭЭС ХМАО.

4.5.2. Умеренно-оптимистический вариант развития.

Перспективный баланс электрической энергии и мощности ЭЭС ЯНАО на 2018 – 2022 годы приведен в таблицах 46 и 47.

Таблица 46

Перспективный баланс электрической энергии ЭЭС ЯНАО

на период 2018 – 2022 годов, млн кВт·ч

Наименование показателя	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год
1	2	3	4	5	6
Электропотребление, млн кВтч	14416	15365	15464	15486	16398
Собственная выработка, млн кВтч	4521	4554	4179	4780	5185
Среднегодовые темпы прироста электропотребления, %	6,20	6,58	0,64	0,14	5,89
Сальдо перетока («+» дефицит – получение; «-» избыток – выдача)	9 896	10 811	11 285	10 707	11 213

Таблица 47

Перспективный баланс электрической мощности ЭЭС ЯНАО

на период 2018 – 2022 годов, МВт

Показатель	2018 год	2019 год	2020 год	2021 год	2022 год
1	2	3	4	5	6
Потребление – всего	1 949	2 066	2 079	2 085	2 201
Установленная мощность электростанций – всего	1072,67	1072,67	1048,67	1173,67	1246,67
В т.ч. Уренгойская ГРЭС	529,7	529,7	529,7	529,7	529,7
Ноябрьская ПГЭ	119,57	119,57	119,57	119,57	119,57
ПЭС Надым	24	24	24	24	24
ПЭС Уренгой	72	72	72	72	72
ГТЭС Ямбургская	112	112	88	88	88
ГТЭС Харвутинская	10	10	10	10	10
ГТЭС Песцовая	15	15	15	15	15
ГТЭС Юрхаровского НГКМ	8	8	8	8	8
ГПЭС Вынгапуровского ГПЗ	9	9	9	9	9
Новоуренгойская ГТЭС	120	120	120	120	120
Муниципальные электростанции г. Салехарда	53,4	53,4	53,4	53,4	53,4
Муниципальные электростанции  г. Лабытнанги	0	0	0	0	73
ГТЭС Русского м/р	0	0	0	125	125
Сальдо перетока («+» дефицит – получение; «-» избыток – выдача)	876,3	993,3	1 030,3	911,3	954,3