Постановление Правительства Ямало-Ненецкого автономного округа от 29.04.2013 № 294-п

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

 

4.3.1. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях автономного округа мощностью не менее 5 МВт на пятилетний период

Планируемые на период 2012 – 2018 годов вводы, демонтажи и реконструкция генерирующих объектов приведены в таблице 4.3.1.1.

Таблица 4.3.1.1

Планируемые вводы, демонтажи и реконструкция генерирующего оборудования

№ п/п	Станция	Тип мероприятия	Установленная мощность исходная (МВт)	Год
1	2	3	4	5
1	2	3	4	5
1.	ГТЭС Новоуренгойского ГХК	ввод	120	2014
2.	ГТЭС Полярная*	ввод	48	2014
3.	ГТЭС Полярная*	расширение	24	2018
4.	Ямбургская ГТЭС	расширение	40	2013
5.	ПЭС Казым	вывод	6 x 12	2014
6.	ПЭС Уренгой	вывод	6 x 12	2014

* Рекомендуемый СИПР объем генерации ТЭС Полярная.

Кроме того, в расчетных моделях с 2013 года учтен потребитель Ванкорское месторождение (200 МВт) с электростанцией Ванкорская ГТЭС (установленная мощность – 200 МВт).

4.3.2. Обоснование предложений по вводу новых генерирующих мощностей

Район ПС Белоярская.

Наблюдается недопустимое снижение напряжения по транзиту 110 кВ Приозерная – Сорум – В. Казымская – Белоярская при выведенном в ремонт ВЛ 110 кВ Казымская ГТЭС – Белоярская 1 и аварийном отключении ВЛ 110 кВ Казымская ГТЭС – Белоярская 2, или аварийном отключении ВЛ 110 кВ Сорум – В. Казымская, или аварийном отключении ВЛ 110 кВ Белоярская – В. Казымская, или при выведенной в ремонт ВЛ 110 кВ Надым – Сорум и аварийном отключении ВЛ 110 кВ Надым – Л. Хеттинская. Для ликвидации недопустимых снижений напряжения в данном районе сети альтернативным мероприятием строительству второй цепи ВЛ 110 кВ от ПС Лонг-Юган до ПС Белоярская  (с установкой СКРМ мощностью не менее 50 МВАр) может быть ввод  генерации в районе ПС 110 кВ В. Казымская или ПС 110 кВ Белоярская взамен выводимой в 2014 году ПЭС Казым.

По предварительной оценке минимально необходимый уровень генерации предлагаемой станции должен быть не менее 15 МВт.

Район г. Ноябрьска.

В настоящее время Ноябрьская ПГЭ находится в статусе генератора, работающего в вынужденном режиме по критерию востребованности электрической мощности.

Начиная с 2011 года, некоммерческим партнерством «Совет Рынка» по итогам работы энергетической отрасли на ежеквартальной/годовой основе готовится обновленный рейтинг «Генерирующие компании: эффективность на рынке». Целью составления данного рейтинга является оценка и сопоставление эффективности функционирования генерирующих компаний с точки зрения поддержания готовности генерирующего оборудования к работе, оптимизации загрузки, удельных себестоимости и выручки на единицу выработки.

Рейтинг эффективности генерирующих компаний на рынке рассчитывается и публикуется в автоматизированной информационной системе «Рынки электроэнергии и мощности» (АИС РЭМ) НП «Совет рынка».  В сети Интернет результаты публикуются на странице по ссылке: http://www.ais.np-sr.ru/ratings/R120/. Целью публикации рейтинга является выявление лучших генерирующих и сбытовых компаний отрасли.

Согласно результатам опубликованных рейтингов (2011 год и III квартал 2012 года) на текущий момент ООО «Ноябрьская ПГЭ» является лидирующей генерирующей компанией в Российской Федерации по совокупному анализу критериев работоспособности оборудования, удельной себестоимости производства 1 МВт•ч электрической энергии, уровню загрузки генерирующих мощностей, а также эффективности продажи вырабатываемой электрической энергии и мощности.

Однако статус «вынужденного генератора» требует проведения дополнительного исследования на предмет необходимости и достаточности генерируемой данной станцией мощности.

Электрические сети Ноябрьского энергорайона обеспечивают транзит мощности из энергосистемы Ханты-Мансийского автономного округа – Югра в Северные районы энергосистемы автономного округа.

По результатам расчета электрических режимов энергосистемы автономного округа на зимний максимум нагрузки 2012 года выявлено, что в нормальной схеме сети дефицит активной мощности Ноябрьского и Северного энергорайонов покрывается по следующим линиям электропередачи:

- ВЛ 500 кВ Сургутская ГРЭС-1 – Холмогорская;

- ВЛ 500 кВ Кирилловская – Холмогорская;

- ВЛ 220 кВ Холмогорская – Когалым;

- ВЛ 220 кВ Холмогорская – Кирилловская;

- ВЛ 220 кВ Вынгапур – С. Варьеган;

- ВЛ 220 кВ Вынгапур – Зима.

В нормальной схеме токовая загрузка ВЛ 220 Холмогорская – Янга-Яха, ВЛ 220 кВ Холмогорская – Вынгапур, ВЛ 110 кВ Холмогорская – Ноябрьская ПГЭ составляет 35% от длительно допустимого значения. Напряжения находятся в допустимых пределах. На схеме 4.3.2.1 приведена нормальная схема сети района Ноябрьской ПГЭ на зимний максимум нагрузки 2012 года.

Схема 4.3.2.1. Схема потокораспределения в сети 110 – 500 кВ района Ноябрьской ПГЭ без вывода из эксплуатации Ноябрьской ПГЭ

(зимний максимум 2012 года)

При отключении одного сетевого элемента, например, ВЛ 220 кВ Холмогорская – Янга-Яха (ВЛ 220 кВ Холмогорская – Ноябрьская ПГЭ), наблюдается загрузка ВЛ 220 кВ Холмогорская – Вынгапур (ВЛ 220 кВ Холмогорская – Янга-Яха), а также шунтирующей сети 110 кВ (ВЛ 110 кВ Холмогорская – Ноябрьская ПГЭ 1,2 цепи), до 45%. На схеме 4.3.2.2 приведена схема потокораспределения в сети 110 – 500 кВ автономного округа при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Холмогорская – Янга-Яха.

Схема 4.3.2.2. Схема потокораспределения в сети 110 – 500 кВ автономного округа при аварийном отключении ВЛ 220 кВ Холмогорская – Янга-Яха без вывода из эксплуатации Ноябрьской ПГЭ (зимний максимум 2012 года)

Наложение аварийного отключения ВЛ 220 кВ Холмогорская – Янга-Яха на ремонт ВЛ 220 кВ Холмогорская – Вынгапур приводит к дополнительной загрузке  ВЛ 110 кВ Холмогорская – Ноябрьская ПГЭ 1,2 цепи (до 55%). Напряжения находятся в допустимых пределах. На схеме 4.3.2.3 представлена схема потокораспределения в сети 110 – 500 кВ автономного округа при сочетании аварийного отключения ВЛ 220 кВ Холмогорская – Янга-Яха без вывода из эксплуатации Ноябрьской ПГЭ.

Схема 4.3.2.3. Схема потокораспределения в сети 110 – 500 кВ автономного округа при сочетании аварийного отключения ВЛ 220 кВ Холмогорская – Янга-Яха и ремонта ВЛ 220 кВ Холмогорская – Вынгапур без вывода из эксплуатации Ноябрьской ПГЭ (зимний максимум 2012 года)

Анализ электрических режимов сети 110 кВ и выше энергосистемы

автономного округа с учетом вывода  из эксплуатации Ноябрьской ПГЭ

При выводе из эксплуатации Ноябрьской ПГЭ наблюдается общее снижение напряжения в сети 110 кВ и выше района ПС 220 кВ Янга-Яха, ПС 220 кВ Вынгапур вследствие увеличения дефицита активной мощности. Покрытие возросшего дефицита активной мощности в сети района Ноябрьской ПГЭ обеспечивается по связям с энергосистемой Ханты-Мансийского автономного округа – Югра. В нормальной схеме сети загрузка ВЛ 220 кВ Холмогорская – Янга-Яха составляет 59%, ВЛ 220 кВ Холмогорская – Вынгапур – 34%, ВЛ 110 кВ Холмогорская – Ноябрьская ПГЭ – 37%. На схеме 4.3.2.4 представлена нормальная схема сети 110 кВ и выше энергосистемы автономного округа с учетом вывода из эксплуатации Ноябрьской ПГЭ на зимний максимум 2012 года.

Схема 4.3.2.4. Схема потокораспределения в сети 110 – 500 кВ

района Ноябрьской ПГЭ с учетом вывода из эксплуатации Ноябрьской ПГЭ (зимний максимум 2012 года)

При аварийном отключении ВЛ 220 кВ Холмогорская – Янга-Яха отмечается увеличение токовой загрузки ВЛ 220 кВ Холмогорская – Вынгапур (до 52%) и ВЛ 110 кВ Холмогорская – Ноябрьская ПГЭ 1,2 цепи (до 63,4%). Также снижается напряжение в сети 110 кВ района ПС 220 кВ Вынгапур (отклонение напряжения на шинах ПС 110 кВ Губкинский от номинального значения доходит до 8%).

Наложение аварийного отключения ВЛ 220 кВ Холмогорская – Янга-Яха на ремонт ВЛ 220 кВ Холмогорская – Вынгапур приводит к снижению напряжения в сети 110 кВ района ПС 220 кВ Вынгапур ниже допустимого уровня (отклонение напряжения на шинах ПС 110 кВ Губкинский от номинала составляет 13%). Загрузка ВЛ 110 кВ Холмогорская – Ноябрьская ПГЭ 1,2 цепи составляет 86% (схема 4.3.2.5).

Схема 4.3.2.5. Схема потокораспределения в сети 110 – 500 кВ автономного округа при сочетании аварийного отключения ВЛ 220 кВ Холмогорская –

Янга-Яха и ремонта ВЛ 220 кВ Холмогорская – Вынгапур  с учетом вывода

 из эксплуатации Ноябрьской ПГЭ (зимний максимум 2012 года)

По состоянию на зимний максимум 2014 года при сочетании аварийного отключения ВЛ 220 кВ Холмогорская – Янга-Яха и ремонта ВЛ 110 кВ Холмогорская – Нобрьская ПГЭ 1 цепь с учетом демонтажа Ноябрьской ПГЭ (схема 4.3.2.6) наблюдается предельная загрузка 2-ой цепи ВЛ 110 кВ Холмогорская – Ноябрьская ПГЭ (98%).

Схема 4.3.2.6. Схема потокораспределения в сети 110 – 500 кВ автономного округа при сочетании аварийного отключения ВЛ 220 кВ Холмогорская –

Янга-Яха  и ремонта ВЛ 110 кВ Холмогорская – Ноябрьская 1 цепь с учетом вывода из эксплуатации Ноябрьской ПГЭ (зимний максимум 2014 года)

В связи с наличием риска нарушения надёжного функционирования энергосистемы и электроснабжения потребителей автономного округа требуется обеспечение резервов генерирующей мощности в Ноябрьском энергорайоне.

Вывод из эксплуатации Ноябрьской ПГЭ по факту признания станции «вынужденным генератором» без компенсации генерирующих мощностей в районе приведет к увеличению дефицита активной мощности Ноябрьского энергорайона, что ставит под угрозу энергетическую и экономическую безопасность региона.

Перспективный рост электропотребления обострит влияние отмеченных проблем на надежность электроснабжения существующих потребителей энергорайона и региона в целом. Возможность подключения новых потребителей будет определяться требованиями развития сети 220 кВ, связывающей энергосистемы автономного округа и Ханты-Мансийского автономного округа - Югра, либо вводом новых генерирующих мощностей. Технические решения по сетевому строительству  и вводам/демонтажам генерирующих мощностей определены в СиПР ЕЭС России на 2013 – 2019 годы и утвержденных инвестиционных программах субъектов электроэнергетики региона. В случае вывода из эксплуатации Ноябрьской ПГЭ потребуется корректировка решений по сетевому строительству 220 – 110 кВ, масштабное увеличение инвестиционных программ филиала ОАО «ФСК ЕЭС» МЭС Западной Сибири и ОАО «Тюменьэнерго».

С учетом вышеизложенного целесообразно сохранение в работе Ноябрьской ПГЭ в полном объеме.

Район г. Салехарда.

Ввиду особенностей прохождения трассы ВЛ 220 кВ Надым – Салехард проведение ее ремонтной кампании может приходится на осенне-зимний период. При проведении ремонта одной из ВЛ 220 кВ Надым – Салехард-1(2) дефицит мощности энергосистемы г. Салехарда (в отсутствие генерации ТЭС Полярная) будет компенсироваться за счёт ВЛ 220 кВ Надым – Салехард-2(1). В случае её аварийного отключения уже в 2014 году в энергосистеме придётся вводить графики временного отключения потребителей. При дальнейшем росте потребления необходимость ввода графиков временного отключения потребителей появляется уже и для нормальных режимов.

Строительство ТЭС Полярная позволит решить проблему сбалансированности работы энергорайона, а также позволит вывести из эксплуатации устаревшие дизельные электростанции, используемые для снабжения потребителей г. Салехарда в настоящее время. Кроме того, в перспективе присоединение электрических сетей г. Лабытнанги и пгт Харп к энергосистеме г. Салехарда, генерация планируемой станции становится ещё более востребованной. Сводные данные приведены в таблице 4.3.2.1.

Таблица 4.3.2.1

Сводные данные по обоснованию ТЭС Полярная

Показатель (МВт)	2011 год факт	2012 год	2013 год	2014* год	2015 год	2016 год	2017 год	2018  год
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Потребление по району г. Салехарда	61	68,8	74,98	81,64	88,99	92,5	96,2	100
1	2	3	4	5	6	7	8	9
Установленная мощность станций района г. Салехарда	85,3	85,3	85,3	85,3	85,3	85,3	85,3	85,3
Дефицит (+), избыток (-) (необходимый объем ТЭС Полярной (без учета вывода ДЭС))	-24,3	-16,5	-10,32	-3,66	3,69	7,2	10,9	14,7
Дефицит (+), избыток (-) (с учётом вывода ДЭС**) (необходимый объем ТЭС Полярной (с учётом вывода ДЭС))	-24,3	-16,5	-10,32	28,24	35,59	39,1	42,8	46,6

* Ввод ВЛ 220 кВ Надым – Салехард с ПС 220 кВ Салехард и ТЭС Полярная.

** Вывод из эксплуатации ДЭС-1 и ДЭС -2.

Минимально необходимый объем генерации ТЭС Полярная составляет 48 МВт (2*24 МВт), с учетом вывода в ремонт одного из блоков ТЭС Полярной установленная мощность ТЭС Полярная должна быть не менее 72 МВт (3*24 МВт). Предлагаемая к вводу мощность ТЭС Полярная учитывается в балансах и расчетах электрических режимов.

Расчет потенциально возможного уровня генерации

В рамках данной работы было проведено дополнительное исследование возможности установки источников генерации в следующих центрах питания:район ПС 220 кВ Салехард, район ПС 500 кВ Тарко-Сале и район Ноябрьской ПГЭ.

Исследование проводилось для двух режимов: режим зимнего максимума нагрузки 2014 года и режим зимнего максимума нагрузки 2018 года. В каждом случае рассматривалось увеличение генерации в указанных центрах питания до достижения предельного уровня по условиям устойчивости с учетом отключения наиболее загруженного сетевого элемента. В случае ПС 500 кВ Тарко-Сале и Ноябрьской ПГЭ в отключенном состоянии находилась ВЛ 500 кВ Холмогорская – Муравленковская, в случае ПС 220 кВ Салехард – одна цепь ВЛ 220 кВ Надым – Салехард.

Оценка потенциала генерации в узле ПС 220 кВ Салехард с учётом сценарного развития, предлагаемого органами исполнительной власти автономного округа (вывод из эксплуатации дизельных электростанций ДЭС-1 и ДЭС-2 и газотурбинной электростанции ГТЭС-3), с учётом методических рекомендаций по устойчивости и методических рекомендаций по проектированию и развитию сетей составляет 275 МВт. Дальнейший рост генерации в данном узле приводит к превышению длительно допустимой токовой загрузки оставшейся в работе ВЛ 220 кВ Надым – Салехард и требует дополнительного сетевого строительства. Возможность технической реализации потенциала роста установленной мощности станции в районе ПС 220 кВ Салехард, качественные и количественные показатели схемы выдачи мощности, технико-экономическое обоснование и разработка стратегии работы новой генерации на рынке электрической энергии и мощности требуют дополнительного исследования, выходящего за рамки данной работы.

Результаты аналогичной оценки потенциала увеличения генерации для других узлов приведены в таблице 4.3.2.2.

Таблица 4.3.2.2

Сводные данные по обоснованию генерации автономного округа

№ п/п	Центр питания	Максимальная мощность без дополнительного сетевого строительства (МВт)
		2014 год	ограничение	2018 год	ограничение
1	2	3	4	5	6
1.	ПС 220 кВ Салехард	275	превышение ДДТН	275	превышение ДДТН
2.	ПС 500 кВ Тарко-Сале	390	устойчивость (статика)	700	устойчивость (статика)
3.	Ноябрьская ПГЭ	400	устойчивость (статика)	450	устойчивость (статика)

Из таблицы 4.3.2.2 видно, что предлагаемое сетевое строительство улучшает ситуацию в синхронизированной части схемы электроснабжения автономного округа к 2018 году и позволяет наращивать собственные генерирующие источники. Однако конкретные решения по схемам выдачи мощности, балансовым и технико-экономическим обоснованиям необходимости строительства новых источников генерации сверх имеющихся или уже запланированных к строительству, а также уточненные значения допустимой установленной мощности, должны приниматься в рамках отдельных проектов, учитывающих все возможные сценарные условия работы предполагаемых источников генерации.

Отсутствие приращения возможной генерации в районе г. Салехарда обусловлено тупиковой схемой присоединения ранее изолированной энергосистемы г. Салехарда и единственной связью с централизованной схемой электроснабжения автономного округа по двум ВЛ 220 кВ Надым – Салехард.

В связи с особенностями региона, связанными с большими запасами углеводородного сырья, особой продолжительностью зимнего периода и краткосрочностью ремонтной кампании, предлагается рассмотреть установку газо-турбинных и паро-газовых установок выработки электрической и тепловой энергии.

4.4. Прогноз возможных объемов развития энергетики автономного округа на основе ВИЭ и местных видов топлива

 

4.4.1. Ветроэнергетика

Программой модернизации электроэнергетики России на период до 2020 года в автономном округе предусмотрен ввод 0,7 МВт мощности ветрогенерирующих установок за период 2016 – 2020 годов. Для установки предполагается использовать децентрализованные ветровые электростанции и ветро-дизельные электростанции мощностью 10 – 50 кВт.

Потенциал развития генерации электроэнергии на ветрогенерирующих установках можно оценить по карте 4.4.1.1.

Карта 4.4.1.1. Распределение удельного ветропотенциала (Вт/м2)

на высоте 100 м

Наиболее перспективной территорией по вводу ветрогенерирующих установок является запад и северо-запад региона (в данном районе отсутствует централизованное энергоснабжение) с удельным ветровым потенциалом до 1 МВт/м2.

Наиболее перспективным является ввод ветрогенерирующих установок в территориально удаленных от ЕЭС районах для обеспечения нефтяных, газовых месторождений и удаленных поселений без подключения ветрогенерирующих установок к сети. Резервным источником энергии в данном случае будет являться маневренная дизельная установка, работающая во время штиля.

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

 

4.4.3. Приливная энергетика

Территория автономного округа 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 в составе энергосистемы 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 автономном округе 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 карте 4.4.4.1 приведена карта суммарной солнечной радиации в день на территории России.

Карта 4.4.4.1. Карта потока солнечной радиации, приходящегося на м²

за один день на территории России

По приведенной выше карте можно отметить, что по территории  автономного округа суммарная солнечная радиация на 1 м² в течение дня распределяется следующим образом: на западе – от 3 до 3,5 кВт*ч/м², в центральной, южной и северо-западной частях – от 3,5 до 4 кВт*ч/м², в северо-восточной части – от 4 до 4,5 кВт*ч/м². В то же самое время продолжительность солнечного сияния по территории  автономного округа составляет менее  1 700 часов в год. Карта продолжительности сияния приведена ниже.

Карта 4.4.4.2. Карта продолжительности солнечного сияния

По приведенным выше картам можно приблизительно оценить максимальную возможную величину выработки электроэнергии на территории автономного округа: 170 – 200 млн. кВт*ч за год. Но с учетом нахождения более половины территории автономного округа за Полярным кругом можно утверждать, что выработка электроэнергии на солнечных электростанциях будет 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 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 автономного округа экономически и технически нецелесообразно.

 

4.4.5. Биоэнергетика

Данный сегмент возобновляемых источников энергии 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 автономном округе 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 тут. 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 тут. При переработке 1 тонны твердых бытовых отходов можно получить 70 – 115 м³ биогаза или 0,05 – 0,08 тут.

Для биотоплива второго поколения требуются достаточно большие посевные площади. Но в автономном округе 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 мерзлотой 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 автономного округа 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 автономного округа находится порядка 300 000 озер) не может быть применена. Единственная возможность получения биотоплива из водорослей на территории автономного округа – выращивание водорослей в малых биореакторах около ТЭЦ за счет сбросного тепла станций.

 

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

Общая оценка балансовой ситуации на пятилетию перспективу приведена в таблицах 4.5.1, 4.5.2.

Таблица 4.5.1

Балансы мощности на пятилетний период (МВт)

№ п/п	Мощность	Год
		2012 (факт)	2013	2014	2015	2016	2017	2018
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1.	Установлен-ная мощность*	795,6	860,6	908,6*	908,6*	908,6*	908,6*	932,6*
2.	Располагае-мая мощность	771,6	836,6	884,6	884,6	884,6	884,6	908,6
3.	Максимум потребления	1 540,8	1 584,98	1 540	1 570	1 599	1 635	1 650
3.1.	По синхрон-ной части	1 472	1 510	1 540	1 570	1 599	1 635	1 650
3.2.	По энерго-системе г. Салехарда	68,8	74,98	синхронизирована с энергосистемой
4.	Дефицит (-) / (+) избыток по синхрон-ной части энергосис-темы	-700,4	-673,4	-655,4	-685,4	-714,4	-750,4	-741,4

* Учтена ТЭС Полярная мощностью 72 МВт (рекомендуемая СИПР).

Таблица 4.5.2

Балансы электроэнергии на пятилетний период

№ п/п	Электроэнергия (млн. кВтЧч)	Год
		2012	2013	2014	2015	2016		2017	2018
1	2	3	4	5	6	7		8	9
1.	Потребление электроэнергии	10 880	11 033,3	10 900	11 260	11 520		11 800	11 895
1.1.	По синхронной части	10 553,1	10 690	10 900	11 260	11 520		11 800	11 895
1.2.	По изолирован-ной энергосистеме г. Салехарда	326,9	343,3	синхронизирована с энергосистемой
2.	Выработка электроэнергии	2 756,9	5 122,87	4 838,2	4 831,9		5 347	5 587,12	5 657
2.1.	По синхронной части	2 430,0	4 779,57	4 838,2	4 831,9		5 347	5 587,12	5 657
2.2.	По изолирован-ной энергосистеме г. Салехарда	326,9	343,3	синхронизирована с энергосистемой
3.	Сальдо перетоков «+» избыток, «-» дефицит	-8 123	-5 910	-6 061,8	-6 428,1		-6 173	-6 212,9	-6 238