Индекс материала
Анализ энергетического комплекса НАО
Климат
Население
Промышленность и транспорт
Нефтедобыча
Энергетическая инфраструктура
Нефтепроводы
Магистральные нефтепроводы
Газопроводы
Электрические сети
Состояние электросетей
Потребность в ремонте
Линии ЭП
Анализ расположения источников
Нефтегазовые компании
ГТЭС
Суммарная мощность
Северный завоз
Объемы завоза
Затраты на транспортировку
Объемы субсидирования
Диаграммы
Состояние котельных
Котельные
Причины износа
Применение угля
Дизельные станции
Сельские ДЭС
Причины износа
Перекос нагрузки
Перспективы развития
развитие электросетей
Развитие сетей
Карта сетей
Оценка потенциала
Развитие автономных систем
Особенности
Анализ схем
Все страницы

Характеристика НАО

 

1.1 Географическое положение и природные условия

Географически  Ненецкий  автономный  округ  расположен  в  северной  части
Восточно-Европейской  равнины.  На  юго-западе  округ  имеет  границы  с
Архангельской  областью  (Мезенский  район),  на  юге  –  с  Республикой  Коми,  на северо-востоке  –  с  Ямало-Ненецким  автономным  округом.  На  севере  береговая линия  округа  омывается  Белым,  Баренцевым,  Печорским  и  Карским  морями Северного  Ледовитого  океана.  Более  90%  территории  округа  расположено  за полярным  кругом. 

Округ  также  включает  в  себя  полуостров  Канин,  острова Колгуев  и Вайгач. Территория  округа  вместе  с  островами  составляет  176,81  тыс. кв. км (1,03% от РФ, 18 место в РФ). Около 76,6% территории округа расположено в  зоне  тундры,  15,4%  занимает  лесотундра,  8%  (юго-западная  часть  округа)  – северная  тайга.  Рельеф  территории  в  основном  равнинный  (исключение  - Тиманский кряж и хребет Пай-Хой высотой до 467 м).

На территории округа расположено большое количество рек и озер. Главная водная  артерия  –  река  Печора  в  ее  нижнем  течении  (220км).  Наиболее  крупные реки:  Вижас, Ома,  Снопа, Пеша,  Волонга, Индига,  Черная, Море-Ю,  Коротаиха, Кара,  Большая  Роговая,  а  также  притоки Печоры  –  Сула, Шапкина,  Лая,  Колва, Адзьва и др.

 

 

1.2 Климатические условия
Характер климата - суровый. Средняя температура января от -12 градусов на
юго-западе округа до -22 градусов на северо-востоке, средняя температура июля от
+6 градусов на севере до +13 градусов на юге; количество осадков – около 350 мм в
год.

Средняя  продолжительность  гроз  составляет  10-20  часов  в  год  на  западе, востоке и юге округа. На севере округа – менее 10 часов в год.

По  ветровому  давлению  округ  относится  к  IV  району  (800Па)  на  юге;  V району  (1000Па)  в  северной  части;  VI  району  (1250Па)  на  островах  Колгуев  и Вайгач и полуострове Канин.

По толщине стенки гололеда округ относится к II району (15мм) на востоке и западе;  III  району  (20мм)  на  островах Колгуев,  Вайгач  и  полуострове Канин;  IV району на территории хребта Пай-Хой.

Ненецкий  автономный  округ  относится  к  району  с  умеренной  пляской проводов.

 

1.3 Административно- территориальное устройство
Ненецкий  автономный  округ  является  субъектом  Российской Федерации  и входит  в  состав  Северо-Западного  федерального  округа  (территориально  –  в Архангельскую область). Административный центр округа - город Нарьян-Мар. На территории  Ненецкого  автономного  округа  образованы  две  основные административные  единицы  муниципального  уровня:  муниципальный  район «Заполярный район» и городской округ «Город Нарьян-Мар». 

Территория  городского  округа  «Город  Нарьян-Мар»  совпадает  с территорией столицы Ненецкого автономного округа. Муниципальный  район  «Заполярный  район»  с  центром  в  п.Искателей включает  в  себя  всю  территорию  Ненецкого  автономного  округа.  В  его  состав
входит 19 муниципальных образований-поселений (1 городское и 18 сельских).

 

 

Состав муниципальных образований «Заполярного района»

• МО «Городское поселение «Рабочий поселок Искателей»
• МО «Андегский сельсовет» 
• МО «Великовисочный сельсовет» 
• МО «Канинский сельсовет» 
• МО «Карский сельсовет» 
• МО «Колгуевский сельсовет»
• МО «Коткинский сельсовет»
• МО «Малоземельский сельсовет»
• МО «Омский сельсовет»
• МО «Пешский сельсовет»
• МО «Поселок Амдерма» 
• МО «Приморско-Куйский сельсовет»
• МО «Пустозерский сельсовет»
• МО «Тельвисочный сельсовет»
• МО «Тиманский сельсовет»
• МО «Хорей-Верский сельсовет»
• МО «Хоседа-Хардский сельсовет»
• МО «Шоинский сельсовет»
• МО «Юшарский сельсовет»

1.4 Население Ненецкого автономного округа

Численность  населения  по  информации,  предоставленной  администрацией Ненецкого  автономного  округа,  составляет  по  округу  41 570  человек  (42 023 человек  по  данным  федеральной  службы  государственной  статистики  в  2009г.). Плотность  населения  –  0,2  чел/км2.  Средний  возраст:  31,5  лет.  Основная  часть населения (более 25 000 человек) проживает в г.Нарьян-Мар и п.Искателей.

Национальный состав, согласно переписи населения 2002г: ненцы – (18,7)%; коми  -  (10,9%);  русские  -  (62,4%);  украинцы  -  (3,2%);  белорусы  -  (1,0%),  другие национальности - (3,9%). Распределение численности населения в 2009г. по округу представлено на карте:

 

 

1.5 Промышленность и транспорт

Автодорожная сеть Ненецкого автономного округа включает в себя:
  дороги общего пользования федерального и территориального значения;
  ведомственные дороги;
  автозимники.

Протяженность автомобильных дорог общего пользования составляет 229км. Протяженность  дорог  с  твердым  покрытием  –  179км.  Протяженность ведомственных дорог и зимников более 1000км. Автомобильные дороги Ненецкого автономного  округа  (за  исключением  автозимников)  не  имеют  связи  с  сетью автодорог общего пользования России. 

Связь  г.Нарьян-Мар  с  населенными  пунктами  округа;  городами: Архангельск,  Москва,  Санкт-Петербург;  другими  регионами  России осуществляется  авиационным  транспортом.  Аэропорт  «г.Нарьян-Мар»  может принимать  воздушные  суда  категории  «ВС  2-4  кл.»  и  вертолеты  всех  типов  с максимальным взлетным весом до 80т.

Особую  роль  играет  малая  авиация  и  вертолетный  транспорт, осуществляющие  связь  с  труднодоступными  населенными  пунктами  округа  и вахтовыми поселками месторождений углеводородов в осеннее-весенний и летний периоды, когда отсутствуют автозимники.

Водный  транспорт  имеет  сезонный  характер.  Продолжительность  морской навигации  составляет  135-150  дней  в  году.  Основные  морские  порты  округа: Нарьян-Мар,  Амдерма,  а  после  ввода  в  эксплуатацию  Южно-Хыльчуюского месторождения  (ООО  «Нарьянмарнефтегаз»)  –  Дресвянка,  Варандей.  Также  на территории  округа  находятся  16  портопунктов,  расположенных  в  устьях  рек, впадающих в Белое, Баренцево и Карское моря и предназначенных в основном для «Северного  завоза».  Портопункты  и  порт  Амдерма  являются  рейдовыми.  Порт Нарьян-Мар  одновременно  принимает  суда  речного  и  морского  назначения. Протяженность судоходных речных путей округа составляет свыше 240 км.

Железнодорожный транспорт в округе отсутствует. 

Трубопроводный  транспорт  округа  представлен  внутрипромысловыми  и межпромысловыми  нефте-  и  газопроводами  частных  и  государственных нефтегазодобывающих  компаний.  Более  подробно  трубопроводный  транспорт рассмотрен в разделе 2 Том 1 концепции.

В Ненецком автономном округе преобладает добывающая промышленность, ориентированная на разработку и освоение месторождений углеводородов. Ее доля в общем промышленном производстве округа составляет 98% . По  состоянию  на  2009г.  на  территории  округа  открыто  86  месторождений нефти и газа. Восемь участков недр имеют федеральное значение.

 

Общий объем разведанных запасов нефти по категории А+В+С1+С2 на 2003 г. оценивался в 1250млн.т; газа - 524млрд.м3

Основные  нефтедобывающие  компании,  осуществляющие  деятельность  на
территории округа:
  Группа компаний «Лукойл» (43% добываемой нефти);
  ОАО «РН-Северная нефть» (ОАО «НК «Роснефть») (32% добываемой нефти);
  ООО «Компания Полярное Сияние» (9% добываемой нефти);
  ОАО «Тоталь Разведка Разработка Россия» (7% добываемой нефти).

Помимо  добывающей  промышленности  традиционными  отраслями  для региона  являются  оленеводство  и  рыболовство. Агропромышленный  комплекс,  в силу климатических условий, является источником жизнеобеспечения в основном коренного и местного населения.

С  точки  зрения  инвестиционной  привлекательности Ненецкий  автономный округ  имеет  достаточно  большой  потенциал.  Это  связано  в  первую  очередь  с дальнейшим  освоением  месторождений  углеводородов,  расположенных  на территории округа. Кроме того, округ может стать одной из площадок для развития месторождений Арктического шельфа России. 

Строительство  железной  дороги  до  п.Индига,  которое  заложено  в  планах развития  железнодорожного  транспорта  России  до  2030г.  позволит  создать  еще один  транспортный  узел  на  «Северном  морском  пути».  На  о.Колгуев  возможно создание  одного  из  промежуточных  транспортных  центров  для  переброски вахтовых бригад на Арктический шельф, а также аварийно-спасательного центра.

Ближайшее  завершение  строительства  автодороги  «г.Нарьян-Мар–Республика  Коми»  обеспечит  постоянную  автомобильную  связь  центра  округа  с «Большой  землей»,  что  в  свою  очередь  даст  толчок  к  увеличению  развития оленеводства  и  других  видов  хозяйственной  деятельности  коренных  народов Севера.

В  приложении  П1  в  сводной  таблице  приведены  общие  данные  по численности  населения,  социальной  сфере  и  промышленности  муниципальных образований Ненецкого Автономного округа.

 

2. Анализ состояния энергетической инфраструктуры НАО
(ЛЭП, газопроводы, нефтепроводы)

Объекты  энергетической  инфраструктуры  Ненецкого  автономного  округа (источники  электроснабжения,  котельные,  электрические  сети,  газопроводы, нефтепроводы и т.д.) можно условно разделить на две группы:
  Группа  1  –  объекты,  принадлежащие  муниципальным  образованиям Ненецкого автономного округа и находящиеся в государственной собственности.
  Группа  2  –  объекты,  принадлежащие  частным,  а  также  имеющим  в  своем составе  государственную  часть  нефтегазовым  компаниям,  которые  в  основном занимаются добычей углеводородов на территории округа. 

Соответственно и требования, предъявляемые к объектам 1 и 2 групп разные. Основной задачей объектов 1 группы является энергообеспечение муниципальных образований  округа  (г.Нарьян-Мар,  п.Искателей,  поселки  и  сельские  поселения). Объекты  2  группы  в  первую  очередь  ориентированы  на  энергообеспечение технологического  процесса  добычи,  первичной  переработки  и  транспортировки углеводородов.

Если  на  «Большой  земле»  крупные  энергоузлы,  а  вместе  с  ними  и  сети электро и теплоснабжения являются «общими» источниками энергоснабжения как для  промышленных  предприятий,  так  и  для  объектов  социально-бытового назначения, то на территории Ненецкого автономного округа объекты 1 и 2 группы развивались и развиваются обособленно друг от друга. Интеграция объектов 1 и 2 группы  (особенно  после  распада  СССР  и  перехода  Российской  Федерации  на «рельсы»  рыночной  экономики)  не  осуществлялась  в  силу  географических, экономических и других причин.

Географически  объекты  1  группы  расположены  на  территории  населенных пунктов  округа.  Объекты  2  группы  сконцентрированы  вокруг  разрабатываемых месторождений  углеводородов  на  территории  «Большеземельской  тундры» (центральная и северная часть «Колвинского мегавала», южная часть «Шапкинско-Юрьяхинского  мегавала»,  южная  и  восточная  часть  «Хорей-Верского  бассейна», северная часть «Хорей-Верской впадины»).
Рассмотрим отдельные части энергетической инфраструктуры НАО.

 

2.1 Нефтепроводы

Нефтепроводы  относятся  к  объектам  2  группы  энергетической инфраструктуры  округа.  Их  можно  разделить  на  внутрипромысловые, межпромысловые и магистральные.

Внутрипромысловые  нефтепроводы  расположены  на  территории месторождений  углеводородов  и  предназначены  для  транспортировки  продукции кустов скважин на установки первичной подготовки нефти и дожимные насосные станции (ДНС), которые также расположены на территории месторождений.

По межпромысловым  нефтепроводам  предварительно  подготовленная  либо «товарная»  нефть  транспортируется  на  крупные  ДНС,  центральные  пункты подготовки продукции скважин  (ЦПС), терминалы с узлами коммерческого учета нефти. К числу крупных межпромысловых нефтепроводов относятся:
  Нефтепровод,  связывающий  месторождения  «Вала  Гамбурцева» («Нядейюское»,  «Хасырейское»,  «Черпаюское»)  с  «Салюкинским» месторождением,  расположенным  на  территории  Республики  Коми. Протяженность нефтепровода 153км (участок «Салюка-Черпаю» - 103км; «Черпаю-Хасырей»  -  28км,  «Хасырей-Нядейю»  -  23км).  Собственник  нефтепровода  ООО «РН-Северная нефть».
  Нефтепровод,  связывающий  «Тэдинское»  месторождение  (оператор разработки ООО «Лукойл-Коми» ТПП «Лукойл-Севернефтегаз») и «Ардалинское» месторождение  (ООО  «Компания  Полярное  Сияние»)  с  терминалом  «Харьяга» Протяженность  нефтепровода  124км.  Собственники  - ООО  «Лукойл-Коми»  ТПП «Лукойл-Севернефтегаз» – 60км  (участок «Тэдинка-Ардалин») и ООО «Компания Полярное Сияние» - 64км (участок «Ардалин-Харьяга»).
  Нефтепровод  «Мусюршорское»  месторождение  (оператор  разработки ООО «НК  «Северное  сияние»)  –  «Харьяга».  Протяженность  нефтепровода  60км. Собственник нефтепровода ООО «НК «Северное сияние».
  Нефтепровод,  связывающий  «Южно-Шапкинское»  месторождение  с терминалом  «Харьяга»  Протяженность  нефтепровода  100км.  Собственник нефтепровода ООО «Лукойл-Коми» ТПП «Лукойл-Усинскнефтегаз».
  Нефтепровод,  связывающий  «Пашшорское»  месторождение  с  «Южно-Шапкинским» месторождением. Протяженность нефтепровода 32км. Собственник нефтепровода ООО «Лукойл-Коми» ТПП «Лукойл-Усинскнефтегаз».
  Нефтепровод, связывающий «Мядсейское» и «Тобойское» месторождения  с береговым  резервуарным  парком  БРП  «Варандей». Протяженность  нефтепровода около 18,5км. Собственник нефтепровода ООО «НМНГ-МНА».
  Нефтепровод,  связывающий  «Торавейское»  месторождение  с  БРП «Варандей».  Протяженность  нефтепровода  около  11,5км.  Собственник нефтепровода ООО «Нарьянмарнефтегаз».

 

Магистральные  нефтепроводы  связывают  крупные  ЦПС  и  терминалы  с системой  трубопроводов  «Транснефть»  и  с  БРП  «Варандей».  К числу магистральных  нефтепроводов,  расположенных  на  территории  округа  можно отнести:
  Нефтепровод,  связывающий  «Южно-Хыльчуюское»  месторождение  с БРП «Варандей». Протяженность нефтепровода 162км. Собственник нефтепровода ООО «Нарьянмарнефтегаз».
  Участок  нефтепровода  «Харьяга  -  Головные  сооружения»  (г.Усинск Республика  Коми).  Протяженность  нефтепровода  149км.  Собственник нефтепровода ООО «Лукойл-Коми».

Отдельно  можно  выделить  уникальный  для  округа  подводный магистральный  нефтепровод,  проложенный  в  две  нитки  по  дну  Баренцева (Печорского) моря и соединяющий береговой резервуарный парк БРП «Варандей» со  стационарным  морским  ледостойким  отгрузочным  причалом  (СМЛОП), расположенным  в  22,5км  от  берега.  Диаметр  трубопровода  820мм. Общая  длина 47км.

Общая  протяженность  межпромысловых  нефтепроводов  составляет  более 500км, магистральных нефтепроводов около 250км. Схема  основных межпромысловых  и магистральных  нефтепроводов  округа представлена на карте 1.2.1.

Основными  направлениями  развития  сети  нефтепроводов  округа  в  2010-2020г. будут являться:
  Строительство  внутрипромысловых  и  межпромысловых  нефтепроводов в  районе  «Центрально-Хорейверской»  группы  месторождений,  связанное  с разработкой  4-х  блоков  из  13  месторождений  «Центрально-Хорейверского подъема».  Блоки  включают  в  себя:  «Северо-Хоседаюское»,  «Висовое», «Верхнеколвинское»,  «Западно-Хоседаюское»,  «Сихорейское»,  «Восточно-Сихорейское»,  «Северо-Сихорейское»,  «Северо-Ошкотынское»,
«Сюрхаратинское»,  «Урернырдское»  «Восточно-Янемдейское»,  «Южно-Сюрхаратинское»,  «Пюсейское»  месторождения.  Их  запасы  составляют  95 миллионов тонн (С1+С2). Максимальный уровень добычи - 6,4 миллиона тонн, как ожидается,  будет  достигнут  на  месторождениях  в  2020  году.  Оператором разработки  месторождений  является  ООО  «СК  Русвьетпетро»  (Зарубежнефть, Petrovietnam).
  Строительство  внутрипромысловых  и  межпромысловых  нефтепроводов в  районе  северо-восточной  части  Хорейверской  впадины  (месторождения  «им. А.Титова»,  «им.Р.Требса»,  «Пасседское»).  Оператор  разработки  по  данным месторождениям не определен.
  Строительство  магистрального  (межпромыслового)  нефтепровода «Харьяга-Южное-Хыльчую»  мощностью  около  8  миллионов  тонн  в  год. Протяженность нефтепровода составит около 100км.  По сообщению официальных лиц ОАО «НК Лукойл», строительство нефтепровода должно начаться в 2010 году.
  Подключение  в  уже  существующую  транспортную  сеть межпромысловых  нефтепроводов  месторождений-спутников,  расположенных  в непосредственной близости от существующих нефтепроводов.

 

2.2 Газопроводы

Газотранспортная  сеть  в  округе  развита  слабо.  Это  обусловлено  тем,  что крупные  газоконденсатные  месторождения  («Кумжинское»,  «Коровинское»)  не разрабатываются, а на нефтегазоконденсатных месторождениях в первую очередь ведется  добыча  нефти.  Попутный  нефтяной  газ  в  основном  сжигается  на факельных установках, либо проходит процесс осушки, очистки от сероводорода и механических  примесей  и  далее  используется  как  топливо  для  газопоршневых  и газотурбинных электростанций, котельных и технологических установок подогрева нефти, сосредоточенных на месторождениях углеводородов.

На  территории  округа  расположено  два,  относительно  протяженных,
газопровода:
  Магистральный  газопровод,  «Василковское  газовое  месторождение  - г.Нарьян-Мар»  протяженностью  63км.  Собственник  газопровода  -  ЗАО «Печорнефтегазпром».  Газопровод  эксплуатируется  около  30  лет  и  предназначен для  снабжения  природным  газом  г.Нарьян-Мар,  п.Искателей,  п.Красное, с.Тельвиска.  Ежегодная  прокачка  по  газопроводу  составляет  120-140млн.м3 природного газа.
  Межпромысловый  наземный  газопровод,  «Ярейюское»  месторождение  - «Южно-Хыльчуюское»  месторождение  протяженностью  27км.  Собственник газопровода  -  ООО  «Нарьянмарнефтегаз».  Газопровод  был  построен  в  2008г.  и предназначен  для  снабжения  природным  газом  «Южно-Хыльчуюской» газотурбинной  электростанции  мощностью  125МВт,  а  также  потребителей  ЦПС месторождения «Южное Хыльчую».

Итого  общая  протяженность  магистральных  (межпромысловых) газопроводов на территории округа составляет менее 100км.

Газораспределительная система округа состоит из двух независимых групп:
 газораспределительной  системы  г.  Нарьян-Мар  и  п.Искателей,  а  также п.Красное и с.Тельвиска;
 газораспределительных  систем,  сосредоточенных  на  территории месторождений углеводородов.

В  целом,  развитие  газотранспортной  инфраструктуры  округа  связано  в первую  очередь  с  началом  освоения  крупных  газоконденсатных  месторождений «Кумжинского» и «Коровинского» и нефтегазоконденсатного «Лая-Вожского».  По первым двум месторождениям, правом на разработку которыми владеет ООО «СН-Инвест», аффилированное с Alltech, ведутся подготовительные работы. Освоение месторождений начнется не ранее 2011г. 

Оператор  разработки  «Лая-Вожского»  нефтегазоконденсатного месторождения  по  состоянию  на  ноябрь  2009г.  отсутствует.  Ранее  лицензией  на разработку месторождения владело ЗАО «Печорнефтегазпром», но в конце ноября 2007г.  лицензия  у  ЗАО  «Печорнефтегазпром»  была  отозвана  в  связи  с невыполнением условий лицензионного соглашения.

Вторым  направлением  развития  газотранспортной  инфраструктуры  округа можно  выделить  направление  газификации  поселков  и  сельских  поселений, расположенных в бассейне реки Печора.

 

2.3 Электрические сети
Электрические  сети 1  группы  (сети поселков и  сельских поселений округа, включая  г.Нарьян-Мар  и  п.Искателей)  не  имеют  связи  с  энергосистемами Республики Коми и Архангельской области. 

Сети  включают  в  себя РУ, подстанции и  линии  электропередач  с классами напряжения  0,4кВ,  6кВ,  10кВ.  Сети  в  основном  расположенны  на  территории поселков  и  сельских  поселений  и  принадлежат  муниципальным  образованиям, сельскохозяйственным  предприятиям  и  сельхозкооперативам  (СПК  РК  «СУЛА», СПК  «Нарьяна-Ты»),  либо  в  настоящее  время  не  имеют  собственника.

Эксплуатацией  сельских  поселковых  сетей  занимаются  два муниципальных предприятия: 
  МП ЗР «Севержилкомсервис» (34 из 39 поселков и сельских поселений).
  МУП «Амдермасервис» (в п.Амдерма).

Идет  процесс  передачи  сетей,  не  закрепленных  за  обслуживающими организациями, в хозяйственное пользование МП ЗР «Севержилкомсервис». В  небольших  сельских  поселениях,  таких  как  д.Мгла,  д.Чижа,  д.Вижас, д.Щелино  и  др.  (всего  22  из  39  поселков  и  сельских  поселений)  распределение электроэнергии  производится  на  напряжении  0,4кВ.  В  остальных  поселках присутствуют  сети  0,4  и  6/10кВ. Следует  отметить,  что  в  основном  используется класс  напряжения  10кВ. 

Сети  выполнены  на  деревянных  опорах  (частично  с бетонными  пасынками)  со  штыревыми  изоляторами,  голым  сталеалюминевым проводом  марки  АС.  В  последние  годы  идет  постепенная  модернизация  сетей  с заменой  голого  провода  марки  АС  на  изолированный  провод  СИП.  В  поселках Бугрино,  Каратайка, Нельмин-Нос, Хорей-Вер  провод  АС  заменен  полностью  на СИП.  В  поселках  Усть-Кара,  Харута  провод  заменен  на  СИП  только  на  линиях 0,4кВ.

На  территории  округа  проложено  2  межпоселковые  воздушные  линии электропередач:
  ВЛ 10кВ «Нижняя Пеша – Верхняя Пеша»;
  ВЛ 10кВ «Верхняя Пеша – Волоковая».
Кроме  того,  г.Нарьян-Мар  и  с.Тельвиска  соединяет  воздушно-кабельная линия 6кВ протяженностью 10760 м.

Таблица 2.3.1.
ВЛ "Нижняя Пеша – Верхняя Пеша", ВЛ "Верхняя Пеша – Волоковая".

 

Общая  протяженность  сетей  0,4кВ  поселков  и  сельских  поселений  округа (без  г.Нарьян-Мар  и  п.Искателей)  составляет  более  210км,  сетей  6/10кВ  –  более 100км.
В  качестве  повышающих/понижающих  силовых  трансформаторов используются  трансформаторы  марок  ТМ  и  ТМГ  с  рядом  мощностей:  63кВА, 100кВА,  160кВА,  250кВА,  400кВА,  630кВА. В  п.Амдерма  на  трансформаторных подстанциях №9, 10, 13 установлены трансформаторы марки ТСМ 630/6 (630кВА, 6,3кВ), ТСМ 560/6 (560кВА, 6,3кВ), ТСМ 250/6 (250кВА, 6,3кВ). Суммарная  установленная мощность  силовых  трансформаторов  поселков  и сельских  поселений  округа  (без  г.Нарьян-Мар  и  п.Искателей)  составляет  более 22900кВА.

 

Типовые схемы электрических сетей сельских поселений: 
  «ДЭС 0,4кВ» - «РУ-0,4кВ» - «ВЛ 0,4кВ» - «Потребители», 
  «ДЭС 0,4кВ» - «РУ-0,4кВ» - «ТП-0,4/6(10)кВ» - «ВЛ 6(10)кВ» - «ТП-6(10)/0,4кВ» - «ВЛ 0,4кВ» - «Потребители». 

Электрические  сети  г.Нарьян-Мар,  п.Искателей  подробно  рассмотрены  в Томе 3 концепции.

Общее  состояние  электрических  сетей  поселков  и  сельских  поселений округа  с  большим  допущением  можно  оценить  как  «удовлетворительное».  Это связано  в  первую  очередь  с  отсутствием  на  протяжении  90-х  годов  достаточных бюджетных  средств на ремонт и реконструкцию  сетей,  а  также  с разграничением обязанностей по обслуживанию сетей. В более чем половине из 39 поселков округа процент износа электрических сетей составляет от 60 до 100%. При этом потери в сетях составляют от 6% до 40%.

В частности, необходима реконструкция сетей в п.Индига (процент износа - 90%),  п.Выучейский  (90%),  с.Шойна  (80%),  д.Кия  (90%),  д.Чижа  (75%),  д. Мгла (90%),  д.Устье  (100%),  с.Несь  (85%),  д.Тошвиска  (90%),  д.Лабожское  (90%), п.Амдерма  (90%), д.Макарово  (100%), с.Коткино  (80%), с.Оксино  (95%),  в других поселках и сельских поселениях.

Требуется  частичная  реконструкция  ВЛ  10кВ  «Нижняя  Пеша  –  Верхняя Пеша»  с  заменой  50%  деревянных  конструкций  промежуточных  опор  и дополнительным  укреплением  опор,  установленных  в  болотистой  местности  на протяжении 16км. Также требуют замены анкерные опоры. В местах перехода ВЛ через  реку  следует  установить  повышенные  металлические  анкерные  опоры. Необходимо  заменить  вышедшие  из  строя  линейные  разъединители  РЛНД-10  – 3шт.

На  ВЛ  10кВ  «Верхняя  Пеша  –  Волоковая»  отсутствует  резервная  нитка кабеля АППА-У - 480м по причине выхода ее из строя. Необходимо укрепить либо заменить  анкерные  и  специальные  опоры  по  причине  их  малого  заглубления  в грунт при установке. На протяжении 14км линии необходима  замена деревянных пасынков промежуточных опор.

 

Требуется ремонт резервной кабельной линии 6кВ (700м) в с.Тельвиска. Состояние  трансформаторного  оборудования  по  оперативной  информации МП  ЗР  «Севержилкомсервис»  в  зоне  ответственности  предприятия  в  целом удовлетворительное. Требуется ремонт и замена 2-х трансформаторов ТМ-160/10 в д.Волоковая и д.Верхняя Пеша и 1 трансформатора ТМГ-400/10 в п.Каратайка. Однако  износ  трансформаторного  оборудования  в  отдельных  поселках  (в частности в с.Тельвиска) составляет до 95%.

В любом случае, следует отметить, что существующее состояние поселковых сетей  требует  разработки  программы  реконструкции  электрических  сетей  округа. Основой  программы  должен  стать  комплексный  подход,  при  котором  должно учитываться  развитие  поселков  на  период  до  20лет. В  программу  реконструкции сетей должна быть включена реконструкция трансформаторных подстанций и РУ.

Электрические  сети  2  группы  (сети  предприятий  нефтегазового  комплекса) частично имеют связь с энергосистемой Республики Коми по ВЛ-220кВ «Харьяга-Северный Возей-Печора». С энергосистемой Архангельской области сети 2 группы по состоянию на 2009г. связи не имеют.

Электрические  сети  2  группы  включают  в  себя  РУ,  подстанции  и  линии электропередач с классом напряжения 6кВ, 10кВ, 35кВ, 220кВ.  Сети  2  группы  сконцентрированы  в  районах  разработки  месторождений углеводородов  и  предназначены  для  передачи  и  распределении  электрической энергии внутри месторождений и между месторождениями. 

Распределение  энергии  внутри  месторождений  (от  энергоцентров  на  кусты скважин и технологические установки) производится на напряжении 6(10кВ). Исключение  составляет  «Южно-Хыльчуюское»  месторождение  (ООО «Нарьянмарнефтегаз»), где распределение  электрической  энергии от энергоцентра на кусты скважин и ЦПС производится на напряжении 35кВ. 

Передача  электрической  энергии  от  энергоцентров  и  энергосистемы  на месторождения  и  между  месторождениями  производится  на  напряжении  35кВ  и 220кВ.

К  числу  крупных  воздушных  линий  электропередач  2  группы  можно отнести:
  ВЛ-220кВ  «Харьяга-Северный Возей-Печора»  протяженностью  около  20км (участок до границы с республикой Коми). Собственник ВЛ - Филиал ОАО «МРСК Северо-запада» (Печорские электрические сети «Комиэнерго»). ВЛ - двухцепная.
  ВЛ-220кВ «ЦПС Южное Хыльчую-ДНС Варандей» протяженностью 154км. Собственник  ВЛ  -  ООО  «Нарьянмарнефтегаз».  ВЛ  состоит  из  двух  одноцепных линий.
  ВЛ-35кВ  «ДНС  Варандей-БРП  Варандей»  протяженностью  около  40км. Собственник  ВЛ  -  ООО  «Нарьянмарнефтегаз».  ВЛ  состоит  из  двух  одноцепных линий.

 

  ВЛ-35кВ  «Хасырей-Черпаю»,  «Хасырей-Нядейю»  общей  протяженностью 51км. Собственник ВЛ - ООО «РН-Северная нефть». ВЛ – двухцепная.
  ВЛ-35кВ «Южная Шапка-Пашшор» протяженностью 32км. Собственник ВЛ - ООО «Лукойл-Коми» ТПП «Лукойл-Усинскнефтегаз». ВЛ – двухцепная.

Общая  протяженность  электрических  сетей  2  группы  напряжением  35кВ  и 220кВ  составляет  около  300км.  Суммарная  установленная  мощность  силовых трансформаторов напряжением 35кВ и 220кВ превышает 500МВА.

При  строительстве  ВЛ  35кВ  и  220кВ  на  территории  округа  применялись стальные  решетчатые  опоры.  Фундаменты  под  опоры  ВЛ  –  свайные,  стальные. Железобетонные фундаменты, как правило, не применялись.  При  строительстве  ВЛ-220кВ  «ЦПС  Южное  Хыльчую-ДНС  Варандей»  в проекте были  заложены поверхностные фундаменты для опор ПВ-220 5А, однако через  4  месяца  после  установки  опор  в  августе  2007г.  было  принято  решение  о модернизации  поверхностных фундаментов  с  укреплением  их  стальными  сваями,
т.к.  песчаную  подготовку  под  балочную  клетку  фундамента  размывало,  что приводило  к  смещению  последней  и  кручению  опор.  Практика  показала,  что использование поверхностных фундаментов в условиях тундры нецелесообразно. При  строительстве  сетей  6(10)кВ  2  группы  в  80х-90х  годах  XX-го  века  в качестве  промежуточных  широко  применялись  железобетонные  опоры  со штырьевыми  изоляторами.  Опоры  устанавливались  непосредственно  в  грунт  и укреплялись проволочными оттяжками. 

Практика  эксплуатации  таких  сетей  в  условиях  вечной  мерзлоты  выявила целый  ряд  недостатков:  требуется  постоянное  укрепление  опор  из-за  пучения грунта,  ревизия  оттяжек  и  т.д.  Недостатком  штырьевых  изоляторов  в  первую очередь  являются  достаточно  серьезные  требования  к  качеству  «вязок», используемых для крепления провода к изолятору. В  дальнейшем  при  строительстве  ВЛ-6(10)кВ  стали  использовать  свайные фундаменты  под  опоры.  В  качестве  сваи  используется  металлическая  труба,  в которую,  «по  принципу  стакана»,  опускается  опора  и  затем  крепится  к  свае специальным  хомутом.  Недостатком  такого  способа  является  разрушение железобетонной стойки опоры от льда и механических нагрузок в месте крепления ее к металлической свае.

Основная  нефтедобывающая  компания  округа  ООО  «Нарьянмарнефтегаз» использует  при  строительстве  ВЛ-6(10)кВ  опоры  типа  Пс10-Х  и  Ас10-Х, изготовленные  из  металлической  трубы  по  типовому  проекту  ОАО  «РОСЭП». Опоры  крепятся  к  свайному  фундаменту  (в  качестве  сваи  также  используется металлическая труба) сваркой. Также, при строительстве ВЛ с применением таких опор, используются подвесные изоляторы и провод СИП. 

Можно  сказать,  что  на  сегодняшний  день  ВЛ  6(10)кВ  с  металлическими опорами и проводом СИП являются одними из самых надежных. Однако стоимость таких  линий  в  2-3  раза  превышает  стоимость  линии  с  железобетонными  и деревянными опорами.

Схема электрических сетей 35кВ и 220кВ приведена на карте 1.2.1. Развитие  сетей  предприятий  нефтегазового  комплекса  и  муниципальных образований  округа  рассмотрено  в  разделе  7 Том  1  концепции,  разделе  11 Том  2 концепции и разделе 7 Том 3 концепции.

 

 

3. Анализ расположения источников электроснабжения
различных собственников на территории НАО и
перспективы их развития

Кроме  источников  электроснабжения,  принадлежащих  муниципальным образованиям Ненецкого  автономного округа, на  территории округа расположено
большое  количество  генерирующих  источников,  принадлежащих  различным собственникам,  в  основном  предприятиям  нефтегазовой  сферы.  Территориально источники  «привязаны»  к  месторождениям  углеводородов,  на  которых  ведется добыча нефти и газа.

Установленная мощность таких мини-электростанций находится в диапазоне
от  500кВт  до  нескольких МВт. Мини-электростанции  как  правило  состоят  из  2-5 дизель-генераторных  установок  (ДГУ)  и/или  газопоршневых  установок  (ГПУ)  с единичной мощностью от 100-200кВт до 2,5МВт.  ДГУ и ГПУ до 800кВт укомплектованы генераторами с напряжением 0,4кВ. ДГУ и ГПУ свыше 1МВт укомплектованы генераторами с напряжением 6(10)кВ.

Каждая ДГУ (ГПУ), как правило, смонтирована в отдельном металлическом утепленном  «арктическом»  контейнере  и  оснащена  микропроцессорной  панелью управления  с  возможностями  автоматического  запуска  и  параллельной  работы нескольких  агрегатов  с  пропорциональным  делением  активной  и  реактивной мощности  между  агрегатами.  Контейнер  имеет  усиленную  раму  и  позволяет установить  ДГУ  или  ГПУ  как  на  подготовленный  фундамент,  так  и  на железобетонные  плиты,  под  которыми  предварительно  была  выполнена  песчаная подготовка.

В  качестве  примеров  можно  привести  количество  и  суммарную установленную мощность ДГУ и ГПУ ряда нефтегазовых компаний, работающих на территории округа:
  ООО  «РН-Северная Нефть»  (ОАО  «НК  «Роснефть»)  имеет  в  своем  составе 33 ДГУ общей мощностью 32МВт и 5 ГПУ общей мощностью 3,72МВт;
  ООО  «Нарьянмарнефтегаз»  (ОАО  «НК  «ЛУКОЙЛ»,  JSC  ConocoPhillips) имеет в своем составе 47 ДГУ общей мощностью 49,7МВт;
  ОАО  «Печоранефть»  имеет  в  своем  составе  2  ДГУ  общей  мощностью 0,98МВт и 11 ГПУ общей мощностью 8,5МВт.

Суммарная установленная мощность ДГУ и ГПУ нефтегазовых компаний на территории округа составляет более 120МВт.

 

Нефтегазовые  компании,  работающие  на  территории  округа,  в  основном используют  ДГУ  и  ГПУ  Российских  компаний-пэкеджеров  (от  англ.  слова «package» - упаковка) на базе оборудования импортных производителей (двигатели и агрегаты Caterpillar, Perkins, Cummins, FG Wilson, генераторы Leroy Somer и др.).

Следует  отметить,  что  нефтегазовые  компании  регулярно  практикуют переброску ДГУ и ГПУ с одного месторождения на другое для покрытия дефицита мощности,  поэтому  фактически  установленная  мощность  мини-электростанций, смонтированных на месторождениях углеводородов – величина переменная. Из  стационарных  электростанций  на  базе  ДГУ  можно  отдельно  выделить дизельную  электростанцию  берегового  резервуарного  парка  (БРП)  «Варандей» Варандейского  нефтеотгрузочного  терминала.  Электростанция  расположена  на территории  БРП  и  включает  в  себя  4  ДГУ  единичной  мощностью  8МВт.

Суммарная  установленная  мощность  электростанции  32МВт.  Основные потребители  электростанции  –  насосное  и  технологическое  оборудование  БРП, предназначенное  для  подачи  товарной  нефти  из  резервуарного  парка  на СМЛОП (Стационарный  Морской  Ледостойкий  Отгрузочный  Причал),  расположенный  в Баренцевом  море  на  расстоянии  22,5км  от  берега  и  далее  загрузки  танкеров усиленного ледового класса дедвейтом от 20 до 70 тыс.тонн.

Также на территории Ненецкого автономного округа расположено несколько относительно  крупных  стационарных  электростанций  на  базе  газотурбинных установок  (ГТУ).  К  их  числу  относятся:  «Южно-Шапкинская»  ГТЭС,  «Южно-Хыльчуюская» ГТЭС, «Хасырейская ГТЭС», «Ардалинская ГТЭС». Также  ГТЭС  смонтированы  на  «Тэдинском»  месторождении  (оператор разработки  ООО  «Лукойл-Коми»  ТПП  «Лукойл-Севернефтегаз»)  и  на  ЦПС «Харьягинского»  месторождения  (оператор  разработки  ОАО  «Тоталь  Разведка Разработка Россия»).

 

Основным  топливом  указанных  ГТЭС  является  попутный  нефтяной  газ.  В качестве резервного может быть использовано дизельное топливо.

В  2010г.  в  составе  «третьей  фазы»  разработки  «Харьягинского» месторождения  должна быть пущена  в  строй  новая ГТЭС мощностью 30МВт. На ГТЭС будут установлены 2 блока Titan 130 (поставщик - Solar Turbines) единичной мощностью 15МВт. 

 

Основные технические характеристики крупных ГТЭС приведены в таблице.

Вышеперечисленные  ГТЭС  смонтированы  на  крупных  месторождениях  в составе установок подготовки товарной нефти (ЦПС) либо вместе с оборудованием первичной  подготовки  товарной  нефти  и  дожимными  насосными  станциями (ДНС). ГТЭС  предназначены  для  покрытия  нагрузки месторождения,  на  котором она  установлены  и  кроме  того  имеют  резерв  для  покрытия  нагрузки  ближайших месторождений, лицензиями на разработку которых владеет собственник ГТЭС.

Такие месторождения, как правило, расположены на расстоянии 20-30км от ГТЭС.  Следует  отметить,  что  фактическая  нагрузка  на  существующих  ГТЭС  в данное  время  составляет  70-80%  от  установленной  мощности,  поэтому необходимого  запаса  мощности  для  электроснабжения  сторонних  потребителей ГТЭС не имеют.

Исключение  составляет  «Южно-Хыльчуюская»  ГТЭС.  В  настоящее  время электростанция имеет запас мощности порядка 45% от установленной. Кроме того, разработан проект 2 очереди ГТЭС, согласно которому планируется смонтировать еще  5  ГТУ  общей  мощностью  125МВт.  При  этом  суммарная  установленная мощность  ГТЭС  будет  составлять  250МВт.  Реализация  2  очереди  «Южно-Хыльчуюской»  ГТЭС  в  настоящее  время  находится  под  вопросом  вследствие экономических и других причин.

 

Суммарная  установленная  мощность  электростанций  предприятий нефтегазовой  сферы  на  территории  округа  по  состоянию  на  2009г.  составляла более 350МВт. Дальнейшее  увеличение  количества  источников  электроснабжения,  а следовательно  и  установленной  мощности  на  предприятиях  нефтегазовой  сферы обусловлено тремя основными факторами:
  увеличением  объема  добычи  углеводородов  на  уже  разрабатываемых месторождениях  нефти  и  газа  при  постепенном  выводе  из  бурения  нового фонда скважин;
  переход  на  добычу  нефти  механическим  способом  с  использованием погружных насосных установок;
  дальнейшая разработка новых месторождений углеводородов. 

Однако  следует  отметить,  что  указанный  процесс  будет  происходить обособленно и  вдали от поселков и  сельских поселений округа в первую очередь из-за географического расположения месторождений углеводородов и населенных пунктов округа.

Основные  направления  развития  генерирующих  мощностей  предприятий нефтегазовой сферы, работающих на территории округа, рассмотрены в разделе 7 Том 1 концепции.

 

4. Анализ структуры и распределения северного завоза по
населенным пунктам округа 

Северный  завоз  топлива  на  территорию  Ненецкого  автономного  округа осуществляется морским и речным транспортом в период навигации.  Морем  топливо  доставляется  в  поселки  и  сельские  поселения, расположенные:  на  побережье  Белого  моря  (населенные  пункты  Шоинского  и Канинского  сельских  советов);  Баренцева  моря  (населенные  пункты  Омского,
Пешского и Тиманского сельских советов); Карского моря  (п.Усть-Кара Карского сельского  совета  и  п.Амдерма)  островах  Колгуев  (п.Бугрино  Колгуевского сельского совета) и Вайгач (д.Варнек Юшарского сельского совета).

Рекой топливо доставляется в поселки и сельские поселения, расположенные в бассейне р.Печора,  а  также на  территории Большеземельской  тундры  (п.Хорей-Вер  и Харута)  и  входящие  в  состав: Андегского, Великовисочного, Коткинского, Малоземельского,  Приморско-Куйского,  Пустозерского,  Тельвисочного,  Хорей-Верского, Хоседа-Хардского сельских советов. 

В ряд населенных пунктов (д.Снопа, д.Вижас, п.Выучейский и др.) доставка топлива  осуществляется  по  временным  дорогам  в  зимний  период  из  центров муниципальных образований.

Диаграмма "Распределение объемов «Северного завоза» по видам транспорта"

Проблемы  доставки  топлива  в  населенные  пункты  при  организации «Северного  завоза»  в  первую  очередь  связаны  с  ограниченным  сроком  морской навигации  в  Белом  и  Баренцевом  морях  с  июня  (июля)  по  сентябрь  (октябрь)  в зависимости от погодных условий. 

Еще  более  короткий  период  времени  (1-2  недели)  имеется  в  наличии  для доставки топлива по рекам в весенний период по «большой воде» в такие поселки, как Хорей-Вер и Харута.

В  период  «Северного  завоза»  в  населенные  пункты  округа  доставляется дизельное топливо, каменный уголь, дрова, нефть, моторные масла и смазки.

 

Объемы топлива, завезенного в Ненецкий автономный округ в 2009г.

Основной  затратной  частью  «Северного  завоза»  является  приобретение  и доставка дизельного топлива. Далее следуют: каменный уголь и дрова. Затраты на приобретение и доставку нефти составляет менее 1% от общих затрат.

Распределение денежных средств на закупку топлива

Средняя  стоимость  каждого  вида  топлива  по  округу  в  2009г.  приведена  в таблице 1.4.2. Стоимость топлива по округу формируется из двух  составляющих: закупочной цены на топливо и стоимости его доставки до конечного населенного пункта. При этом затраты на транспортировку топлива по округу составляют от 45 до 73% от общей стоимости топлива. 

В  таблице  приведены  затраты  на  транспортировку  каждого  вида топлива в % от общей стоимости топлива.

Средняя стоимость топлива

Затраты на транспортировку топлива в % от общей стоимости топлива.

Максимальные  затраты  на  транспортировку  каждого  вида  топлива,  а следовательно и конечная стоимость топлива по округу существенно различаются. Стоимость  1тн  дизельного  топлива  и  1м3дров  растет  с  увеличением расстояния  от  «условного»  центра  Ненецкого  автономного  округа  -  поселков  и сельских поселений, расположенных в бассейне р.Печора. 

Минимальная  стоимость  1тн  дизельного  топлива  и  1м3дров  в  «условном» центре округа составляет соответственно 29198руб/тн и 3037руб/м3.

Максимальная  стоимость 1тн дизельного  топлива  составляет 34700руб/тн  в населенных пунктах: Н.Пеша, Индига, Бугрино, Усть-Кара, Каратайка, Варнек и в других  удаленных  от  центра  округа  поселках  и  сельских  поселениях.  Дизельное топливо в указанные поселки доставляется морским транспортом.

Максимальная стоимость 1м3 дров составляет 4860руб/м3в п.Бугрино. Дрова доставляются в поселок морем.

Минимальная  стоимость  1тн  каменного  угля  составляет  4557руб/тн  в п.Шойна,  с.Несь,  д.Чижа  и  растет  в  направлении  от  западной  к  восточной  части округа.  В  западную  и  восточную  часть  округа  уголь  доставляется  морем,  в центральную  часть,  расположенную  в  бассейне  р.Печора,  уголь  доставляется речным транспортом.

Максимальная  стоимость  1тн  каменного  угля  составляет  6492руб/тн  в п.Усть-Кара. Каменный уголь доставляется в поселок морем.

Затраты на закупку топлива для «Северного завоза» на 80% покрываются за счет средств федерального бюджета.

Объемы субсидирования в 2009г по округу в % по каждому виду топлива для организаций и населения приведены в таблице.

 

Объемы субсидирования в % для населения и организаций в 2009г.

Средние  показатели  по  объемам  топлива,  завозимого  на  1  человека,  в поселках и сельских поселениях округа с учетом потребления предприятиями (без учета населения г.Нарьян-Мар и п.Искателей) приведены в таблице.

Средние показатели по объемам топлива, завозимого на 1 человека
(без учета населения г.Нарьян-Мар и п.Искателей).

При  пересчете  в  условное  топливо  по  «угольному  эквиваленту»  с использованием коэффициентов: 1,45 для дизельного топлива, 0,266 для дров, 1,43 для  нефти,  0,768  для  каменного  угля  получим  средний  показатель  условного топлива, завозимого на 1 человека в Ненецком автономном округе, равный 2,76тн.

На  диаграммах  1.4.3-1.4.11  приведены  показатели  завозимого  дизельного топлива,  каменного  угля,  дров  и  условного  топлива  на  1  человека  по  каждому населенному  пункту  (без  г.Нарьян-Мар  и  п.Искателей),  а  также  численность населения по каждому населенному пункту.

 

Численность населения по населенным пунктам Ненецкого автономного округа в 2009г. (без г.Нарьян-Мар и п.Искателей)

Годовой объем завозимого каменного угля на 1 чел,  тн.

Годовой объем завозимого дизельного топлива на 1 чел, тн.

Годовой объем завозимых дров на 1 чел, м3

Годовой объем завозимого условного топлива на 1 чел, тн.

Приведенная стоимость каменного угля на 1 чел, руб.

Приведенная стоимость дизельного топлива на 1 чел, руб.

Приведенная стоимость дров на 1 чел, руб.

Суммарная приведенная стоимость топлива на 1 чел, руб.

Из приведенных диаграмм следует, что максимальное количество условного топлива  на  1  человека,  равное  5,77тн  завезено  в  2009г.  в  с  Коткино.  Далее,  со значением 5,58тн на 1 человека находится п.Амдерма. При  этом  п.Амдерма  располагается  на  первом  месте  по  затратам  на приобретение и доставку топлива на 1 человека, равным 124 809руб.

На диаграммах также показана д.Нарыга, которая в 2009г. была закрыта. До закрытия  в  д.Нарыга  с  населением  15  человек  планировалось  завезти  40тн дизельного  топлива.  Затраты  на  приобретение  и  доставку  топлива  в  д.Нарыга могли составить на 1 человека – 81 334руб.

В крупных населенных пунктах п.Красное и с.Тельвиска с населением 1589 и 565 человек  затраты на  топливо на 1 человека  в целом по округу минимальны, т.к. поселки газифицированы. Село Тельвиска кроме того получает электроэнергию от ГУП НАО «Нарьян-Марская электростанция».

Следует  отметить,  что  на  диаграммах  отсутствуют  данные  по  доставке топлива  в  деревни Мгла,  Снопа,  Вижас, Верхняя Пеша,  Волонга  и  Волоковая,  в которые  топливо  также  завозится.  Однако  на  момент  написания  концепции фактических данных по объему поставки топлива в указанные населенные пункты не  было.  Диаграммы  могут  быть  скорректированы  по  предоставлению информации.

 

5. Оценка состояния и анализ эффективности котельных
НАО 

В  Ненецком  автономном  округе  потребителей  тепловой  энергии  можно разделить на 2 группы по территориальной принадлежности:
«Заполярный  район»  –  преимущественно  индивидуальные  котельные, находящиеся  в  балансовой  принадлежности  обслуживаемых  муниципальных зданий  (детские  сады,  школы,  библиотеки,  больницы  и  т.д.),  небольшие централизованные  котельные  на  несколько  зданий,  находящиеся  в  ведомости жилищно-коммунальных  управлений  при  соответствующих  сельсоветах,  а  также отопительные  котлы  и  печи  частных  домов. 

Большую  часть  централизованных котельных  муниципальных  образований  «Заполярного  района»  (исключая п.Искателей) обслуживает МП ЗР «Севержилкомсервис».

г.Нарьян-Мар и п.Искателей – сеть локальных (поквартальных) котельных с немагистральными  теплосетями,  находящиеся  в  ведомости МУ ПОКиТС  и МУП «Посжилкомсервис».

В  последние  годы,  в  ходе  интенсивного  строительства  жилых  и административных  зданий  в  г.Нарьян-Мар,  широкое  распространение  получили индивидуальные  котельные,  обслуживающие  одно  или  несколько  зданий.  На начальном этапе использование таких котельных является наиболее удобным, т.к. не  требует  реконструкции  тепловых  сетей  локальных  котельных  вследствие увеличения потребляемой тепловой мощности. Однако издержки на обслуживание и плановый ремонт оборудования индивидуальных котельных, а также затраты на строительство  газопроводов  и  установку  узлов  учета  и  автоматизации  расхода газового топлива весьма высоки, поэтому в ходе дальнейшей застройки в г.Нарьян-
Мар перевод теплоснабжения жилого фонда на поквартальные котельные ПОКиТС является наиболее целесообразным.

В  НАО  для  теплоснабжения  используются  преимущественно  следующие виды топлива:
  Каменный  уголь  –  используется  большинством  котельных  в  поселках  и сельских поселениях «Заполярного района».
  Природный  газ  –  котельные  в  г.Нарьян-Мар,  п.Искателей,  п.Красное Приморско-Куйского сельсовета и с.Тельвиска Тельвисочного сельсовета.
  Дрова  –  индивидуальное  печное  отопление  частных  домов  в  населенных пунктах «Заполярного района».

 

Также  для  теплоснабжения  используется  дизельное  топливо  (п.Амдерма, п.Каратайка,  с.Тельвиска и д.Макарово Тельвисочного  сельсовета) и  сырая нефть
(модульная котельная в п. Хорей-Вер).

Согласно  данных,  предоставленных  МП  ЗР  «Севержилкомсервис»,  МУП «Посжилкомсервис»  и  МУ  ПОКиТС,  большинство  котельного  оборудования  и
теплосетей имеют значительный износ.

Средняя  величина  износа  котельного  оборудования  в  населенных  пунктах «Заполярного района» составляет 48% (от 5-12% в с.Красное Приморско-Куйского сельсовета до 60-100% в п.Искателей). 

Средний  износ  основного  оборудования  котельных  в  г.Нарьян-Мар, находящихся в ведомости МУ ПОКиТС, составляет 46%.

Основными  причинами  повышенного  износа  котельного  оборудования служат:
  Скважинная  вода  в  контуре  с  высоким  содержанием  железа.  Низкое качество воды обусловлено устаревшими технологиями водоподготовки (г.Нарьян-Мар,  котельные  в  ведомстве  МУ  ПОКиТС),  а  также  критическим  износом оборудования водоподготовки (котельные №1 и №2 в п.Искателей, обслуживаемые МУП «Посжилкомсервис»).
  Превышенный срок эксплуатации котельного оборудования.
  Химическая  коррозия  поверхностей  теплообмена  котлов  вследствие использования топлива низкого качества (угольные котельные населенных пунктов «Заполярного района»).
  Работа  котельной  по  одноконтурной  схеме  -  подогрев  сетевой  воды происходит не в теплообменнике, а непосредственно в котле (котельные №1 и №2 в п.Искателей, обслуживаемые МУП «Посжилкомсервис»).

На  январь  2010г.,  протяженность  сетей  теплоснабжения  в  г.Нарьян-Мар составляет  39,5км  в  двухтрубном  исчислении.  Общая  протяженность  сетей  в населенных пунктах «Заполярного района» – 42км.

В среднем, величина износа теплосетей превышает 50%.

По  данным,  предоставленным  МУ  ПОКиТС,  на  теплосетях  регулярно возникают  аварийные  ситуации,  основными  причинами  которых  служат  разрывы трубопроводов, “свищи”. Также часто проводятся мероприятия по восстановлению разрушенного изоляционного слоя.

Система теплосетей в г.Нарьян-Мар неоднократно реконструировалась из-за роста потребления тепловой энергии и необходимости реконфигурации мощностей котельных.

 

Среди  причин  высокого  значения  величин  износа  оборудования  тепловых сетей  населенных  пунктов  Ненецкого  автономного  округа  стоит  отметить следующие:
  Применение пенополиуретановой изоляции  (ППУ). В  северных районах с  повышенной  влажностью  применение  ППУ  изоляции  нецелесообразно,  т.к. пенополиуретан не является гидроизолирующим материалом и быстро разрушается при воздействии влаги.
  Резкая смена режимов тепловых сетей. Насосы сетевой воды в котельных не  оснащены  устройствами  плавного  пуска  (частотными  преобразователями)  и выходят  на  рабочий  режим  не  ступенчато,  а  сразу  при  подаче  питания,  что приводит  к  гидравлическим  ударам  в  теплосетях  и,  как  следствие,  к  разрывам трубопроводов. На насосном оборудовании нескольких котельных в г.Нарьян-Мар установлены  частотные  преобразователи,  но  они  используются  только  для ограничения производительности по сетевой воде.
  Низкое качество сетевой воды.

Также наблюдаются случаи отсутствия горячего водоснабжения на конечном гидравлическом  потребителе,  что  свидетельствует  о  необходимости  увеличения мощности насосных групп в системе теплоснабжения (II контур).

Стоит отметить, что как на котельных, так и на оборудовании потребителей тепловой  энергии  не  установлена  система  учета  отпуска  и  потребления  тепловой энергии. В результате, тарифы и стоимость тепловой энергии складываются не из фактического  потребления  тепла,  а  из  расхода  газа  в  обслуживающей  котельной.

Учитывая  техническое  состояние  оборудования  и  высокую  степень  износа теплосетей,  можно  сделать  вывод,  что  потребители  тепловой  энергии  платят  за тепловую энергию больше, чем потребляют ее фактически. 

Как было указано выше, основным топливом для котельных в НАО служат природный газ и каменный уголь.

Природный газ «Василковского» месторождения доставляется до котельных посредством  сети  газопроводов.  На  вводе  каждой  котельной  стоят  современные узлы  учета  газового  топлива,  соответствующие  требованиям  действующих нормативных документов. Во всех котельных ведутся журналы потребления газа.

Каменный уголь добывается на «Воргашорском» месторождении городского округа Воркута Республики Коми. Оттуда топливо железнодорожным транспортом направляется в г.Архангельск, после чего морским и речным путями развозится по населенным  пунктам  «Заполярного  района».  Однако  качество  доставленного твердого  топлива  значительно  отличается  от  паспортных  характеристик, установленных  пробным  отбором  на  месторождении.  В  первую  очередь, отличается фракционный состав каменного угля.

 

Использование  такого  топлива  повышает  эксплуатационные  издержки вследствие  быстрого  выгорания  угля  и  увеличивает  износ  котельного оборудования.

Т.к. северный  завоз топлива осуществляется в строго определенный период года  (в  сроки открытой морской навигации), потребителям  в населенных пунктах каменный уголь доставляется в объеме годового потребления. Однако никаких мер
для длительного хранения  твердого  топлива не предусмотрено. Уголь выгружают
бесформенными  насыпями,  где  он  подвергается  ветровой  эрозии, механическому уносу,  воздействию  талой  воды,  влажности  и  низких  температур.  Также  при длительном  хранении  неутрамбованного  угля  возникает  опасность  самонагрева  и самовозгорания вследствие реакции окисления во влажной среде.

При  рассмотрении  и  анализе  системы  теплоснабжения  НАО  обозначился следующий  ряд  проблем,  решение  которых  необходимо  для  повышения энергоэффективности использования топлива, снижения эксплуатационных  затрат и улучшения качества потребления:
1.  Отсутствие  приборов  учета  тепловой  энергии  на  котельных  и потребителях,  что  затрудняет  оценку  качества  теплоснабжения относительно установленных норм потребления.
2.  Несоответствие  химического  состава  воды  эксплуатационным характеристикам  оборудования,  оказывающее  негативное  влияние  на величину его износа.
3.  Необходимость  восстановления,  частичной  или  полной  замены оборудования  котельных  и  тепловых  сетей.  При  этом  оборудование  и инфраструктуру  необходимо  предусматривать  с  резервом  по  тепловой мощности,  в  виду  регулярно  увеличивающейся  потребительской нагрузки.
4.  Несоответствие качества твердого топлива паспортным характеристикам. Отсутствие мер для длительного хранения угля.
5.  Низкая  устойчивость  сетей  теплоснабжения  к  гидравлическим  ударам, условиям окружающей среды и изменению рабочих режимов.

 

6. Анализ эффективности используемых дизельных и
газовых электростанций

Основными источниками электроснабжения поселков и сельских поселений Ненецкого  автономного  округа,  вследствие  отсутствия  связи  с  единой энергосистемой  РФ,  являются  дизельные  электростанции  (ДЭС).  Исключение
составляет  Нарьян-Марская  ГТЭС  (г.Нарьян-Мар)  мощностью  30МВт,  которая отдельно будет рассмотрена в Томе 3 концепции.
ДЭС снабжают электроэнергией население поселков и сельских поселений, а также  сельскохозяйственные  предприятия  и  объекты  муниципальной собственности (школы, детские сады, столовые и пр.). 

Электростанции  поселков  и  сельских  поселений  можно  условно  разделить на: ДЭС «малой» мощности  с установленной мощностью до  150кВт, «средние»  с установленной  мощностью  от  150кВт  до  1,3МВт  и  относительно  «крупные»  с установленной мощностью от 1,3МВт до 2,8МВт. 

ДЭС «малой» мощности установлены в сельских поселениях с численностью населения  от  26  до  130  человек  (д.Варнек,  д.Пылемец,  д.Осколково,  д.Волонга, д.Мгла, д.Чижа, д.Вижас, д.Устье, д.Белушье, д.Тошвиска и др.). 

ДЭС  «средней»  мощности  установлены  в  сельских  поселениях  с численностью  населения  от  130  до  700  человек  (п.Андег,  д.Лабожское,  п.Усть-Кара, п.Бугрино, с.Коткино, с.Оксино п.Харута, п.Индига, п.Каратайка п.Шойна и др.).

Крупные ДЭС установлены в поселках с населением от 700 до 1600 человек (п.Красное,  п.Хорей-Вер,  п.Нельмин-Нос,  с.Несь,  с.Великовисочное,  с.Ома, с.Нижняя Пеша). 

Исключение  составляет  п.Амдерма,  в  котором  суммарная  установленная мощность ДЭС поселка (без учета аварийной «ДЭС Водовода») составляет 5,2МВт при населении поселка 362 человека.

 

В с.Тельвиска, д.Верхняя Пеша и д.Волоковая установлены аварийные ДЭС, т.к.  электроснабжение  д.Верхняя  Пеша  и  д.Волоковая  осуществляется  от  ДЭС п.Нижняя Пеша; электроснабжение с.Тельвиска осуществляется от ГТЭС г.Нарьян-Мар. 

Эксплуатацией и обслуживанием ДЭС занимаются:
  МП ЗР «Севержилкомсервис» (35 из 39 поселков и сельских поселений); 
  МУП «Амдермасервис» (п.Амдерма); 
  СПК РК «Сула» (с.Коткино);
  СПК «Нарьяна-Ты» (п.Хонгурей и д.Каменка).

Средний  ряд мощностей  установленных ДГУ:  16кВт,  30кВт,  60кВт,  75кВт, 100кВт, 200кВт, 315(320)кВт, 500кВт, 800кВт.

ДГУ  мощностью  до  200кВт  укомплектованы  отечественными  дизельными двигателями марок ЯМЗ, ТМЗ, Д-246, Д-243, Д-65  и  др.  с  номинальной  частотой вращения 1500 об/мин. 

ДГУ  мощностью  от  300  до  800кВт  в  основном  укомплектованы отечественными  дизельными  двигателями  марки  6ЧН  с  номинальной  частотой вращения  500-625 об/мин и ЯМЗ с номинальной частотой вращения 1500 об/мин.

В  отдельных  поселках  (с.Красное,  с.Нижняя  Пеша,  с.Великовисочное, с.Оксино,  п.Амдерма)  в  составе  ДЭС  также  установлены  ДГУ  зарубежных производителей с дизельными двигателями Perkins и Volvo.

Суммарная  установленная  мощность  ДЭС  поселков  и  сельских  поселений округа составляет более 31МВт.

По  состоянию  на  январь  2010г.  по  оперативной  информации  МП  ЗР «Севержилкомсервис»  в рабочем  состоянии находится 88% ДГУ, обслуживаемых предприятием. В ремонте находятся соответственно 12% ДГУ. 

В  п.Амдерма  из  8  установленных  ДГУ:  три  ДГУ  ДГ-72(800кВт)  требуют капитального ремонта, один ДГУ ДГ-72(800кВт) находится на списании. Ведется реконструкция ДЭС в п.Хорей-Вер и с.Несь.

Однако  следует  отметить  целый  ряд  проблем,  влияющих  на  эффективную работу  ДЭС  и  обеспечение  бесперебойного  электроснабжения  потребителей поселков и сельских поселений. 
  В первую очередь это высокий удельный расход топлива ДГУ на 1кВт*ч вырабатываемой  электроэнергии.  При  удельном  расходе  топлива,  заявленном производителями  современных  ДГУ  в  230-260г/кВт*ч.  фактический  расход составляет от 288 до 1574 г/кВт*ч (при среднем 354-360 г/кВт*ч).
  Достаточно  большой  износ ДГУ  и ДЭС,  несмотря  на  высокий  процент исправных ДГУ.

 

  Высокий  износ  зданий  ДЭС  в  п.Хорей-Вер  (100%),  с.Нельмин-Нос (80%),  д.Пылемец  (80%),  д.Куя  (75%),  п.Бугрино  (100%),  п.Индига  (90%), п.Выучейский  (80%),  д.Варнек  (80%),  других  поселках  и  сельских  поселениях. В с.Шойна в настоящее время здание ДЭС уничтожено пожаром. Электроснабжение села осуществляется от временной ДЭС.
  Отсутствие приборов учета дизельного топлива, а в отдельных сельских поселениях и расчетных счетчиков электроэнергии.
  Отсутствие  квалифицированного  обслуживающего  персонала  в отдельных сельских поселениях.
  Износ  либо  отсутствие  емкостного  парка  для  хранения  дизельного топлива ДЭС.
  Достаточно  большой  парк  различных  моделей  ДГУ  от  разных производителей  (ЯМЗ,  ТМЗ,  Камаз,  Skoda,  Volvo,  Perkins,  6ЧН,  Д-243  и  пр),  а следовательно  отсутствие  унификации  запасных  частей  и  ЗИП,  необходимость держать  широкую  номенклатуру  запасных  частей  и  расходных  материалов  на складе и как следствие - повышение эксплуатационных расходов.
  В  большинстве  поселков  и  сельских  поселений  округа  ДГУ  не  имеют возможности  параллельной  работы  между  собой.  При  этом  несколько  ДГУ работают  отдельно,  каждая  на  своих  потребителей. Изолированная  работа ДГУ  в составе  ДЭС  приводит  к  недогрузке  отдельных  ДГУ.  Длительная  работа  ДГУ  с нагрузкой менее 40% от номинальной мощности приводит к повышенному износу, а также значительному уменьшению моторесурса ДГУ.
  При проведении замены выработавших моторесурс и вышедших из строя ДГУ  на  новые,  как  правило  модернизация  РУ  ДЭС,  не  производилась  в  силу объективных  причин  (в  первую  очередь  из-за  отсутствия  финансовых  средств), поэтому  РУ  ДЭС  в  большинстве  поселков  и  сельских  поселений  округа  имеют высокую степень износа.

 

  В  сельских  поселениях,  где  установлены  ДЭС  «малой»  мощности существует проблема перекоса нагрузки по фазам генератора.

Также  необходимо  отметить,  что  комплексной  модернизации  ДЭС  в отдельных  поселках  препятствует  проблема,  при  которой  собственником  здания ДЭС  или  емкостного  парка  ДЭС  является  одна  организация  или  частное предприятие, собственником ДГУ – другая организация. В частности, в п.Красное собственником  ДГУ  является МР  «Заполярный  Район»,  а  собственником  здания ДЭС является СПК «Харп».

В  целом,  за  последние  несколько  лет  была  проведена  достаточно  большая работа по замене отслуживших свой срок ДГУ на новые и повышению надежности энергоснабжения  потребителей  поселков  и  сельских  поселений,  однако  проблема надежности  энергоснабжения  и  эффективности  работы  ДГУ,  в  целом  по  округу, продолжает оставаться достаточно насущной. 

В  первую  очередь  это  связано  с  высокими  топливными  затратами  на выработку  электроэнергии,  а  также  с  невозможностью  применения  комплексного подхода при модернизации ДЭС в силу экономических и других причин.

 

7. Перспективы развития генерирующих мощностей и
электрических сетей в Ненецком автономном округе

7.1 Развитие генерирующих мощностей округа

Как  было  отмечено  в  разделе  3  настоящего  тома  концепции,  увеличение установленной  мощности  генерирующего  оборудования  предприятий нефтегазовой  сферы  связано  с  дальнейшей  разработкой  и  эксплуатацией месторождений углеводородов, находящихся на территории округа. Географически этот процесс будет происходить в следующих районах.
  «Центрально-Хорейверская»  группа  месторождений  (разработка  4-х блоков  из  13  месторождений  «Центрально-Хорейверского  подъема»:  «Северо-Хоседаюское»,  «Висовое»,  «Верхнеколвинское»,  «Западно-Хоседаюское», «Сихорейское»,  «Восточно-Сихорейское»,  «Северо-Сихорейское»,  «Северо-Ошкотынское»,  «Сюрхаратинское»,  «Урернырдское»  и  «Восточно-Янемдейское», «Южно-Сюрхаратинское»,  «Пюсейское»  месторождения).  Оператор  разработки ООО «СК Русвьетпетро» («Зарубежнефть», Petrovietnam).
  Северо-восточная  часть  «Хорейверской  впадины»  (месторождения  «им. А.Титова», «им. Р.Требса», «Пасседское»). Оператор разработки отсутствует.
  «Харьягинская»  группа  месторождений  («Фаза  III»  проекта  разработки «Харьягинского»  месторождения).  Оператор  разработки  ОАО  «Тоталь  Разведка Разработка Россия»;
  Территория  «Кумжинского»  и  «Коровинского»  месторождений. Оператор разработки «СН-Инвест» (ООО «ЕвроСеверНефть»).

Суммарное  прогнозируемое  увеличение  установленной  мощности генерирующего оборудования в указанных районах может составлять от 100МВт и выше.

Вторым  направлением  увеличения  генерирующих  мощностей  в  округе должна стать комплексная модернизация существующих ДЭС поселков и сельских поселений округа, а также дальнейшее увеличение установленной мощности ГТЭС г.Нарьян-Мар.  Основные  факторы  увеличения  установленной  мощности  Нарьян-Марской ГТЭС рассмотрены в Томе 3 концепции. 

Увеличение  установленной  мощности  ДЭС  в  населенных  пунктах  округа будет  связано  с  увеличением  электропотребления жителями  поселков  и  сельских поселений,  а  также  с  развитием  промышленных  и  сельскохозяйственных предприятий округа. Оценить порядок увеличения генерирующих мощностей ДЭС поселков  и  сельских  поселений  округа  можно  только  после  подготовки долгосрочной  программы  развития  населенных  пунктов  округа.  Программа  в настоящий момент находится в процессе разработки.

 

Также следует отметить, что увеличение электропотребления будет расти по мере роста благосостояния и повышения уровня жизни сельских жителей, а также коренных  малочисленных  народов  Севера,  т.к.  улучшение  благосостояния  в  том числе  подразумевает  массовое  использование  современных  бытовых электроприборов и техники. 

Рост  благосостояния  является  одним  из  приоритетов  «Концепции устойчивого  развития  коренных  малочисленных  народов  Севера,  Сибири  и Дальнего  Востока  Российской  Федерации»,  утвержденной  распоряжением Правительства Российской Федерации N 132-р от 4 февраля 2009 г.

В  ближайшее  время  на  территории  округа  будут  параллельно  работать  две программы:  «Программа  повышения  энергоэффективности  региональной экономики  и  сокращения  затрат  на  «Северный  завоз»,  направленная  в  первую очередь  на  экономию  энергоресурсов  и  «Программа  развития  коренных малочисленных  народов  Севера»,  направленная  на  повышение  благосостояния коренного  населения  округа  и  косвенно  способствующая  увеличению энергопотребления.  Т.е.  обе  программы  должны  коррелировать  друг  с  другом.
Сокращение  затрат на  энергоресурсы и повышение энергоэффективности с одной стороны  должно  способствовать  высвобождению  финансовых  и  других  ресурсов на повышение уровня жизни населения с другой стороны.

На карте представлены основные районы прогнозируемого увеличения установленной  мощности  генерирующего  оборудования  предприятий нефтегазовой сферы.

 

7.2 Развитие электрических сетей округа

При  рассмотрении  вопроса  дальнейшего  развития  электрических  сетей Ненецкого автономного округа можно условно выделить 3 направления:
  первое  направление  -  развитие  внутрипоселковых  и  межпоселковых сетей муниципальных образований округа;
  второе направление  - развитие внутрипромысловых и межпромысловых сетей предприятий нефтегазового комплекса;
  третье  направление  –  объединение  электрических  сетей  предприятий нефтегазового  комплекса  и  электрических  сетей  муниципальных  образований округа с сетями энергосистем Республики Коми и Архангельской области.

Развитие  внутрипоселковых  электрических  сетей  муниципальных образований  округа  в  первую  очередь  будет  связано  с  программой  комплексной модернизации  сетей.  Программа  модернизации  должна  иметь  приоритеты реконструкции  сетей  того  или  иного  населенного  пункта  в  зависимости  от процента износа сетей. Также должно быть учтено возможное увеличение нагрузки на электрические сети. При этом, помимо прокладки новых линий электропередач, необходимо уделить особое внимание замене трансформаторных подстанций и РУ.

Развитие  межпоселковых  линий  электропередач  отдельно  рассмотрено  в разделе  11  Том  2  концепции  и  разделе  7  Том  3  концепции.  Отдельно  следует отметить,  что  строительство  межпоселковых  линейных  сооружений  требует значительных капитальных затрат при большом сроке окупаемости. Строительство линий  в  каждом  конкретном  случае  должно  иметь  технико-экономическое обоснование. 

Развитие  внутрипромысловых  и  межпромысловых  сетей  предприятий нефтегазового  комплекса  напрямую  связано  с  темпами  освоения  новых месторождений  углеводородов. Сети  будут  развиваться  в  районах,  которые  были перечислены  в  начале  раздела  (районы  увеличения  установленной  мощности генерирующего оборудования).

Объединение  электрических  сетей  предприятий  нефтегазового  комплекса  и электрических  сетей  муниципальных  образований  округа  с  сетями  энергосистем республики Коми и Архангельской области в первую очередь может быть связано с крупными  стратегическими  государственными  и  частными  проектами,  в  которых будет  задействована  инфраструктура  Ненецкого  автономного  округа.  Такими проектами являются:
  строительство  железнодорожных  веток  на  Индигу  и  Усть-Кару  от железнодорожной линии «Белкомур»;
  строительство магистрального нефтепровода «Харьяга-Индига»;

 

  строительство морских портов в п.Усть-Кара и п.Индига;
  строительство газоперерабатывающего завода в п.Индига;
  строительство автодороги «г.Нарьян-Мар – г.Усинск»;
  освоение угольных месторождений в восточной части округа;
  начало освоения нефтегазовых месторождений арктического шельфа;
  строительство «Мезенской» ПЭС.
Комплексная реализация нескольких проектов из указанного выше перечня будет  являться  основным  толчком  к  объединению  «локальных»  электрических сетей округа с энергосистемами Республики Коми и Архангельской области.

Возможные направления развития электрических сетей округа представлены на карте

 

 

8. Оценка потенциала энергосбережения НАО

В  целом,  Ненецкий  автономный  округ  имеет  достаточный  потенциал  для экономии  энергетических  ресурсов.  В  частности  это  относится  к  следующим основным мероприятиям:
  экономия  дизельного  топлива,  потребляемого  дизельными электростанциями  муниципальных  образований  (экономические  показатели  по сокращению  потребления  дизельного  топлива  приведены  в  томе  2  концепции  в рекомендациях по модернизации ДЭС);
  экономия  дизельного  топлива,  угля,  газа,  потребляемого  котельными муниципальных  образований  округа  (рекомендации  по  модернизации  котельных приведены в томе 2 и 3 концепции);
  использование  новых  систем  и  источников  уличного  и  бытового освещения (рекомендации приведены в томе 4 концепции);
  использование новых изоляционных материалов для  снижения потерь в тепловых сетях и на объектах, использующих тепловую энергию;
  переход  на  нетрадиционные  и  возобновляемые  источники  энергии (рекомендации приведены в томе 4 концепции).

Однако  следует  отметить,  что  количественные  показатели  потенциала энергосбережения и повышения  энергоэффективности  энергетического комплекса Ненецкого  автономного  округа  можно  получить  после  выполнения  следующих мероприятий:
1.  Обязательного  энергетического  обследования  энергетических  и  других объектов  муниципальных  образований  округа  согласно  статьи  16  «Федерального закона  Российской  Федерации  от  23  ноября  2009  г.  N  261-ФЗ  «Об энергосбережении  и  о  повышении  энергетической  эффективности  и  о  внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации». Энергетическое обследование должно быть проведено до 31 декабря 2012г. и далее проводиться не реже 1 раза в 5 лет. Следует отметить, что согласно статьи 15 закона:  «Деятельность  по  проведению  энергетического  обследования  вправе осуществлять только лица, являющиеся членами саморегулируемых организаций в области энергетического обследования». 
2.  На  основании  энергетического  обследования  должны  быть  составлены энергетические  паспорта  объектов.  Требования  к  энергетическим  паспортам указаны в статье 15 п.7 закона. 
3.  В  обязательном  порядке,  согласно  вышеприведенного  закона, энергетические  и  другие  объекты  должны  быть  оснащены  приборами  учета энергетических  ресурсов.  Оснащение  объектов  приборами  учета  должно  быть закончено не позднее 1 января 2012г. в зависимости от типа объектов (см.статью 13 закона).
Только  на  основании  вышеперечисленных  мероприятий  можно  выполнить качественный  анализ  потенциала  энергосбережения  округа,  а  также  оценить ожидаемые результаты в натуральном и стоимостном выражении.

 

Основные проблемы развития и эксплуатации
региональных автономных систем электроснабжения

При реализации заложенных в концепцию возможных путей реконструкции и  дальнейшего  развития  энергетического  комплекса  Ненецкого  автономного округа  (замена  устаревшего  оборудования,  проектирование  новых  систем внешнего  и  внутреннего  электроснабжения,  создание  единых  миниэнергосистем для электроснабжения нефтяных, газовых промыслов и различных муниципальных образований,  а  также  частичного  объединения  с  энергосистемами Архангельской области  и  Республикой  Коми)  необходимо  опираться  на  совершенствование
соответствующей нормативной документации.

Так,  перечисленные  выше  промышленные  объекты  по  классификации «Правил  устройства  электроустановок»  (ПУЭ)  в  отношении  обеспечения надежности  электроснабжения  относятся  к  объектам  I  категории.  Указанные правила  являются  базовым  документом  для  вновь  сооружаемых  и реконструируемых  электроустановок.  Однако,  они  оговаривают,  что  системы электроснабжения,  кроме  того,  должны  соответствовать  другим  требованиям специальных  правил  и  ведомственных  документов,  если  они  ужесточают  общие требования.

Особенностью последнего  времени  является  то, что нефтяные  терминалы и магистральные  трубопроводы  все  больше  приближаются  к  городам  и  сельским поселениям, в том числе к местам компактного проживания этнического коренного населения,  вблизи  природоохранных  зон.  В  свете  сказанного  возрастают экологические требования к объектам нефтяной и газовой промышленности.

Несмотря на понимание этой ситуации, характерным является появление все большего  количества  катастроф  и  крупных  аварий  техногенного  происхождения, сопровождающихся  гибелью  людей  и  экономическими  последствиями,  в  том числе, в нефтяной и газовой сфере промышленности.

Все  сказанное  выше  говорит  о  необходимости  постоянного совершенствования технологических процессов, применения научно-обоснованных методов  проектирования  и  эксплуатации,  повышения  уровня  пожаро-  и взрывобезопасности.  Немалую  роль  при  этом  могут  сыграть  использование  и разработка  новых  технологий,  технических  средств  и  методов  в  системах электроснабжения предприятий нефтяной и газовой отраслей.

В  этой  связи,  учитывая  опыт  проектирования  и  эксплуатации  систем электроснабжения  отрасли  и  повышенные  современные  требования  по безопасности  и  экологичности,  необходима  разработка  нормативных  документов, регламентирующих общий подход к проектированию новых и реконструируемых систем электроснабжения предприятий.

Нормативные документы должны учитывать, в первую очередь, особенности новых  и  совершенствуемых  технологических  процессов  с  позиции  надежности электроснабжения их отдельных элементов.
Для этого необходимо:
1.  провести  классификацию  категорийности  отдельных  электроприемников  по надежности  электроснабжения,  содержащую  допустимые  временные  интервалы перерывов электропитания и возможные убытки от его потери на более длительное время;
2.  разработать  рекомендации  по  выбору  первичной  (главной)  схемы понизительной  и  (или)  распределительной  подстанции  предприятия  и  внешнего электроснабжения с учетом п. п. 1;
3.  дать  рекомендации  по  выбору  для  соответствующих  объектов  отрасли независимых  источников  питания  (например,  ветроэнергетических  установок, газопоршневых  агрегатов,  дизель-генераторов  и  др.),  источников  бесперебойного питания, источников оперативного постоянного тока (количество и мощность);
4.  дать  рекомендации  по  построению  схемы  внутреннего  электроснабжения предприятия  с  учетом  пунктов  1, 2, 3,  чтобы  обеспечить  необходимую категорийность  электроприемников  и  повышенные  требования  по  надежности электроснабжения  с  учетом  технологии  объекта  и  социальных  потребностей населения;
5.  с учетом предыдущих пунктов дать рекомендации по выбору отдельных средств управления режимами, релейной  защиты и  автоматики  систем  электроснабжения, сформулировать  требования  к  их функциональным  возможностям  и  техническим характеристикам (в первую очередь по быстродействию, селективности, ближнему и дальнему резервированию);
6.  разработать инструкции по эксплуатации и безопасному обслуживанию средств релейной защиты, автоматики и режимного управления;
7.  разработать методические положения по включению указанных выше средств в качестве терминалов в АСУТП объекта;
8.  разработать  методические  положения  по  коммерческому  и  технологическому учету  электроэнергии  на  объекте  и  включения  средств  учета  электроэнергии  в АСУТП;
9.  дать  рекомендации  по  использованию  оборудования  различных  фирм-изготовителей.

Анализ  существующих  схем  внешнего  электроснабжения нефтегазодобывающей  отрасли  в  различных  регионах  РФ  показывает,  что  во многих  случаях  отдается  предпочтение  использованию  для  внутреннего  и внешнего  электроснабжения  предприятий  отрасли  в  качестве  главной  схемы подстанций схемы «мостика» с тремя выключателями, два из которых включаются в  некоторых  случаях  со  стороны  линий  электропередачи  (ЛЭП),  а  в  других  –  со стороны трансформаторов.

Такой  подход  недостаточно  обоснован  и  не  может  обеспечить  требуемой категорийности  электроприемников.  Обеспечение  необходимой  категорийности может быть достигнуто при использовании одной секционированной системы шин, т. е.  с  пятью  выключателями.  Следует  отметить  и  отсутствие  должного обоснования  в  выборе  мощности  основных  и  резервных  источников  питания,  а также схемы их коммутации.

На  основе  изложенного  можно  заключить,  что  системы  электроснабжения указанных  отраслей  создаются  без  должной  регламентации  отдельных  этапов проектирования, что в свою очередь приводит к нештатным ситуациям в процессе эксплуатации, затрудняет обучение персонала и эксплуатацию оборудования.

Кроме  этого,  значительное  разнообразие  используемого  оборудования затрудняет  разработку  планов  развития  и  модернизации  региональных  систем электроснабжения.