|
Расширенный поиск
Постановление Правительства Ямало-Ненецкого автономного округа от 20.03.2014 № 390-ПДанное мероприятие в соответствии с проектом Инвестиционной программы ОАО «Тюменьэнерго» на период 2014 – 2018 годов запланировано на 2015 год. При этом в период до ввода ВЛ 220 кВ Арсенал – Исконная[1][17] дополнительных мероприятий не потребуется. 4.6.3. Мероприятия по повышению надежности электроснабжения потребителей Уренгойского энергорайона и г. Нового Уренгоя. Недостаточная пропускная способность электрической сети 110 кВ, обеспечивающей электроснабжение Уренгойского энергорайона, обуславливает недопустимое снижение уровня напряжения на шинах подстанций, а также токовые перегрузки ЛЭП 110 кВ Уренгойского энергорайона в послеаварийных режимах. В периоды зимних максимальных и минимальных нагрузок, а также летних максимальных и минимальных нагрузок 2015 – 2019 годов на шинах станций и подстанций Уренгойского энергорайона возможно глубокое снижение уровня напряжения вплоть до потери статической устойчивости нагрузки. Низкая надежность существующей системы электроснабжения г. Нового Уренгоя обусловлена наличием отпаек на ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-5В и ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха-2. При наложении аварийного отключения 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой на ремонт ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха-2 электроснабжение г. Нового Уренгоя нарушается. Кроме того, повышенная вероятность отключения потребителей северной части города в условиях отсутствия резервирования по электрическим сетям 6 – 35 кВ со стороны южной части города обуславливается большой протяженностью (более 50 км) ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-5В. Существующая система электроснабжения г. Нового Уренгоя также оказывает негативное влияние на надежность электроснабжения промышленных потребителей, питающихся от ПС 110 кВ, присоединенных к ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-5В. В результате отключения 1 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой возникает транзитный переток мощности по ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-2В, ВЛ 110 кВ УГП-2В, ВЛ 110 кВ Буран – УГП-5В и ВЛ 110 кВ УГП-5В – Уренгой для электроснабжения части потребителей г. Нового Уренгоя, что может в случае ремонта ВЛ 110 кВ Табъяха – Оленья и ВЛ 110 кВ Буран – Табъяха приводить к недопустимой токовой загрузке перечисленных ВЛ 110 кВ и нарушению электроснабжения потребителей всего транзита. Строительство двухцепной ВЛ 110 кВ Исконная – ПП Лимбя-Яха. С целью повышения надежности электроснабжения потребителей Уренгойского энергорайона, а также устранения недопустимых токовых загрузок 3,4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой (до 193%), рекомендуется строительство ВЛ 110 кВ Исконная – ПП Лимбя-Яха синхронно с вводом ПС 220 кВ Исконная. Сооружение данной ВЛ 110 кВ позволит полностью устранить перегрузки 3(4) АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгойская при нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети и существенно повысит надежность электроснабжения потребителей рассматриваемого энергорайона. Максимальная токовая загрузка 3(4) АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгойская при реализации предлагаемого сетевого строительства зафиксирована в период зимних максимальных нагрузок 2019 года при аварийном отключении 2 (1) СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Табъяха – Оленья (или ВЛ 110 кВ Буран – Табъяха) и составляет 132% от длительно допустимого значения. При этом путем дополнительных схемно-режимных мероприятий возможно снижение токовой загрузки до 110%. Величина данной аварийной перегрузки допустима на время 8 часов при температуре 0єС, что с учетом суточного колебания нагрузки обеспечит прохождение зимнего максимума нагрузки. Ликвидировать перегрузку данных автотрансформаторов позволит реализация дополнительного мероприятия по строительству ПП 110 кВ Новый (ПП 110 кВ Монтажник) в районе г. Нового Уренгоя с заходами ВЛ 110 кВ и ликвидацией отпаек на ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха-2 и Уренгой – УГП-5В. Сооружение ВЛ 110 кВ Исконная – ПП Лимбя-Яха сохранить электроснабжение потребителей Уренгойского района при аварийных возмущениях, связанных с разрывом связи между ОРУ 220 кВ и ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой. При этом уровни напряжения на шинах ПС 110 кВ Уренгойского энергорайона находятся в области допустимых значений с учетом действия устройств РПН на АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Оленья и ПС 220 кВ Исконная. Присоединение новой нагрузки в Уренгойском энергорайоне в период до ввода ВЛ 110 кВ Исконная – ПП Лимбя-Яха возможно только с учетом действия противоаварийной автоматики, действующей на отключение данной нагрузки. Строительство ПП 110 кВ Новый (ПП 110 кВ Монтажник) в районе г. Нового Уренгоя с заходами ВЛ 110 кВ с ликвидацией отпаек на ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха-2 и Уренгой – УГП-5В В виду низкой надежности существующей системы электроснабжения г. Нового Уренгоя в ремонтных схемах, с целью формирования кольцевой схемы электрической сети 110 кВ г. Нового Уренгоя рекомендуется строительство ПП 110 кВ Новый (ПП 110 кВ Монтажник) с заходами ВЛ 110 кВ Варенга-Яха – Водозабор-2-1, 2 и ВЛ 110 кВ Ева-Яха – Водозабор-2-1, 2, а также строительство ВЛ 110 кВ от ПП 110 кВ Новый (ПП 110 кВ Монтажник) до ближайшего места врезки в ВЛ 110 кВ ПП Лимбя-Яха – НПС Уренгойская ( пункт 1 таблицы 31 настоящей схемы). После ввода в работу ПС 220 кВ Исконная и строительства ВЛ 110 кВ Исконная – ПП Лимбя-Яха рекомендуется произвести перекоммутацию отпаек на ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-5В и ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха-2, питающих потребителей г. Нового Уренгоя, в ВЛ 110 кВ Уренгой – УГТЭС-2,3 с образованием ВЛ 110 кВ Уренгой – ПП 110 кВ Новый (ПП 110 кВ Монтажник)-3, 4. Схема размещения электросетевых объектов 35 кВ и выше г. Нового Уренгоя с учетом предложенных мероприятий показана на схеме 20. Данный вариант развития системы электроснабжения г. Нового Уренгоя позволяет: устранить вероятность нарушения электроснабжения потребителей г. Нового Уренгоя при нормативных возмущениях в ремонтных схемах электрической сети; устранить перегрузки ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-5В, ВЛ 110 кВ УГП-5В – Буран, ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-2В, ВЛ 110 кВ УГП-2В – Буран, а также ВЛ 110 кВ Буран – Табъяха и ВЛ 110 кВ Табъяха – Оленья и повысить надежность промышленных потребителей, электроснабжение которых осуществляется по данным ВЛ 110 кВ; обеспечить допустимый уровень напряжения на шинах ПС 110 кВ Уренгойского энергорайона при нормативных возмущениях в нормальной и ремонтных (с учетом схемно-режимных мероприятий) схемах электрической сети. Предложенный вариант является предпочтительным в условиях подтверждения планов ОАО «Передвижная энергетика» по демонтажу УГТЭС-72 по факту ввода ПС 220 кВ Исконная и ВЛ 110 кВ Исконная – ПП Лимбя-Яха. Реализацию мероприятий по повышению надежности электроснабжения г. Нового Уренгоя рекомендуется произвести после ввода в работу ПС 220 кВ Исконная и ВЛ 110 кВ Исконная – ПП Лимбя-Яха. В период времени между вводом ВЛ 110 кВ Исконная – ПП Лимбя-Яха и реализацией мероприятий по повышению надежности электроснабжения г. Нового Уренгоя необходимо обеспечить допустимые токовые загрузки ВЛ 110 кВ Уренгой – ПП Лимбя-Яха-1, 2 при нормативных возмущениях в ремонтной схеме электрической сети. Для этого необходимо произвести замену трансформаторов тока на ПС 220 кВ Уренгой и ПП Лимбя-Яха по ВЛ 110 кВ Уренгой – ПП Лимбя-Яха-1, 2. При проведении проектных изысканий мероприятия по строительству ПП 110 кВ Новый (ПП 110 кВ Монтажник) необходимо предусмотреть возможность расширения данного объекта до ПС 110/35/10 кВ Новая (ПС 110 кВ Монтажник) для образования дополнительного ЦП 110 кВ для нужд потребителей г. Нового Уренгоя.
Схема 20. Схема размещения электросетевых объектов 35 кВ и выше г. Новый Уренгой с учетом предложенных мероприятий Замена трансформаторов тока на ПС 110 кВ УГП-5В с увеличением значения длительно допустимого тока. В период до ввода в работу описанных выше мероприятий по развитию электрической сети 110 кВ Уренгойского энергорайона (2017 год) при нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети наблюдается недопустимая токовая загрузка ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-5В, обусловленная низким значением длительно допустимого тока трансформаторов тока ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-5В на ПС 110 кВ УГП-5В (200 А). Рекомендуется произвести замену указанных трансформаторов тока в 2015 году. 4.6.4. Строительство ПС 110 кВ Северное Сияние и ПС 110 кВ Полярник с питающими ВЛ 110 кВ. В целях обеспечения соответствия темпов роста электропотребления энергорайона г. Салехарда темпам модернизации электросетевого оборудования и строительства электрических сетей рекомендуется: 1) ввод ПС 110 кВ Северное сияние и ПС 110 кВ Полярник с питающими ВЛ 110 кВ запланировать в 2014 и 2015 году соответственно. При этом необходима синхронизация сроков и объемов мероприятий по реконструкции электрической сети 35 кВ г. Салехарда с целью координации планов ОАО «Тюменьэнерго» и МП «Салехардэнерго» по присоединению энергорайона г. Салехарда к централизованной части энергосистемы автономного округа; 2) установка на ПС 110 кВ Северное Сияние и ПС 110 кВ Полярник трансформаторов мощностью 2х40 МВА с учетом следующего: - обеспечение возможности работы ГТЭС-3 в часы зимнего максимума при ремонтных схемах электрической сети 110 кВ и выше в качестве пиковой электростанции с ограничением числа часов использования данного генерирующего оборудования в виду его повышенного физического износа; - предусмотреть мероприятия по развитию электрической сети 6 кВ для обеспечения резервирования центров питания по стороне низкого напряжения и возможности оперативного переноса нагрузки на соседние центры питания; - предусмотреть мероприятия по обеспечению коэффициента мощности (tgЖ) электрической нагрузки не более 0,2 при реконструкции электрических сетей 35 кВ и ниже для организации подключения электрических сетей МП «Салехардэнерго» к объектам ОАО «Тюменьэнерго»; - сохранение возможности выдачи электрической мощности на ДЭС-1, ДЭС-2 и ТЭС-14 в периоды максимальных нагрузок и ремонтов электросетевого оборудования в объеме, необходимом для обеспечения допустимого уровня токовой загрузки трансформаторов 110/35/6 кВ ПС 110 кВ Северное Сияние и трансформаторов 35/6 кВ ПС 35 кВ Дизельная. 3) в случае подтверждения темпов перспективного роста нагрузки г. Салехарда, а также для обеспечения возможности вывода из работы муниципальных электростанций ДЭС-1, ДЭС-2 в виду высокой стоимости производства электроэнергии рекомендуется в долгосрочной перспективе предусмотреть возможность строительства дополнительной ПС 110/6 кВ с трансформаторной мощностью не менее 2х25 МВА. 4.6.5. Замыкание ВЛ 110 кВ СП Барсуковский – ПП Комсомольский-1, 2 в транзит с включением СВ 110 кВ на ПП 110 кВ Комсомольский. Расчеты электрических режимов выявили недопустимые токовые загрузки всех АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская при нормативных возмущениях как в нормальной (до 142%), так и в ремонтных (до 196%) схемах электрической сети. Включение ВЛ 110 кВ СП Барсуковский – ПП Комсомольский-1, 2 в транзит позволяет снизить максимальную токовую нагрузку: 2 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская – до 119% и 156% от длительно допустимого значения при нормативных возмущениях в нормальной и ремонтных схемах электрической сети соответственно. 1,3 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Муравленковская – до 90% и 114% от длительно допустимого значения при нормативных возмущениях в нормальной и ремонтных схемах электрической сети соответственно. Остаточная токовая перегрузка рассматриваемых АТ ликвидируется при реализации дополнительных схемно-режимных мероприятий. Мероприятие по замыканию ВЛ 110 кВ СП Барсуковский – ПП Комсомольский-1, 2 в транзит с включением СВ 110 кВ ПП 110 кВ Комсомольский требует установки основных быстродействующих защит на ПС 500 кВ Муравленковская и ПС 500 кВ Тарко-Сале и организации ВЧ-канала связи. При этом замена провода АС-95 на АС-120 на участке длиной около 20 км ВЛ 110 кВ Муравленковская – СП Барсуковский-1 между отпайкой на ПС 110 кВ Пурпейская и отпайкой на ПС 110 кВ Барсуковская[1][18] потребуется в случае превышения прогнозной величины нагрузки на ПС 110 кВ транзита 110 кВ Муравленковская – ПП Комсомольский – Тарко-Сале свыше 145 МВт. 4.6.6. Рекомендации по организации противоаварийной автоматики. Установка устройства АОПО на транзите 110 кВ Янга-Яха – Маяк – Губкинская – Новогодняя – Вынгапур. С целью обеспечения допустимого уровня токовых нагрузок на ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр (ВЛ 110 кВ Кедр – Губкинская), ВЛ 110 кВ Вынгапур – Маяк и ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя, а также допустимого уровня напряжения на шинах ПС 110 кВ, питающихся по ВЛ 110 кВ рассматриваемого транзита, рекомендуется установка устройств АОПО для защиты транзита 110 кВ между ПС 220 кВ Янга-Яха и ПС 220 кВ Вынгапур в 2015 году, а при необходимости организация ВЧ канала по данным ВЛ 110 кВ для реализации управляющих воздействий. Суммарный объем отключаемой нагрузки в результате действия противоаварийной автоматики должен составить не менее 30 МВт. Установка устройства АОПО на ВЛ 110 кВ Табъяха – Оленья. С целью обеспечения допустимых токовых нагрузок ВЛ 110 кВ Табъяха – Оленья и ВЛ 110 кВ Буран – Табъяха в послеаварийных режимах, связанных с аварийным отключением элементов электрической сети в ремонтных схемах, а также для обеспечения допустимых уровней напряжения на шинах ПС 110 кВ Уренгойского энергорайона рекомендуется установка устройства АОПО для защиты транзита 110 кВ между ПС 220 кВ Оленья и ПС 110 кВ Буран в 2015 году. При необходимости организация ВЧ канала по транзиту 110 кВ для реализации управляющих воздействий. Объем управляющих воздействий от АОПО на отключение нагрузки должен составлять не менее 65 МВт. С целью предотвращения каскадного развития аварии рекомендуется предусмотреть установку устройства автоматической ликвидации асинхронного режима (АЛАР). Изменения уставки срабатывания АОСН на ПС 220 кВ Уренгой. На время отсутствия ВЛ 110 кВ Исконная – ПП Лимбя-Яха с целью снижения уровня токовой загрузки 3,4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой и ВЛ 110 кВ Табъяха – Оленья (ВЛ 110 кВ Буран – Табъяха) в послеаварийных режимах, а также для обеспечения допустимых уровней напряжения на шинах ПС 110 кВ Уренгойского энергорайона рекомендуется изменить уставку срабатывания АОСН на ПС 220 кВ Уренгой, действующей на отключение Р-110, скоммутированного на 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Уренгой, со 100 кВ на 110 кВ. Установка устройства автоматического предотвращения нарушения устойчивости (АПНУ) сечения «Северный энергорайон». В условиях отсутствия ВЛ 220 кВ Арсенал – Исконная при вводе в работу второй очереди ТЭС Полярная в соответствии со сроками, предусмотренными проектом СиПР ЕЭС России на 2014 – 2020 годы, возможны существенные ограничения (свыше 50% от установленной мощности в ремонтных схемах электрической сети) выдачи мощности электростанций Северного энергорайона. С целью повышения МДП контролируемого сечения «Северный энергорайон» и снижения ограничения выдачи мощности вновь вводимой электростанции, а также Уренгойской ГРЭС рекомендуется рассмотреть возможность организации АПНУ сечения «Северный энергорайон» с установкой на Уренгойской ГРЭС или ПС 220 кВ Надым с управляющим воздействием на ограничение выдачи мощности электростанциями Северного энергорайона. Установка устройства автоматического ограничения повышения частоты (АОПЧ) на Уренгойской ГРЭС. Для исключения рисков выделения Северного энергорайона на изолированную работу при отключении ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Тарко-Сале (ВЛ 220 кВ Муравленковская – Надым) в схеме ремонта ВЛ 220 кВ Муравленковская – Надым (ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Тарко-Сале) в качестве временного альтернативного мероприятия до окончания строительства ВЛ 220 кВ Арсенал – Исконная необходима установка устройства автоматического ограничения повышения частоты (АОПЧ) на Уренгойской ГРЭС с действием на ограничение генерации Уренгойской ГРЭС и ТЭС Полярная. Установка устройства АОПО на ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – ПП Комсомольский-1, 2. С целью обеспечения допустимого уровня токовых нагрузок ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – ПП Комсомольский-1, 2 рекомендуется установка устройства АОПО на ПП Комсомольский, действующего на отключение секционного выключателя 110 кВ на ПП 110 кВ Комсомольский. Установка устройств АОПО на ВЛ 220 кВ Уренгой – УГП-2В С целью обеспечения допустимого уровня токовых нагрузок ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-2В в период 2015 – 2016 годов, а также поддержания допустимых уровней напряжения на шинах ПС 110 кВ Уренгойского энергорайона при нормативных возмущениях в ремонтных схемах электрической сети рекомендуется установка устройства АОПО на ПС 220 кВ Уренгой ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-2В, действующей на отключение нагрузки в объеме до 16 МВт. Установка устройств АОПО на 3,4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой. С целью обеспечения допустимого уровня токовых нагрузок 3,4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой при нормативных возмущениях в ремонтной схеме электрической сети в период зимних максимальных/минимальных нагрузок рекомендуется установка устройств АОПО 3,4 АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Уренгой, действующих на отключение нагрузки в Уренгойском энергорайоне в объеме до 50 МВт. Выбор управляющих воздействий, а также уставки срабатывания предложенных устройств противоаварийной автоматики настоящего подпункта необходимо произвести в рамках проведения отдельных проектных изысканий. 4.6.7. Рекомендации по изменению сроков реализации мероприятий по развитию электроэнергетики автономного округа, предусмотренных проектом СиПР ЕЭС России на 2014 – 2020 годы. По сведениям генерирующей компании ООО «Энергетическая компания «Урал Промышленный – Урал Полярный» срок ввода второй очереди ТЭС Полярная[1][19] мощностью 236 МВт – 2016 год. Существующее значение максимально допустимого перетока активной мощности в контролируемом сечении «Северный энергорайон», в состав которого входят ВЛ 220 кВ Муравленковская – Надым и ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Тарко-Сале, накладывает ограничение на выдачу мощности электростанций Северного энергорайона в период летнего максимума/минимума нагрузок, а также в период проведения ремонтов одной из существующих ВЛ 220 кВ контролируемого сечения «Северный энергорайон». С учетом особенности проведения ремонтной кампании ЛЭП на территории автономного округа в осенне-зимний период в случае сохранения сроков ввода ПС 220 кВ Исконная и ВЛ 220 кВ Арсенал Исконная в 2017 году, а всей установленной мощности ТЭС Полярная в 2015 году (сроки, предусмотренные проектом СиПР ЕЭС России на 2014 – 2020 годы) возможны существенные ограничения по выдаче мощности вновь вводимой электростанции. Кроме того, прохождение осенне-зимнего периода в Уренгойском энергорайоне в период 2015 – 2016 годов до ввода ВЛ 110 кВ Исконная – ПП Лимбя-Яха с учетом возможности нахождения в ремонте ВЛ 110 кВ Буран – Табъяха или ВЛ 110 кВ Табъяха – Оленья возможны существенные ограничения потребления мощности. С учетом сказанного выше, а также возможных сложностей прохождения осенне-зимнего периода в Уренгойском энергорайоне в период 2015 – 2016 годов в случае подтверждения роста нагрузки в объеме, соответствующем прогнозу потребления электроэнергии (мощности) по проекту СиПР ЕЭС России на 2014 – 2020 годы, рекомендуется синхронизировать реализацию мероприятий по вводу второй очереди ТЭС Полярная, ПС 220 кВ Исконная, ВЛ 220 кВ Арсенал – Исконная и ВЛ 110 кВ Исконная – ПП Лимбя-Яха. Рекомендуемый срок реализации данных мероприятий – 2016 год. 4.6.8. Перечень планируемых к вводу электросетевых объектов. В дополнение к мероприятиям, предусмотренным проектом СиПР ЕЭС России на 2014 – 2020 года (таблицы 29 – 30), а также в рамках технологического присоединения потребителей (таблица 31), составлен перечень мероприятий по развитию электрической сети 110 кВ и выше, рекомендованных к реализации в период 2015 – 2019 годов (таблица 32). Перечень не учитывает рекомендаций, приведенных в подпункте 4.6.7 пункта 4.6 настоящего раздела. В таблице 32 представлены предложения по корректировке сроков ввода электросетевых объектов 220 кВ и выше относительно проекта СиПР ЕЭС России на период 2014 – 2020 годов, в том числе для устранения «узких мест» в электрической сети 110 кВ и выше автономного округа. Дополнительный перечень мероприятий к таблицам 29 – 30 по развитию электрической сети 110 кВ и выше, рекомендованных к вводу в период 2015 – 2019 годов Таблица 32
Примечания. 1. Сроки предложенных мероприятий могут быть скорректированы в соответствии с фактическими темпами роста нагрузки с учетом заключенных договоров на технологическое присоединение, а также с учетом нормативных сроков проектирования, строительства и финансирования мероприятий по развитию электроэнергетики на территории автономного округа. 2. Срок реализации должен быть синхронизирован с вводом ПС 220 кВ Исконная. 3. Рекомендованное мероприятие является предпочтительным в случае подтверждения планов ОАО «Передвижная энергетика» по демонтажу УГТЭС-72 по факту ввода ПС 220 кВ Исконная. В противном случае для определения мероприятий по ликвидации отпаек на ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-5В и на ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха -2 потребуется проведение технико-экономического обоснования в рамках отдельных проектно-изыскательских работ. 4. Места установки устройств АОПО необходимо выбрать с учетом технико-экономического сравнения вариантов. При этом необходимо учитывать обеспечение надежного контроля защищаемого элемента электрической сети и необходимость реализации ВЧ-канала для передачи управляющих воздействий. 5. Выбор предпочтительного варианта мероприятия необходимо производить с учетом фактических темпов роста электропотребления в районе, при этом до ввода в работу электросетевых объектов предусмотрено мероприятие по пункту 13. Предложения по корректировке перечня и сроков ввода электросетевых объектов 220 кВ и выше, приведенных в проекте СиПР ЕЭС России на 2014 – 2020годы1 Таблица 33
Примечания: 1. Возможность корректировки перечня и приближения сроков ввода электросетевых объектов 220 кВ и выше, приведенных в проекте схемы и Программе развития ЕЭС России на 2014 – 2020 годы, и включения мероприятий по их реализации в инвестиционные программы соответствующих сетевых организаций должна определяться исходя из возможных объемов финансирования инвестиционных программ и планируемого ограничения роста тарифов на услуги естественных монополий, а также с учетом реальных сроков проектирования и сооружения таких объектов. 2. Результаты выполненных расчетов электрических режимов показали целесообразность сооружения объектов в 2016 году. При этом в случае невозможности приближения срока ввода данных объектов относительно указанных в схеме и Программе развития ЕЭС России на 2014 – 2020 годы, необходимо учесть рекомендации, приведенные в подпункте 4.6.6 пункта 6 настоящего раздела. Это позволит обеспечить ввод мероприятий в срок, предусмотренный проектом СиПР ЕЭС России на 2014 – 2020 годы. В ходе анализа перспектив развития электроэнергетики на территории автономного округа на период 2015 – 2019 годов в условиях альтернативного прогноза потребления электроэнергии (мощности) отмечается следующее: - мероприятия по развитию электроэнергетики на территории автономного округа, предусмотренные в рамках прогноза потребления электроэнергии (мощности), соответствующего проекту СиПР ЕЭС России на 2014 – 2020 годы, в целом обеспечивают возможность перспективного роста нагрузки, соответствующего альтернативному прогнозу без дополнительных объемов вводов электросетевых объектов или генерирующих мощностей; - усугубление ситуации в Уренгойском энергорайоне в случае подтверждения темпов роста нагрузки, соответствующего альтернативному прогнозу, что потребует сокращения сроков реализации мероприятий по капитальному строительству электросетевых объектов 110 кВ и выше данного энергорайона без изменения объемов вводимого основного электротехнического оборудования и ЛЭП. В дополнение к мероприятиям по развитию электроэнергетики на территории автономного округа в период 2015 – 2019 годов в условиях прогноза электроэнергии (мощности), соответствующего проекту СиПР ЕЭС России на 2014 – 2020 годы составлен перечень мероприятий, рекомендованных для случая подтверждения альтернативного прогноза электропотребления (мощности) (таблица 34). Перечень мероприятий по развитию электроэнергетики на территории автономного округа в период 2015 – 2019 годов в условиях альтернативного прогноза потребления электроэнергии (мощности) Таблица 34
Примечания. 1. Возможность корректировки перечня и приближения сроков ввода электросетевых объектов 220 кВ и выше, приведенных в проекте Схемы и Программе развития ЕЭС России на 2014 – 2020 годы, и включения мероприятий по их реализации в инвестиционные программы соответствующих сетевых организаций должна определяться исходя из возможных объемов финансирования инвестиционных программ и планируемого ограничения роста тарифов на услуги естественных монополий, а также с учетом реальных сроков проектирования и сооружения таких объектов. 2. Места установки устройств АОПО необходимо выбрать с учетом технико-экономического сравнения вариантов. При этом необходимо учитывать обеспечение надежного контроля защищаемого элемента электрической сети и, возможно, реализацию ВЧ-канала для передачи управляющих воздействий. 4.7. Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе. В таблице 35 приведены данные о перспективном потреблении топлива генерирующими компаниями, действующими на территории автономного округа. Данные о перспективном потреблении топлива на электростанциях генерирующих компаний на территории автономного округа Таблица 35
4.8. Предложения по модернизации систем централизованного теплоснабжения муниципальных образований в автономном округе. 4.8.1. МО город Салехард. Программой комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры МО г. Салехард на период 2015 – 2019 годов предусмотрены следующие мероприятия по развитию теплосетевого хозяйства: - строительство пиковой котельной на площадке ГТЭС-3 мощностью 80 Гкал/ч с установкой 5 котлов КВ-ГМ-23, 26; - строительство пиковой котельной в районе ПС «Центральная» мощностью 116 МВт; - строительство котельной № 28 производительностью 15,0 Гкал/ч на месте старой котельной на территории производственной и коммунально-складской зоны; - установка блочной котельной «Термаль 4000» установленной мощностью 4 Гкал/ч (мкр 1) по адресу: ул. Объездная, д. 28, база МП «СЭ»; - строительство ТЭС «Полярная»; - строительство ЦТП-12, мкр 10 (мощность 11,4 МВт); - строительство ЦТП-2, ДЭС-2 (мощность 11,63 МВт), с доведением тепловой мощности до 2 х 5 Гкал/час с получением тепловой энергии от ДЭС-2; - установка утилизационного оборудования на второй ДГУ; - строительство ЦТП мощностью 18 Гкал/час (20,9 МВт) (на территории зоны индивидуальной жилой застройки); - строительство ЦТП мощностью 3,3 Гкал/ч; - строительство ЦТП мощностью 40,5 Гкал/ч; - строительство центрального теплового пункта мощностью 6,7 Гкал/ч (общественно-деловая зона); - строительство центрального теплового пункта мощностью 7,2 Гкал/ч (общественно-деловая зона); - строительство центрального теплового пункта мощностью 10,3 Гкал/ч (малоэтажная застройка); - строительство центрального теплового пункта мощностью 18,7 Гкал/ч (среднеэтажная застройка); - реконструкция котельной № 36. Предлагается расширить на 3 котла ДЕВ 16 – 14 ГМ на 1-ю очередь строительства. Суммарная установленная мощность котельной после расширения 73,5 МВт; - реконструкция тепловых сетей от котельной № 13: теплотрасса от ЦТК до 3ТК-4 с Т1Т2-219 на Т1Т2-273, L = 122 м; - реконструкция тепловых сетей от котельной № 10: теплотрасса от котельной через ЦТК до 1УТ-7 с Т1Т2-219 на Т1Т2-273, L = 70 м; - реконструкция тепловых сетей от котельной № 7: теплотрасса от 3УТ-3 через 3УТ-9, 3УТ8-2 до 3УТ-16 с Т1Т2-219 на Т1Т2-273, L = 370 м; - реконструкция тепловых сетей от котельной № 21: теплотрасса от ЦТК до ТК2 с Т1Т2-426 на Т1Т2-525, L = 180 м; - реконструкция тепловых сетей от котельной № 6: теплотрасса от ЦТК до 1УТ-20 с Т1Т2-108 на Т1Т2-159, L = 40 м; - реконструкция УР-2, УР-3; - реконструкция сетей теплоснабжения котельной № 22, № 14, № 28, № 6, ЦТП (от ул. Чкалова – м/р «Заполярье» (3УТ-19 до 3УТ-2)); - реконструкция сетей теплоснабжения от ул. Губкина, 12 – ул. З. Космодемьянской, 34а (2ТК-12 – 2ТК-6); - реконструкция сетей теплоснабжения котельной № 12-а: ул. Республики 140 (2УТ-9 до 2УТ-10); - реконструкция сетей теплоснабжения2УТ-9 Пожводоем (ул. Артеева 15) – 2УТ-28 (ул. Артеева 16) – 2УТ-35 (ул. Артеева 22А) – 2УТ-39 (ул. Республики 103) от ул. Артеева, 16 – ул. Артеева, 22; - реконструкция сетей теплоснабжения – ул. Комсомольская, 20 (2УТ-32 – 2УТ-40 – 2УТ-48.1 – ул. Республики, 78 – ул. З.Космодемьянской, 5а (от ул. Комсомольская, 20 (2УТ-40 до 2УТ-32)); - реконструкция сетей теплоснабжения котельных № 22, № 14, № 28, № 6, ЦТП от ул. Республики, 117а – ул. Республики, 104; - приобретение и монтаж балансировочных клапанов для регулировки тепловых сетей УР-1, УР-3, УР-7; - реконструкция сетей тепловодоснабжения котельной № 13, № 10, № 7, УР-2, отул. Игарская, 17а – ул. Шалгина, 13 – ул. Деповская, 10; - реконструкция сетей тепловодоснабжения котельной № 13, № 10, № 7, УР-2, от ул. Трудовая, 23 (1УТ-42) – ул. Зональная, 4 (2УТ-4) – ул. Павлова, 3 (2УТ-22). 4.8.2. МО город Губкинский. Программой комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры МО город Губкинский на период 2015 – 2019 годов предусмотрены следующие мероприятия по развитию теплосетевого хозяйства: - реконструкция городской котельной с увеличением запаса мощности тепловой котельной на 12 Гкал/час; - внедрение частотно-регулируемых электроприводов насосов системы горячего водоснабжения (ГВС); - установки струйно-нишевых горелок типа СНГ-45 на котлоагрегатах Общеузловой котельной; - замена кожухотрубных теплообменников на пластинчатые в центральных тепловых пунктах (ЦТП) м/р 6, 7, 11, 14; - замена изношенных электродвигателей; - замена сетевых насосов на Общеузловой котельной. 4.8.3. МО город Муравленко. Программой комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры МО город Муравленко на период 2015 – 2019 годов предусмотрены следующие мероприятия по развитию теплосетевого хозяйства: - реконструкция котельного оборудования, системы газопотребления и АСУ ТП котельных: Центральной, № 3, 4, 5, КОС, ВОС; - реконструкция 10 Центральных Тепловых Пунктов (ЦТП); - строительство новых ЦТП в микрорайонах: № 5, 8, Студгородка и реализация проектов реконструкции сетей ТВС соответствующих микрорайонов; - строительствотепловых сетей на период с 2015 по 2025 годы; - установка общедомовых приборов учета тепловой энергии. 4.8.4. МО город Лабытнанги. Программой комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры МО город Лабытнанги на период 2015 – 2019 годов предусмотрены следующие мероприятия по развитию теплосетевого хозяйства: - строительство блочно-модульных котельных в микрорайонах № 8 и «Геофизики» взамен существующих котельных № 12 и № 19; - реконструкция систем автоматики парового котла № 4 с переводом на газообразное топливо котельной мкр. Обская; - разработка проекта выделения тепла в сети теплоснабжения города от котлов-утилизаторов ГТЭ-24, ГТГ-3, ГТГ-4 с проектной мощностью 20 – 30 Гкал/час; - реконструкция системы теплоснабжения от кот. № 1 г. Лабытнанги, центральный тепловой пункт ЦТП-2 (строительство); - строительство объекта «Инженерные сети ЦТП-2»; - строительство наружных сетей ТВС с установкой теплового пункта по ул. Энергетиков. 4.8.5. МО Красноселькупский район. Программой комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры МО Красноселькупского района на период 2015 – 2019 годов предусмотрены следующие мероприятия по развитию теплосетевого хозяйства: - выполнение гидравлической наладки системы теплоснабжения в с. Красноселькуп, с.п. Толькинское, с. Ратта; - реконструкция котельной № 1 производительностью 5,32 Гкал/ч с переводом на газ в с. Красноселькуп; - строительство блочной котельной взамен существующей Котельной № 2 в с. Красноселькуп; - реконструкция котельной № 5 производительностью 5,16 Гкал/час с переводом на газ в с. Красноселькуп; - внедрение на котельных системы ХВО в с. Красноселькуп; - строительство котельной в с. Красноселькуп; - реконструкция котельной ПАКУ с переводом на газ в с. Красноселькуп; - реконструкция котельной № 1 производительностью 5,32 Гкал/ч с переводом на газ в с.п. Толькинское; - строительство котельной в с. Толька Красноселькупского района в с.п. Толькинское; - консервация и вывод из эксплуатации котельной № 3 производительностью 3,8 Гкал/час в с.п. Толькинское; - реконструкция котельной № 4 производительностью 5,32 Гкал/ч с переводом на газ в с.п. Толькинское; - внедрение на котельных системы ХВО в с.п. Толькинское; - реконструкция котельной дизельной расположенной в с. Ратта; - замена сетей теплоснабжения использованием трубопроводов в изоляции ППУ в с. Красноселькуп, с.п. Толькинское, с. Ратта; - строительство тепловых сетей в районы новой застройки в с. Красноселькуп, с.п. Толькинское, с. Ратта; - строительство тепловых сетей от ГПЭС до котельной № 1 в с. Красноселькуп; - строительство тепловых сетей в районах новой застройки населенных пунктов в с. Красноселькуп, с.п. Толькинское, с. Ратта. 4.8.6. МО Надымский район. Программой комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры МО Надымского района на период 2015 – 2019 годов предусмотрены следующие мероприятия по развитию теплосетевого хозяйства: - проведение энергоаудита, энергетической паспортизации объектов ЖКХ и внедрение современных информационных технологий в г. Надыме; - автоматизация технологических процессов (АСУТП) в г. Надыме; - ликвидация (перевод в «холодный резерв») локальных поселковых котельных: ПСО-35, СУ-11, ФЖК в г. Надыме; - внедрение приборов учёта и автоматизированных систем учёта энергоресурсов; внедрение энергоэкономичного оборудования, перспективных изоляционных материалов, современной запорной и регулирующей арматуры и иных энергоэффективных решений в г. Надыме; - замена сетей в объеме 4,14 км в год в г. Надыме; - монтаж автоматизированной блочной котельной в с. Ныда; - строительство сетей теплоснабжения в ППУ изоляции в с. Ныда; - монтаж приборов учета тепловой энергии на теплоисточнике в с. Ныда; - строительство ГТЭС с тепловой мощностью 7,74 Гкал/час в с. Ныда; - техническое перевооружение котельных с поэтапной модернизацией действующего и внедрением современного энергетического оборудования; - реконструкция котельной ООО «Ныдинское» в с. Ныда; - перевод котельных ООО «Ныдинское» на газовое топливо в 2016 2017 годы; - замена теплосетей на трубопроводы в ППУ изоляции в с. Ныда; - установка блочно-модульной котельной в с. Кутопьюган; - строительство сетей теплоснабжения в ППУ изоляции в с. Кутопьюган; - демонтаж котельной в с. Кутопьюган; - демонтаж сетей теплоснабжения в с. Кутопьюган; - монтаж приборов учета тепловой энергии на теплоисточнике в с. Кутопьюган; - энергоаудит системы производства и передачи тепловой энергии в с. Кутопьюган; - модернизация (капитальный ремонт) котельного и вспомогательного оборудования, автоматизация всех котельных, монтаж систем водоподготовки в котельных, монтаж КИП в котельных, модернизация (капитальный ремонт) тепловых сетей и сетей ГВС в п. Пангоды; - строительство блочной котельной в ж/к «Юность» в п. Пангоды; - ремонт оборудования котельных в п. Пангоды; - модернизация котельной «ДСУ – 26» в п. Пангоды; - консервация котельной «ДСУ – 26» в п. Пангоды; - капитальный ремонт поселковых сетей теплоснабжения в п. Пангоды; - строительство сетей теплоснабжения и сетей ГВС в п. Пангоды. 4.8.7. МО Шурышкарский район. Программой комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры МО Шурышкарский район на период 2015 – 2019 годов предусмотрены следующие мероприятия по развитию теплосетевого хозяйства: - строительство котельной в с. Мужи с перспективой перевода на природный газ мощностью – 15 МВт с выводом из технологии котельных № 2 и № 3 при реконструкции теплосетей; - строительство электростанции мощностью 10 МВт с отбором тепла согласно проекту в районе котельной № 8 в с. Мужи; - строительство поселковой котельной мощностью 21 МВт в районе котельной № 2 с выводом из эксплуатации котельной №№ 2; 3; 4; 5 и реконструкция теплосетей в с. Горки; - реконструкция электростанции № 2 с увеличением суммарной мощности до 4 МВт с отбором тепла по проекту, с выводом из эксплуатацииэлектростанции №№ 1; 3 с реконструкцией электросетей в с. Горки; - строительство теплосетей в с. Горки; - реконструкция (перевооружение) котельной № 2, замена котлов на универсальные котлы с увеличением суммарной мощности до 8 МВт с переоборудованием вспомогательного оборудования в с. Овгорт; - строительство дизельной электростанции мощностью 1,08 МВт с перспективой расширения с отбором тепла (по проекту) на близлежащие объекты, с приобъектным складом ГСМ на 750 м3; - реконструкция теплосетей в с. Овгорт; - строительство котельной мощностью 6 МВт совместно с проектируемой электростанцией с выводом из технологии существующей котельной при реконструкции теплосетей в с. Шурышкары; - строительство электростанции с увеличением суммарной мощности до 1,08 МВт с отбором тепла (по проекту) на проектируемую котельную с реконструкцией электросетей в с. Шурышкары; - реконструкция существующей котельной мощностью 4,5 МВт и строительство тепловых сетей в с. Лопхари; - реконструкция теплосетей в с. Лопхари; - строительство котельной мощностью 9,6 МВт в с. Восяхово; - строительство котельной мощностью 11 МВт в с. Азовы; - строительство котельной мощностью 11 МВт в с. Питляр. 4.8.8. МО Тазовский район. Программой комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры МО Тазовский район на период 2015 – 2019 годов предусмотрены следующие мероприятия по развитию теплосетевого хозяйства: - реконструкция сетей тепловодоснабжения в с. Газ-Сале; - реконструкция сетей тепловодоснабжения и канализации в с. Антипаюта; - реконструкция сетей тепловодоснабжения в с. Гыда. 4.8.9. МО Пуровский район. Программой комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры МО Пуровский район на период 2015 – 2019 годов предусмотрены следующие мероприятия по развитию теплосетевого хозяйства: - монтаж системы химводоподготовки в котельной № 2 пос. Уренгой; - установка приборов учета тепловой энергии на dу = 400 мм в котельной № 2 пос. Угенгой; - замена котлов котельной № 2, производительностью до 3 Гкал/ч в пос. Уренгой; - монтаж котельной блочного исполнения в юго-восточной части пос. Уренгой мощностью 10 МВт; - монтаж котельной блочного исполнения в северо-восточной части пос. Уренгой мощностью 10 МВт; - монтаж котельной блочного исполнения в юго-западной части пос. Уренгой, 15 МВт; - прокладка по ул. Геологов пос. Уренгой трубопровода на эстакаде от ПНС-12 до ПНС-66, dу = 300 мм; - прокладка трубопровода по ул. Мира пос. Уренгой на эстакаде на север от ПНС 55 до стыковки с трубопроводом 2dу = 400мм, 2dу = 400мм; - восстановление и замена тепловой изоляции теплотрасс ср. dу = 150 мм на скорлупы ППУ пос. Уренгой; - строительство насосной станции производительностью 200 м3/ч пос. Уренгой; - строительство по ул. Геологов в пос. Уренгой трубопровода от ПНС-12 до ПНС-66 – 2dy = 300 мм; - реконструкция трубопровода 2dy = 200 мм по ул. Мира на север от ПНС-55 до стыковки с трубопроводом 2dy = 400 мм путем замены на 2dy = 400 мм; - восстановление и замена тепловой изоляции теплотрасс ср.dy = 150 мм в пос. Уренгой; - разработка проекта реконструкции котельной № 4 с переводом котлов в водогрейный режим в г. Тарко-Сале; - реконструкция котельной № 4 с переводом котлов в водогрейный режим в г. Тарко-Сале; - переоборудование котельной № 2 в тепловой пункт с распределяемой нагрузкой 12(14) Гкал/час (МВт) в г. Тарко-Сале; - режимная наладка сетей теплоснабжения в г. Тарко-Сале; - энергоаудит системы производства и передачи тепловой энергии в г. Тарко-Сале; - монтаж приборов учета тепловой энергии на теплоисточника в г. Тарко-Сале; - монтаж приборов учета тепловой энергии на распределительных пунктах (РП) в г. Тарко-Сале. 4.9.10. МО Приуральский район. Программой комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры МО Приуральский район на период 2015 – 2019 годов предусмотрены следующие мероприятия по развитию теплосетевого хозяйства: - строительство новой котельной мощностью 4,3 Гкал/час в селе Харсаим; - создание централизованной системы теплоснабжения для общественной и многоэтажной жилой застройки в с. Аксарка; - реконструкция существующих и прокладка новых тепловых сетей в ППУ изоляции в с. Аксарка; - проектирование и строительство сетей теплоснабжения в с. Катравож; - строительство сетей теплоснабжения для вновь проектируемых объектов в пос. Харп; - прокладка тепловых сетей диаметром 159 – 57 мм в ППУ изоляции в с. Харсаим; - прокладка тепловых сетей в ППУ изоляции диаметром 89 – 57 мм в г. Горнокнязевск; - прокладка новых тепловых сетей в ППУ изоляции в с. Белоярск; - прокладка новых тепловых сетей в ППУ изоляции в д. Лаборовая; - прокладка новых тепловых сетей в ППУ изоляции в пос. Щучье; - строительство блочной котельной «Термаль-9000» в с. Катравож; - модернизация существующего оборудования ЦТП, а именно замена трубчатых теплообменников на пластинчатые, установка насосного оборудования с частотными преобразователями, автоматизация ЦТП, в пос. Харп; - строительство новой котельной мощностью 4,3 Гкал/час в с. Харсаим; - строительство автоматизированной блочной дизельной котельной теплопроизводительностью 0,5 МВт (0,43 Гкал/час) с двумя котлами по 0,25 МВт (0,21 Гкал/час), один в работе, второй в резерве в пос. Горнокнязевск; - строительство котельной установленной мощностью 17,5 Гкал/час, работающей на дизельном топливе, в с. Белоярск; - строительство котельной блочно-модульного типа установленной мощностью 2,3 Гкал/час с двумя котлами (один в работе, второй в резерве), работающей на дизельном топливе в д. Лаборовая; - строительство котельной блочно-модульного типа, установленной мощностью 2,58 Гкал/час с двумя котлами (один в работе, второй в резерве), работающей на дизельном топливе, в пос. Щучье. 4.9. Предложения по переводу на парогазовый цикл с увеличением мощности действующих котельных. В настоящее время комбинированная выработка тепловой и электрической энергии осуществляется на следующих электростанциях энергосистемы автономного округа: Уренгойская ГРЭС (установленная тепловая мощность 410 Гкал/час, осуществляет теплоснабжение микрорайона Лимбяяха г. Нового Уренгоя), Ноябрьская ПГЭ (установленная тепловая мощность 95 Гкал/час, тепловая энергия ООО «Ноябрьская ПГЭ» сторонним потребителям МО город Ноябрьск не отпускается), ТЭС пос. Харп (осуществляет теплоснабжение пгт. Харп), ГПЭС с. Аксарка (осуществляет теплоснабжение с. Аксарка). Газотурбинные электростанции нефтяных и газовых месторождений имеют возможность получения тепла на котлах-утилизаторах в комбинированном цикле. На данный момент вся получаемая тепловая энергия с котлов утилизаторов обеспечивает инфраструктуру месторождений. По причине удаленности ГТЭС от основных потребителей тепловой энергии (коммунальные сети муниципальных образований) возможность снабжения теплом от данных ГТЭС муниципальных образований отсутствует. На ГТЭ-24, ГТГ-3, ГТГ-4 г. Лабытнанги существует возможность выработки тепла в комбинированном цикле на котлах-утилизаторах станций. Для того чтобы станции г. Лабытнанги могли снабжать город тепловой энергией, необходимо разработать проект выделения тепла в сети теплоснабжения города. Теплофикационная мощность ООО «Ноябрьская ПГЭ» в случае реконструкции может использоваться для нужд централизованного теплоснабжения г. Ноябрьска. При разработке схемы теплоснабжения г. Ноябрьска рекомендуется учесть возможность отбора тепловой мощности с Ноябрьской ПГЭ в систему теплоснабжения города. 4.10. Прогноз развития теплосетевого хозяйства муниципальных образований на пятилетний период. Прогноз развития теплосетевого хозяйства разрабатывается по отдельным конкурсам, проводимым субъектом федерации на основании Федерального закона от 23 ноября 2009 года № 261-ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации», Федерального закона от 27 июля 2010 года № 190-ФЗ «О теплоснабжении» и в соответствии с Требованиями к схемам теплоснабжения, порядку их разработки, утверждёнными постановлением Правительства Российской Федерации от 22 февраля 2012 года № 154. Прогноз развития теплосетевого хозяйства муниципальных образований на пятилетний период приведён в соответствующих проектах. Схема размещения объектов электроэнергетики автономного округа Схема размещения объектов электроэнергетики автономного округа представлена в виде карты-схемы, на которую нанесены: - действующие по состоянию на 01 января 2014 года электрические станции мощностью более 5 МВт; - действующие по состоянию на 01 января 2014 года электрические сети 110 кВ и выше; - электрические станции и электрические сети 110 кВ и выше, ввод которых запланирован в период до 2015 года с выделением соответствующими условными обозначениями; - электрические станции и электрические сети 110 кВ и выше, ввод которых запланирован в период 2015 – 2019 годов с выделением соответствующими условными обозначениями. Информация по документуЧитайте также
Изменен протокол лечения ковида23 февраля 2022 г. МедицинаГермания может полностью остановить «Северный поток – 2»23 февраля 2022 г. ЭкономикаБогатые уже не такие богатые23 февраля 2022 г. ОбществоОтныне иностранцы смогут найти на портале госуслуг полезную для себя информацию23 февраля 2022 г. ОбществоВакцина «Спутник М» прошла регистрацию в Казахстане22 февраля 2022 г. МедицинаМТС попала в переплет в связи с повышением тарифов22 февраля 2022 г. ГосударствоРегулятор откорректировал прогноз по инфляции22 февраля 2022 г. ЭкономикаСтоимость нефти Brent взяла курс на повышение22 февраля 2022 г. ЭкономикаКурсы иностранных валют снова выросли21 февраля 2022 г. Финансовые рынки |
Архив статей
2024 Октябрь
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
