Постановление Правительства Ямало-Ненецкого автономного округа от 20.03.2014 № 390-П

 

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

В соответствии с проектом СиПР ЕЭС России на 2014 – 2020 годы демонтаж, реконструкция, модернизация и перемаркировка генерирующего оборудования, функционирующего в синхронизированной зоне энергосистемы автономного округа, в период 2015 – 2019 годов не предусмотрены (в соответствии с вариантом с высокой степенью вероятности). По данным собственников генерирующего оборудования, ОАО «ИНТЕР РАО – Электрогенерация» планирует проведение переаттестации блока ПГУ с изменением установленной мощности с 460 МВт до 470 МВт.

В соответствии с проектом СиПР ЕЭС России на 2014 – 2020 годы в 2015 году планируется ввод в эксплуатацию модуля 2х20 МВт ГТУ на Ямбургской ГТЭС, собственником которой является ООО «Газпром добыча Ямбург». Ввод данной генерирующей мощности не сказывается на работе энергосистемы автономного округа ввиду сбалансированности Ямбургского энергоузла.

По сведениям ООО «ЭК «Урал Промышленный – Урал Полярный», а также в соответствии с проектом СиПР ЕЭС России на 2014 – 2020 годы в 2015 – 2016 годах планируется ввод в эксплуатацию ТЭС «Полярная» общей установленной мощностью 266,5 МВт: 1 – 2 пусковой комплекс в составе ГТУ мощностью 23 МВт, 3 – 4 пусковой комплекс в составе двух ГТУ (2х73 МВт) и ПТУ (90 МВт).

По сведениям ООО «Новоуренгойский газохимический комплекс» (ОАО «Газпром»), к концу 2014 года – началу 2015 года планируется ввод в эксплуатацию и включение на параллельную работу с ЕЭС России ГТЭС НГХК установленной мощностью 120 МВт.

Демонтаж Казымской ГТЭС (предусмотренный в ранее утвержденной СиПРЭ автономного округа на период 2014 – 2018 годов) на период 2015 – 2019 годов не предусмотрен ввиду отсутствия соответствующих сведений в проекте СиПР ЕЭС России на 2014 – 2020 годы, а также в соответствии с данными генерирующей компании ОАО «Передвижная энергетика».

Перечень мероприятий по изменению установленной мощности электростанций на территории автономного округа, функционирующих (или планирующихся к функционированию) параллельно с ЕЭС России, приведен в таблице 26.

Мероприятия по изменению установленной мощности электростанций

 на территории автономного округа, функционирующих

(или планирующихся к функционированию) параллельно

с ЕЭС России

Таблица 26

№ п/п	Наименование мероприятия	Изменение установленной мощности (МВт)	Срок реализации
1	2	3	4
1	Ввод ГТЭС ООО «НГХК»	120	2014 – 2015
2	Переаттестация блока ПГУ Уренгойской ГРЭС с изменением установленной мощности с 460 на 470 МВт	10	2014 – 2015
3	Ввод ТЭС Полярная	266,5[1][12]	2015[1][13]
4	Ввод модуля 2х20 МВТ на Ямбургской ГТЭС-72	40	2015

4.4. Прогноз возможных объемов развития энергетики автономного округа на основе возобновляемых источников энергии (далее  –  ВИЭ) и местных видов топлива.

4.4.1. Ветроэнергетика.

Наиболее перспективной территорией по вводу ветрогенерирующих установок является северо-западная часть автономного округа – Ямальский и часть Приуральского районов с удельным ветровым потенциалом до 1 кВт/м². Потенциал развития генерации электроэнергии на ветрогенерирующих установках можно оценить по схеме 17.

 Схема 17. Распределение удельного ветропотенциала (Вт/м2)

на высоте 100 м

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

Ввод ветрогенерирующих установок позволит снизить зависимость отдаленных регионов от дизельного топлива, а также будет способствовать снижению себестоимости электроэнергии в этих регионах.

4.4.2. Гидроэнергетика.

Водные ресурсы автономного округа содержат порядка 48 тыс. рек, самыми крупными из которых являются Обь в ее устье, а также реки Надым, Таз и Пур. Река Обь в пределах автономного округа течет двумя мощными рукавами. Речная сеть составляет примерно 0,53 км на 1 км2 площади. Таким образом, большое количество водоносных артерий может быть использовано для развития сегмента генерации электроэнергии малыми ГЭС.

4.4.3. Приливная энергетика.

Территория автономного округа включает побережье Карского моря и многочисленные заливы, в число которых входит Обская губа. Поэтому перспективным может оказаться развитие возобновляемых источников энергии, основанной на энергии приливов – приливных электростанций. Однако у данного типа электростанции присутствует существенный недостаток – изменяющаяся в течение суток мощность. Данный недостаток требует обязательной работы электростанции параллельно с энергосистемой либо резервирование электростанции работой иных электростанций и, как следствие, дополнительное сетевое строительство, что повышает стоимость возведения станции и ее инфраструктуры и снижает выгоду от дешевизны энергии, вырабатываемой станцией.

4.4.4. Солнечная энергетика.

Данный вид энергетики основывается на преобразовании электромагнитного солнечного излучения в электрическую или тепловую энергию. Потенциал развития солнечной энергетики в автономном округе определяется тем, что выработка солнечной энергии в первую очередь зависит от географической широты, от погоды и времени суток и необходимости очистки панелей от снега и пыли. На схеме 18 приведена карта суммарной солнечной радиации в день на территории России.

 Схема 18. Карта потока солнечной радиации, приходящегося на м²  за один день на территории России

По приведенной выше карте можно отметить, что по территории автономного округа суммарная солнечная радиация на 1 м² в течение дня распределяется следующим образом: на западе – от 3 до 3,5 кВтч/м², в центральной, южной и северо-западной частях – от 3,5 до 4 кВтч/м², в северо-восточной части – от 4 до 4,5 кВтч/м². При этом продолжительность солнечного сияния по территории автономного округа составляет менее 1700 часов в год. Карта продолжительности сияния приведена на схеме 19.

  Схема 19. Карта продолжительности солнечного сияния

По приведенным выше картам можно приблизительно оценить максимальную возможную величину выработки электроэнергии на территории автономного округа: 170 – 200 млн кВтч за год. С учетом нахождения более половины территории автономного округа за Полярным кругом можно утверждать, что выработка электроэнергии на солнечных электростанциях может осуществляться преимущественно в летний период. В зимний период данный вид ВИЭ не может быть использован по причине малой солнечной радиации, падающей на поверхность (высокие широты расположения региона), а периодические снегопады и затрудненный доступ к солнечным электростанциям (отсутствие дорог, большие заболоченные территории т.д.) снижают потенциал развития данного источника ВИЭ. Также данный вид ВИЭ будет требовать установки маневренных дублирующих источников энергии сопоставимой мощности либо подключения к энергосистеме по причине непредсказуемости генерации в течение суток. Все это говорит о том, что применение солнечных электростанций на территории автономного округа экономически и технически нецелесообразно.

4.4.5. Биоэнергетика.

Данный сегмент возобновляемых источников энергии при производстве электрической и тепловой энергии в качестве сырья использует биотопливо – топливо, получаемое из биологического сырья. По типу исходного сырья различают три вида биотоплива: биологические отходы, лигно-целлюлозные соединения и водоросли.

Из биотоплива первого поколения наиболее перспективным направлением является использование торфа (наличие большого количества месторождений торфа) и леса (за 2011 год заготовка и первичная переработка составила 6 тыс. м3). В связи с тем что в автономном округе посевные площади растений, отходы которых могут быть использованы для производства биотоплива, крайне малы, а поголовье крупного рогатого скота не более 1000 голов, свиней не более 2200 голов и птицы не более 1900, использование данного типа сырья для выработки электроэнергии в промышленных масштабах не является перспективным. Расчеты, проведенные по существующим методикам, исходя из удельных показателей объема биогаза, которые возможно получить из отходов животноводства, показывают, что выход биогаза при применении технологии утилизации отходов может составить около 450 тыс. м3 или 320 т у.т. Также возможно получение биотоплива из твердых бытовых отходов и на очистных сооружениях. При переработке 25 м3 сточных вод можно получить около 1 м3 биогаза или 0,0007 т у.т. При переработке 1 т твердых бытовых отходов можно получить 70 – 115 м3 биогаза или 0,05 – 0,08 т у.т.

Для биотоплива второго поколения требуются достаточно большие посевные площади. Но в автономном округе распространены следующие виды почв: тундровые, глеевые, арктические, торфяно-болотные и подзолистые почвы в приречных районах. В связи с большим количеством болот, избыточно увлажненных территорий и вечной мерзлотой территории, на которых возможно возделывание растений – источников сырья, присутствуют в малом количестве. В связи с непригодностью почв и коротким земледельческим сезоном получение биотоплива второго поколения на территории автономного округа не имеет перспективы.

Биотопливо третьего поколения получается из специальных водорослей с высоким содержанием масла. Такие виды водорослей очень чувствительны к низкой температуре и требуют высокую температуру для активного роста. В условиях затяжной зимы (более 8 месяцев) и среднегодовой температуры на уровне -10°С данная технология в открытых водоемах (на территории автономного округа находится порядка 300 000 озер) не может быть применена.

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

В разделе представлены перспективные балансы электроэнергии и мощности централизованной части энергосистемы автономного округа на период 2015 – 2019 годов, учитывающие перспективный прогноз электроэнергии (мощности) энергосистемы автономного округа на период 2013 – 2019 годов, соответствующий проекту СиПР ЕЭС России на 2014 – 2020 годы.

Перспективный прогноз электроэнергии (мощности) приведен в таблице 27 (28).

Перспективный баланс электроэнергии централизованной части энергосистемы автономного округа на период 2015 – 2019 годов (млн. кВт·ч)

Таблица 27

Показатель	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год
1	2	3	4	5	6
Потребление – всего	11 570	11 690	12 070	12 675	12 655
Выработка электростанций – всего	7 843	7 897	7 951	8 125	8 245
Уренгойская ГРЭС	3 035	3 068	3 100	3 131	3 250
Ноябрьская ПГЭ	980	980	980	980	980
ПЭС Надым	180	180	180	180	180
ПЭС Уренгой	121	121	121	121	121
ГТЭС Ямбургская	267	267	267	267	267
ГТЭС Харвутинская	17	17	17	17	17
ГТЭС Песцовая	23	24	25	26	27
ГТЭСООО «Новоуренгойский ГХК»	930	930	930	1 050	1 050
ТЭС Полярная	1 950	1 950	1 950	1 950	1 950
Муниципальные электростанции  г. Салехарда	340	360	381	403	403
Сальдо-переток («+» дефицит – получение; «-» избыток – выдача)	3 727	3 793	4 119	4 550	4 410

Перспективный баланс мощности энергосистемы автономного округа

на период 2015 – 2019 годов (МВт)

Таблица 28

Показатель	2015 год	2016 год	2017 год	2018 год	2019 год
1	2	3	4	5	6
Потребление мощности – всего (максимум нагрузки)	1 570	1 620	1 675	1 775	1 760
Покрытие (установленная мощность) – всего	1 318,5	1 318,5	1 318,5	1 318,5	1 318,5
Уренгойская ГРЭС	494	494	494	494	494
1	2	3	4	5	6
Ноябрьская ПГЭ	119,6	119,6	119,6	119,6	119,6
ПЭС Надым	24	24	24	24	24
ПЭС Уренгой	72	72	72	72	72
ГТЭС Ямбургская	112	112	112	112	112
ГТЭС Харвутинская	10	10	10	10	10
ГТЭС Песцовая	15	15	15	15	15
ГТЭСООО «НГХК»	120	120	120	120	120
ТЭС Полярная	266,5	266,5	266,5	266,5	266,5
Муниципальные электростанции  г. Салехарда	85,3	85,3	85,3	85,3	85,3
Сальдо-переток («+» дефицит – получение; «-» избыток – выдача)	251,5	301,5	356,5	456,5	441,5

Примечание.

Потребление мощности и сальдо-переток по территории автономного округа указаны без учета потерь мощности в электрических сетях.

Перспективный баланс электроэнергии (мощности) энергосистемы автономного округа на период 2015 – 2019 годов характеризуется как дефицитный. Рост потребления централизованной части энергосистемы планируется в основном за счет присоединения энергорайона г. Салехарда (до 100 МВт электрической нагрузки в период до 2019 года) и ввода промышленного предприятия ООО «НГХК» (100,5 МВт). Данный рост электропотребления покрывается за счет ввода ГТЭС ООО «НГХК» и электростанций энергорайона   г. Салехарда (ДЭС-1, ДЭС-2, ГТЭС-3, ТЭС-14 суммарной установленной мощностью 85,3 МВт).

Основной прирост установленной мощности электростанций энергосистемы автономного округа и снижение сальдо-перетока из энергосистемы ХМАО будет происходить за счет ввода ТЭС Полярная установленной мощностью 266,5 МВт. Таким образом, перспективный баланс электроэнергии (мощности) на период 2015 – 2019 годов сохранится дефицитным.

4.6. Перечень планируемых к вводу электросетевых объектов.

На основании проведенных расчетов электрических режимов предложены мероприятия по электросетевому строительству/реконструкции, а также изменению режима работы объектов электрической сети 110 кВ и выше.

В качестве исходных данных для проведения анализа перспектив развития электрических сетей 110 кВ и выше энергосистемы автономного округа на период 2015 – 2019 годов были использованы данные о развитии энергосистемы в соответствии с проектом СиПР ЕЭС России на 2014 – 2020 годы, а также мероприятия инвестиционных программ ОАО «ФСК ЕЭС» и ОАО «Тюменьэнерго», находящиеся на стадии строительства.

В таблице 29 приведен перечень мероприятий по развитию энергосистемы автономного округа в 2014 году, который учитывался в качестве исходных данных при разработке СиПР автономного округа на период 2015 – 2019 годов.

Перечень мероприятий по развитию энергосистемы автономного округа

в 2014 году

Таблица 29

№ п/п	Наименование	Параметры	Год ввода
1	2	3	4
1	Ввод в работу ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея-1, 2	2х218 км, 2х1 км, 2х1 км	2014
2	Ввод ВЛ 110 кВ УГРЭС-Уренгой с ПП 110 кВ в районе п. Лимбя-Яха с заходами ВЛ 110 кВ	136 км	2014
3	Установка АТ № 4 220/110 кВ на ПС 500 кВ Муравленковская	125 МВА	2014
4	Ввод ПС 220 кВ НГХК с питающей ВЛ 220 кВ Уренгой – НГХК и ГТЭС установленной мощностью 120 МВт	2х63 МВА, 2х35 км, 120 МВт	2014 –2015
5	Строительство ПС 220 кВ Арсенал с ВЛ 220 кВ Арсенал – Тарко-Сале	2х125 МВА, 2х90 км	2014
6	Строительство ПС 110 кВ Северное Сияние с питающими ВЛ 110 кВ	2х40 МВА 16 км	2014
7	Замена трансформатора 1Т (мощностью 10 МВА) на трансформатор мощностью 16 МВА на ПС 110 кВ Кристалл	16 МВА	2014

При проведении расчетов перспективных электрических режимов в качестве исходных данных учитывались мероприятия по развитию электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы автономного округа за период 2015 – 2019 годов, предусмотренные проектом СиПР ЕЭС России на 2014 – 2020 годы (таблица 30).

Перечень мероприятий по развитию энергосистемы автономного округа

в период  2015 – 2019 годов

Таблица 30

№ п/п	Наименование	Параметры	Год ввода
1	2	3	4
1	Строительство ПС 220 кВ Салехард (Обдорск) с ВЛ 220 кВ Надым – Салехард (Обдорск)	2х125 МВА, 2х336[1][14]км	2015
2	Ввод модуля из двух блоков ГТУ на Ямбургской ГТЭС (модуль 2х20 МВт)	2х20 МВт	2015
3	Ввод ТЭС Полярная[1][15]	266,5 МВт	2015
4	Строительство ПС 220 кВ Исконная с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой	2х125 МВА, 2х1х3 км	2017
5	Строительство ПС 220 кВ Ермак с заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Мангазея	2х25 МВА, 2х75 км	2017
6	Строительство ВЛ 220 кВ Исконная – Ермак	120 км	2017
7	Строительство ПС 220 кВ Славянская с ВЛ 220 кВ Ермак – Славянская № 1, 2	2х25 МВА, 2х150 км	2017
8	Установка АТГ № 2 500/220 кВ на ПС 500 кВ Муравленковская	3х167 МВА	2018

При проведении расчетов перспективных электрических режимов в качестве исходной информации учитывалась информация о мероприятиях по развитию электрической сети 110 кВ и выше в рамках технологического присоединения новых потребителей (таблица 31).

Мероприятия по развитию электрической сети 110 кВ и выше в рамках технологического присоединения новых потребителей

Таблица 31

№ п/п	Наименование	Основное назначение
1	2	3
1	Ввод ПС 110 кВ НПС Уренгойская(2х40 МВА) с ВЛ 110 кВ ПП Лимбя-Яха – НПС Уренгойская (2х80 км) в 2015 году	присоединение потребителей ЗАО «Ямалгазинвест»
1	2	3
2	Ввод ПС 110 кВ ПСП (2х25 МВА) с ВЛ 110 кВ Кирпичная – ПСП и ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ ПСП до места врезки в ВЛ 110 кВ Кирпичная – Пур в 2015 году	присоединение потребителей ЗАО «Ямалгазинвест»
3	Строительство одноцепного участка ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Таланга (1 км) до точки врезки ВЛ 110 кВ Кирпичная – Пурпейская в 2015 году[1][16]	присоединение потребителей ЗАО «Ямалгазинвест» и ООО «НОВАТЭК – Таркосаленефтегаз»
4	Ввод ПС 110 кВ Карьер-2 (1х16 МВА) с питающей ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Карьер-2 до места врезки в ВЛ 110 кВ Кирпичная – Кристалл в 2015 году	присоединение потребителей ООО «НОВАТЭК – Таркосаленефтегаз»
5	Ввод ПС 110 кВ КНС-4 в 2015 году с питающими ВЛ 110 кВ до места врезки в ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – ПП Комсомольский-1,2	присоединение потребителей ООО «РН-Пурнефтегаз»
6	Ввод ПС 110 кВ «КНС-1» в 2015 году с питающими ВЛ 110 кВ от ПС 220 кВ Вынгапур	присоединение потребителей ОАО «Газпромнефть – Ноябрьскнефтегаз»
7	Ввод ПС 110 кВ Арктикгаз в 2015 году с питающими ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Буран	присоединение потребителей ОАО «Арктикгаз»

При анализе перспектив развития электроэнергетики автономного округа учтено объединение на параллельную работу энергосистемы автономного округа с Ванкорским промышленным участком (ВПУ) и расширением существующей Ванкорской ГТЭС до 350 МВт в 2018 году.

4.6.1. Строительство ВЛ 220 кВ Арсенал – Исконная.

Низкая пропускная способность электросетевых объектов контролируемого сечения «Северный энергорайон» обуславливает необходимость ограничения выдачи мощности электростанций Северного энергорайона.

Аварийное отключение 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) приводит к выделению Северного энергорайона на изолированную работу. Отделение Северного энергорайона с избытком мощности на изолированную работу приведет к:

1) повышению частоты в отделившемся районе;

2) отключению генераторов действием технологических защит либо срабатыванию частотной делительной автоматики;

3) возникновению дефицита активной мощности в отделившемся районе после отключения или выделения генераторов;

4) отключению потребителей Северного энергорайона действием устройств АЧР.

Расчеты электрических режимов при нормативных возмущениях в ремонтных схемах выявили токовые перегрузки ВЛ 220 кВ Уренгой – Надым, ВЛ 220 кВ Уренгой – Пангоды, ВЛ 220 кВ Пангоды – Надым, ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Тарко-Сале, ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС Уренгой-2, ликвидация которых ограничивает выдачу мощности электростанций Северного энергорайона.

Для увеличения надежности электроснабжения потребителей Северного энергорайона, а также для снятия ограничений выдачи мощности Уренгойской ГРЭС и вновь сооружаемой ТЭС Полярная в ремонтных схемах рекомендуется строительство ВЛ 220 кВ Арсенал – Исконная.

Ввод в эксплуатацию ВЛ 220 Арсенал – Исконная позволяет снизить «запертую» мощность электростанций Северного энергорайона на 176 – 229 МВт в схеме ремонта ЛЭП, входящих в сечение «Северный энергорайон».

Кроме сооружения указанной ВЛ 220 кВ существуют альтернативные мероприятия, связанные с установкой устройств противоаварийной автоматики, такие как АОПЧ на Уренгойской ГРЭС и АПНУ сечения «Северный энергорайон». Рекомендации по установке АПНУ сечения «Северный энергорайон» и АОПЧ на Уренгойской ГРЭС приведены в подпункте 4.6.6 пункта 4.6 настоящего раздела.

4.6.2. Строительство заходов ВЛ 110 кВ Кирпичная – Кристалл 1, 2 на ПС Арсенал с расширением ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Геолог.

При нормативных возмущениях в нормальной схеме электрической сети 110 кВ наблюдаются недопустимые токовые загрузки ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Пурпейская, ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Градиент, ВЛ 110 кВ Кирпичная – Пурпейская, ВЛ 110 кВ Кирпичная – Градиент в период 2015 – 2019 годов при отключении 1 (2) СШ 110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале, а также при одиночном отключении ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Градиент и ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Пурпейская с последующим глубоким снижением напряжения на шинах следующих ПС 110 кВ:

- ПС 110 кВ Айваседопур;

- ПС 110 кВ Геолог;

- ПС 110 кВ Карьер;

- ПС 110 кВ Карьер-2 (новая);

- ПС 110 кВ Кирпичная;

- ПС 110 кВ Кристалл;

- ПС 110 кВ Пур;

- ПС 110 кВ Пуровский ЗПК;

- ПС 110 кВ Пуровский ЗПК-2 (Лимбей);

- ПС 110 кВ ПСП (новая);

- ПС 110 кВ Пурпейская;

- ПС 110 кВ Таланга.

В период 2015 – 2019 годов аварийное отключение 1 (2) СШ 110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале в нормальной схеме электрической сети в период зимнего максимума нагрузки может привести к потере устойчивости нагрузки, подключенной к перечисленным выше ЦП 110 кВ.

В качестве мероприятия для предотвращения недопустимых токовых перегрузок электросетевого оборудования и недопустимого снижения напряжения рекомендуется строительство заходов ВЛ 110 кВ Кирпичная Кристалл-1, 2 на ПС 220 кВ Арсенал с расширением ОРУ 110 кВ ПС 110 кВ Геолог.

При исследовании эффективности данного мероприятия с учетом предлагаемого строительства ВЛ 220 кВ Арсенал – Исконная отмечается следующее:

- недопустимых токовых загрузок ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Пурпейская, ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Градиент, ВЛ 110 кВ Кирпичная – Пурпейская, ВЛ 110 кВ Кирпичная – Градиент, а также вновь вводимых ВЛ 110 кВ до ПС 220 кВ Арсенал не выявлено во всех послеаварийных режимах в нормальной и ремонтных схемах электрической сети;

- снижение напряжения на шинах ПС 110 кВ, относящихся к рассматриваемому энергорайону, не превышает 10 – 13% и наблюдается только при нормативных возмущениях в ремонтной схеме электрической сети. Уровень напряжения на шинах данных ПС 110 кВ может быть восстановлен путем использования устройств РПН, установленных на АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Тарко-Сале и вновь вводимой ПС 220 кВ Арсенал.