|
Расширенный поиск
Постановление Губернатора Ямало-Ненецкого автономного округа от 26.04.2017 № 48-ПГ4.6. Перечень планируемых к вводу электросетевых объектов.4.6.1. Анализ отчетного потокораспределения основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы на территории ЯНАО.Расчеты электроэнергетических режимов ЭЭС ЯНАО для отчетных режимов зимних и летних нагрузок сети при нормативных возмущениях в электрической сети 110–500 кВ ЭЭС ЯНАО выполнены для нормальной и основных ремонтных схем с использованием программного комплекса «RastrWin». Электрические нагрузки на ПС 110 кВ и выше ЭЭС ЯНАО приняты в соответствии с летним и зимним контрольными замерами 2016 года. Расчеты проведены для режимов зимних максимальных нагрузок рабочего дня, зимних минимальных нагрузок рабочего дня, летних максимальных нагрузок рабочего дня, летних минимальных нагрузок выходного дня. При выполнении расчетов и анализа электрических режимов температура воздуха для зимнего периода принята минус 5p С, для летнего периода – плюс 25p С. Нормативные возмущения определены согласно методическим указаниям по устойчивости энергосистем, утвержденным приказом Минэнерго России от 30.06.2003 № 277. Учитывая, что загрузка автотрансформаторного оборудования в зимний период значительно превышает загрузку в летний период, рекомендуется ремонты автотрансформаторного оборудования выполнять в летний период. В связи с этим при выполнении расчетов электрических режимов сети 110 кВ и выше принято, что в зимний период плановые ремонты трансформаторного оборудования не проводятся. Результаты анализа отчетного потокораспределения основной электрической сети ЭЭС ЯНАО приведены в настоящем подпункте. 4.6.2. Электрические расчеты режимов основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы на территории ЯНАО на 2018 – 2022 годы.Расчеты электроэнергетических режимов ЭЭС ЯНАО для отчетных режимов зимних и летних нагрузок сети при нормативных возмущениях в электрической сети 35 – 500 кВ ЭЭС ЯНАО выполнены для нормальной и основных ремонтных схем на 2017 – 2022 годы с использованием программного комплекса «RastrWin». Расчеты проведены для режимов зимних максимальных нагрузок рабочего дня, зимних минимальных нагрузок рабочего дня, летних максимальных нагрузок рабочего дня, летних минимальных нагрузок выходного дня. Нормативные возмущения определены согласно методическим указаниям по устойчивости энергосистем, утвержденным приказом Минэнерго России от 30.06.2003 № 277. Поузловые прогнозы потребления, используемые при проведении расчетов электроэнергетических режимов, сформированы с учетом эффекта совмещения максимума потребления электрической мощности различных потребителей и вероятности набора заявленной максимальной мощности новых потребителей. При формировании коэффициентов совмещения/вероятности учтен конкретный состав и характер потребителей (структура потребления) в узлах нагрузки, их режимы работы, планы по развитию и технологическому присоединению с учетом степени их обоснованности. Учитывая, что загрузка автотрансформаторного оборудования в зимний период значительно превышает загрузку в летний период, рекомендуется ремонты автотрансформаторного оборудования выполнять в летний период. В связи с этим при выполнении расчетов электрических режимов сети 110 кВ и выше принято, что в зимний период плановые ремонты трансформаторного оборудования не проводятся. 4.6.2.1. Базовый вариант развития.В качестве исходной информации при проведении анализа режимов работы схемы электрической сети 110 кВ и выше ЭЭС ЯНАО на перспективу развития 2018 – 2022 годов были использованы данные о развитии энергосистемы в соответствии с СиПР ЕЭС 2017 – 2023 годов, а также мероприятиями инвестиционных программ ПАО «ФСК ЕЭС», АО «Тюменьэнерго» и крупных потребителей по вводу электросетевого оборудования, по которым выданы технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям. Перечень вышеуказанных мероприятий приведен в таблице 48. При анализе перспективного развития ЭЭС ЯНАО учтено объединение на параллельную работу ЭЭС ЯНАО с Ванкорским промышленным участком (ВПУ).
Таблица 48 Перечень объектов электросетевого строительства на территории ЭЭС ЯНАО на период 2017 – 2022 годов
4.6.2.2. Умеренно-оптимистический вариант развития.Для проведения расчетов электроэнергетических режимов и определения схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений, возникающих в результате роста нагрузок в соответствии с умеренно-оптимистическим прогнозом потребления мощности, в качестве исходных мероприятий учтены все мероприятия, предусмотренные базовым вариантом развития ЭЭС ЯНАО. По информации органов исполнительной власти ЯНАО и предприятий, работающих на территории ЯНАО (в том числе ООО «РН - Пурнефтегаз», АО «РИТЭК», АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ»), в настоящее время в разработке находятся планы по присоединению к ЭЭС ЯНАО следующих объектов: - Средне-Хулымское месторождение с максимальной мощностью 9 МВт; - Сандибинское месторождение с максимальной мощностью 3,5 МВт; - Энергорайон г. Лабытнанги с максимальной мощностью 42 МВт; - Северо-Комсомольское месторождение с максимальной мощностью 9 МВт в 2022 году, 74 МВт до 2055 года; - Русское месторождение с максимальной мощностью 120 МВт в 2022 году,180 МВт до 2027 года; - технологическое присоединение Ново-Уренгойского лицензионного участка АО «РОСПАН ИНТЕРНЕШНЛ» с максимальной мощностью 6 МВт. Технические условия на технологическое присоединение к электрическим сетям приведенных объектов отсутствуют (не выдавались, заявки на технологическое присоединение в сетевые компании не подавались). При моделировании электроэнергетических режимов схемы присоединения вышеуказанных объектов в расчетных моделях приняты условно. Учтенные в расчетах данные приведены в таблице 49.
Таблица 49 Перечень принятых меропритяий при моделировании электроэнергетических режимов
Мероприятия по электросетевому строительству таблицы 49 носят предварительный характер. Необходимость реализации указанных мероприятий, итоговый вариант и сроки строительства подлежат определению в рамках осуществления процедуры технологического присоединения в соответствии с Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, а также объектов электросетевого хозяйства, принадлежащих сетевым организациям и иным лицам, к электрическим сетям, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27.12.2004 № 861 с учетом выполненных внестадийных работ, схем развития систем электроснабжения городов и промышленных предприятий и пр. для последующей координации развития распределительных и основных электрических сетей. 4.6.3. Анализ характерных ремонтных, аварийных и послеаварийных режимов работы основной электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы на территории ЯНАО на 2018 – 2022 годы.Расчеты электроэнергетических режимов ЭЭС ЯНАО для характерных режимов зимних и летних нагрузок сети при нормативных возмущениях в электрической сети 35 – 500 кВ ЭЭС ЯНАО выполнены для нормальной и основных ремонтных схем на 2017 – 2022 годы с использованием программного комплекса «RastrWin». 4.6.3.1. Базовый вариант развития.Учитывая, что загрузка автотрансформаторного оборудования в зимний период значительно превышает загрузку в летний период, рекомендуется ремонты автотрансформаторного оборудования выполнять в летний период. В связи с этим при выполнении расчетов электрических режимов сети 110 кВ и выше принято, что в зимний период плановые ремонты трансформаторного оборудования не проводятся. 2 Выход параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений При анализе потокораспределения основной электрической сети 110 кВ и выше ЭЭС ЯНАО в периоды зимних и летних максимальных и минимальных нагрузок на 2017 – 2022 годы для базового варианта развития выявлено следующее: 1. В нормальной схеме электрической сети ЭЭС ЯНАО параметры режима находятся в области допустимых значений. 2. При нормативных возмущениях в нормальной схеме существует вероятность выхода параметров режима из области допустимых значений для следующих ЛЭП и оборудования: - 2 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур; - 3 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Холмогорская; - ВЛ 110 кВ Муравленковская – Барсуковская-1(2). 3. При нормативных возмущениях в единичных ремонтных схемах существует вероятность выхода параметров режима из области допустимых значений для следующих контролируемых сечений, ЛЭП и оборудования: - 1, 2, 3 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур; - ВЛ 110 кВ Вынгапур – Маяк, ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя, ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр; - 1Т, 2Т ПС 110/35/6 кВ Барсуковская; - 1Т, 2Т ПС 110/35/6 кВ Маяк; - 1Т, 2Т ПС 110/35/6 кВ Стрела; - 1Т, 2Т ПС 110/35/6 кВ Янтарная; - 1Т, 2Т ПС 110/35/6 кВ Хорошуновская; - 1Т, 2Т ПС 110/10/10 кВ Сигнал; - 1Т, 2Т ПС 110/6 кВ УГП-2В; - 1Т, 2Т ПС 110 кВ Голубика; - 1Т, 2Т ПС 110 кВ Опорная. 3 Ограничение режима электроснабжения потребителей электрической энергии В ремонтных схемах при нормативных возмущениях возможен ввод графиков аварийных ограничения (далее – ГАО) для ликвидации токовой перегрузки следующих ЛЭП и оборудования: - ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Комсомольский-1,2 и ВЛ 110 кВ Муравленковская – Барсуковская-1 (2); - ВЛ 110 кВ Вынгапур – Маяк, ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя, ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр; - 1Т, 2Т ПС 110 кВ Барсуковска; - 1Т, 2Т ПС 110 кВ Голубика; - 1Т, 2Т ПС 110 кВ Опорная. Ограничение режима электроснабжения потребителей электрической энергии устройствами ПА вероятно в ремонтных схемах при единичных нормативных возмущениях для устранения ликвидации токовой перегрузки следующего оборудования: - 1, 2, 3 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур (АОПО 1,2,3 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур); - ВЛ 110 кВ Вынгапур – Маяк, ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя, ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр (АОПО ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя, АОПО ВЛ110 кВ Вынгапур – Маяк на ПС 220 кВ Вынгапур и АОПО ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр на ПС 220 кВ Янга-Яха). 4 Мероприятия Состав рекомендуемых мероприятий в сети 110 кВ и выше до 2022 года по предотвращению и ликвидации недопустимых значений параметров электроэнергетического режима в ЭЭС ЯНАО при условии выполнения сроков и объемов мероприятий, приведенных в таблице 48, приведен ниже. 1, 2, 3 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур. Для исключения отключения потребителей после единичного нормативного возмущения в ремонтных схемах целесообразно сооружение транзита 110 кВ между ПП 110 кВ Северный и ПС 110 кВ Губкинская. ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Комсомольский-1,2 и ВЛ 110 кВ Муравленковская – Барсуковская-1,2. В целях предотвращения ввода ГАО при нормативных возмущениях в единичной ремонтной схеме целесообразно включение в транзитный режим ВЛ 110 кВ СП Барсуковский – ПП Комсомольски-1,2. Для обеспечения замыкания транзита требуется установка основных быстродействующих защит на ПС 500 кВ Муравленковская ВЛ 110 кВ Муравленковская – СП Барсуковский-1,2 и ПС 500 кВ Тарко-Сале ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – ПП Комсомольский-1,2 и организацией ВЧ-канала связи. Для исключения ввода ГАО (после замыкания транзита 110 кВ Муравленковская – Барсуковская – ПП Комсомольский – Тарко-Сале), вероятность ввода которых возникает в послеаварийных схемах при отключенных элементах сети, целесообразно рассмотреть установку АОПО ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Комсомольский-1,2 и ВЛ 110 кВ Муравленковская – Барсуковская-1,2 и реализовать каналы УПАСК на ПС 500 кВ Тарко-Сале и ПС 500 кВ Муравленковская соответственно для передачи сигналов УВ с действием на отключение нагрузки в Ноябрьском энергорайоне. ВЛ 110 кВ Вынгапур – Маяк, ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя, ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр. Для исключения ввода ГАО в схеме, складывающейся после работы АОПО ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя, АОПО ВЛ110 кВ Вынгапур – Маяк, АОПО ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр, при единичных отключениях одной из ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя, ВЛ 110 кВ Вынгапур – Маяк, ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр в ремонтных схемах второй ВЛ 110 кВ и возможности включения отключенных потребителей с учетом планов ООО «Газпромдобыча Ноябрьск» по строительству новой ПС 110 кВ ГДН с ВЛ 110 кВ ПП Северный – ГДН – 1,2 целесообразно реализовать транзит 110 кВ между ПП 110 кВ Северный и ПС 110 кВ Губкинская с использованием планируемого к сооружению участка от ПП 110 кВ Северный до новой ПС 110 кВ ГДН. 1Т, 2Т ПС 110 кВ Барсуковская. Установленная мощность трансформаторов 1Т и 2Т на ПС 110 кВ Барсуковская составляет 2х40 МВА. Токовая перегрузка 1(2) Т ПС 110 кВ Барсуковская выявлена при аварийном отключении 2(1)Т ПС 110 кВ Барсуковская в нормальной схеме отчетного потокораспределения в период зимних и летних максимальных и минимальных нагрузок. При этом суммарная загрузка 1Т и 2Т ПС 110 кВ Барсуковская в день контрольного замера 2016 года составила 57,7/58,6 МВА (зима/лето). Наибольшая загрузка ПС 110 кВ Барсуковская зафиксирована в период летних максимальных нагрузок в день контрольного замера 2016 года и составила 58,6 МВА. Для обеспечения нахождения параметров электроэнергетического режима электрической сети 35 кВ Барсуковского месторождения при единичных отключениях электрической сети рекомендуется установка 3Т 110/35/6 кВ 25 МВА на ПС 110 кВ Барсуковская. 1,2 Т 110 кВ ПС 110 кВ Голубика. На ПС 110 кВ Голубика установлены два трансформатора мощностью 2х16 МВА. Фактическая максимальная загрузка ПС 110 кВ Голубика за последние 5 лет составила 18,8 МВА. Токовая перегрузка 1(2) Т ПС 110 кВ Голубика выявлена при аварийном отключении 2(1)Т ПС 110 кВ Голубика в нормальной схеме отчетного потокораспределения в период зимних и летних максимальных и минимальных нагрузок. Ликвидация перегрузки путем перевода нагрузки на смежные центры питания по сетям ниже 110 кВ потребителя невозможна. Учитывая изложенное, в целях ликвидации превышения ДТН при единичных нормативных возмущениях в нормальной схеме рекомендуется замена трансформаторов 2х16 МВА на ПС 110 кВ Голубика на трансформаторы 2х25 МВА. ПС 110 кВ Опорная. На ПС 110 кВ Опорная установлены два трансформатора мощностью 2х16 МВА. Все существующие ПС 35 кВ г. Новый Уренгой (ПС Аэропорт, ПС Водозабор-1, ПС Посёлок и ПС Город) запитаны по двухцепной транзитной ВЛ 35 кВ Луч-1,2 (от ПС Варенга-Яха до ПС Опорная). В нормальной схеме электроснабжение осуществляется от ПС 110 кВ Варенга-Яха (2х40 МВА). Указанные ПС 35 кВ осуществляют питание основной части г. Нового Уренгоя, в том числе таких социально значимых объектов, как водозабор и аэропорт. Фактическая суммарная максимальная загрузка ПС 35 кВ за последние 5 лет составляет 22 МВА, по ПС 110 кВ Опорная 12 МВА. ПС 110 кВ Варенга-Яха присоединена к двухцепной ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха – 1,2. При этом 1Т ПС 110 кВ Опорная присоединён отпайкой от ответвления от ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-5В II цепь с отпайками на ПС 110 кВ Ева-Яха. В случае аварийного отключения ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха – 1 и 2 питание сети 35 кВ будет осуществляться от 1Т ПС 110 кВ Опорная. Суммарная нагрузка на ПС 110 кВ Опорная составит 34 МВА и превысит пропускную способность оставшегося в работе трансформатора на 112,5%. В летний период в схеме ремонта ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха – 1 (2) и аварийном отключении ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха – 2 (1) нагрузка на ПС 110 кВ Опорная составит 18 МВА, и превысит пропускную способность оставшегося в работе трансформатора на 12%. Учитывая изложенное, рекомендуется замена трансформаторов 2х16 МВА на ПС 110 кВ Опорная на трансформаторы большей мощности. 4.6.3.2. Умеренно-оптимистический вариант развития. 5 Выход параметров электроэнергетического режима из области допустимых значений При анализе потокораспределения основной электрической сети 110 кВ и выше ЭЭС ЯНАО в периоды зимних и летних максимальных и минимальных нагрузок на 2018 – 2022 годы для умеренно-оптимистического варианта развития выявлены риски, аналогичные базовому варианту, а также следующее: 1. Во всех нормальных режимах перспективного периода 2017 – 2022 годов уровни напряжения в узлах 110 кВ и выше находятся в допустимых пределах при условии выполнения сроков и объемов мероприятий, приведенных в таблице 49. В нормальных режимах зимнего максимума нагрузки 2020 – 2022 годов выявлено превышение ДДТН 3(4) АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой, которое ликвидируется секционированием сети и загрузкой генерирующего оборудования Уренгойской ГТЭС и 1,2 ТГ Уренгойской ГРЭС. 2. При нормативном возмущении в нормальной схеме существует вероятность выхода параметров режима из области допустимых значений для следующих ЛЭП и оборудования: - контролируемое сечение «Северный энергорайон»; - 2 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур; - 3,4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой; - 1АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Исконная; - 3 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Холмогорская; - ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-2В, ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-5В; - ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – ПП Северный-1. Состав рекомендуемых мероприятий в сети 110 кВ и выше до 2022 года по предотвращению и ликвидации недопустимых значений параметров электроэнергетического режима в ЭЭС ЯНАО в нормальной схеме и при единичном отключении в нормальной схеме, при условии выполнения сроков и объемов мероприятий, приведенных в таблицах 48 и 49, приведен ниже. Контролируемое сечение «Северный энергорайон». Для обеспечения статической устойчивости по контролируемому сечению «Северный энергорайон» рекомендуется строительство ВЛ 220 кВ Арсенал – Исконная, установка на ПС 220 кВ Исконная БСК 2х50 Мвар и на ПС 220 кВ Ермак БСК 1х50 Мвар. Возможна установка БСК 110 кВ не на ПС 220 кВ Ермак, а на ПС 220 кВ Русская. Выбор места установки определяется в рамках внестадийной работы по схеме внешнего электроснабжения Русского месторождения. 3,4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой. В случае подтверждения планов по вводу новых энергопринимающих устройств в Уренгойском энергорайоне, рассмотренных в рамках умеренно-оптимистического прогноза потребления мощности, рекомендуется сооружение новой ПС 220/110 кВ с установкой одного АТ 220/110 кВ мощностью 125 МВА (при дальнейшем увеличении нагрузок потребуется рассмотрение необходимости установки второго АТ). Учитывая существующее расположение энергопринимающих устройств потребителей сооружение новой ПС 220 кВ с установкой АТ 220/110 кВ рекомендуется выполнить в районе существующей ПС 110 кВ УГП-2В, с подключением по сети 110 кВ. Для чего потребуется реконструкция РУ 110 кВ ПС 110 кВ УГП-2В с переходом со схемы № 5 Н на схему № 12 с установкой дополнительно четырех ячеек 110 кВ: 1 ячейка – АТ 220/110 кВ, 2 ячейки – 1,2Т 110/6/6 кВ, 1 ячейка – обходной выключатель. Окончательные параметры новой ПС 220 кВ, в том числе необходимость и количество ячеек 110 кВ, должно быть опеределено перед началом реализации. Схема подключения подстанции по сети 220 кВ может быть осуществлена шлейфовым заходом одной цепи ВЛ 220 кВ Уренгойская ГРЭС – Уренгой протяженностью 2х10 км. ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-2В, ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-5В. Для ликвидации выявленных перегрузок рекомендуется произвести ликвидацию отпаек на ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-5В и на ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха – 2 с переносом отпаек, питающих потребителей северной части г. Нового Уренгоя на ВЛ 110 кВ Уренгой – УГТЭС-72. При этом в случае сооружения новой ПС 220 кВ с установкой АТ 220/110 кВ в районе существующей ПС 110 кВ УГП-2В необходимость выполнения предлагаемого мероприятия по изменению схемы присоединения отпаек потребует дополнительного обоснования. 1Т, 2Т ПС 110 кВ Барсуковская. В случае принятия решения со стороны ПАО «НК Роснефть» о реализации намерений ООО «РН-Пурнефтегаз» (письмо ООО «РН-Пурнефтегаз» от 28.02.2017 № МР-02-1563) по привлечению сторонней генерирующей компании на период 2019 – 2030 годов для электроснабжения части своей нагрузки, загрузка ПС 110 кВ Барсуковская снизится до допустимой величины, что исключит необходимость выполнения мероприятия по установке 3Т ПС 110 кВ Барсуковская. ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – ПП Северный-1. Для ликвидации превышения АДТН при единичном отключении в нормальной схеме рекомендуется выполнить перефиксацию ВЛ 110 кВ Тарко-Сале – Сигнал со 2 СШ 110 кВ ПС 220 кВ Тарко-Сале на 1 СШ 110 кВ. 3. Ниже приведено оборудование, для которого существует вероятность выхода параметров режима из области допустимых значений при единичных отключениях в нормальной схеме с учетом реализации мероприятий, рекомендуемых для ликвидации схемно-режимных ситуаций, характеризующимися повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений для базового варианта развития и для умеренно-оптимистического варианта при единичных отключениях нормальной схеме: - 3 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой; - 3 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур; - 3 АТ 220/110 кВ ПС 500 кВ Холмогорская. Для введения режима в область допустимых значений достаточно выполнения схемно-режимных мероприятий в течение допустимой длительности загрузки АТ в послеаварийной схеме. 4. Ниже приведено оборудование, для которого существует вероятность выхода параметров режима из области допустимых значений при единичных отключениях в ремонтной схеме с учетом реализации мероприятий, рекомендуемых для ликвидации схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений для базового варианта развития и для умеренно-оптимистического варианта при единичных отключениях нормальной схемы: - Контролируемое сечение «Северный энергорайон»; - Контролируемое сечение «ЯНАО»; - Контролируемое сечение «Север»; - ВЛ 220 кВ Уренгой – Пангоды, ВЛ 220 кВ Надым – Пангоды, ВЛ 220 кВ Уренгой – Надым; - 1,2,3 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Вынгапур; - 3,4 АТ 220/110 кВ ПС 220 кВ Уренгой; - ВЛ 110 кВ Вынгапур – Маяк, ВЛ 110 кВ Вынгапур – Новогодняя, ВЛ 110 кВ Янга-Яха – Кедр; - ВЛ 110 кВ Уренгой – Варенга-Яха – 2; - ВЛ 110 кВ Уренгой – УГП-5В; - 1Т, 2Т на ПС 110/35/6 кВ Барсуковская; - 1Т, 2Т на ПС 110/35/6 кВ Маяк; - 1Т, 2Т на ПС 110/35/6 кВ Стрела; - 1Т, 2Т на ПС 110/35/6 кВ Янтарная; - 1Т, 2Т ПС 110/35/6 кВ Хорошуновская; - 1Т и 2Т на ПС 110/10/10 кВ Сигнал; - 1Т и 2Т на ПС 110 кВ УГП-2В; - 1Т и 2Т ПС 110 кВ УГП-2. 4.6.4. Перечень электросетевых объектов, рекомендуемых к вводу по итогам расчетов и анализа перспективных электрических режимов.4.6.4.1. Базовый вариант развития.В таблице 50 представлены мероприятия, рекомендуемые к выполнению на основании расчета и анализа перспективных электрических режимов в целях устранения выявленных схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области допустимых значений (в дополнение к мероприятиям, представленным в таблице 48). Таблица 50 Перечень электросетевых объектов, рекомендуемых к вводу в 2017 – 2022 годах в целях устранения выявленных схемно-режимных ситуаций, характеризующихся повышенной вероятностью выхода параметров режима из области 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 Ноябрь
|
|||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
