Наши объекты ООО "Русская Газовая Промышленность" ООО "РусГазПром"

Яро-Яхинское месторождения

Яро-Яхинское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ) расположено в Ямало-Ненецком Автономном округе РФ в 540 км к востоку от г Салехард. Яро-Яхинское НГКМ было открыто в 1985 г скважиной № 10 Главтюменьгеологии.

НГКМ приурочено к Яро-Яхинскому локальному поднятию Уренгойской НГО Западно-Сибирской НГП. По отражающему горизонту Б поднятие оконтурено изогипсой - 3700 м и имеет площадь 180 км2. Фундамент не вскрыт.

Яро-Яхинское НГКМ включает 1 газоконденсатонефтяную, 2 нефтегазоконденсатные и 2 газоконденсатные залежи пластово-сводового и литологически экранированного типов.

Коллектором служат песчаники с линзовидными прослоями глин.

Яро-Яхинское НГКМ находится в распределённом фонде недр и относится к классу средних, а по степени промышленной освоенности к разведываемым.


Улан-Баторская ТЭЦ-3

«Улан-Баторская ТЭЦ-3» - второй по величине энергообъект республики. Использует бурый уголь с Баганурского угольного разреза. Первых 3 очереди имеют: основное оборудование 6 котлоагрегатов БКЗ-75-39ФВ и 4 турбины ПТ-12-35/10М. 4я очередь: введены в действие 6 котлоагрегатов БКЗ-220-110-4с и 4 турбины ПТ-25-90/10М. 5я очередь - 1 котлоагрегат БКЗ-220-110-4с вводился в действие в 1981г. После реконструкции в 1988 году ТЭЦ-3 переведена на бурый уголь баганурского месторождения. Внедрена бессточная технология оборота воды, и другие технологические решения, что повлекло значительное снижение влияния предприятия на окружающую среду и повышение эффективности станции. Год ввода в эксплуатацию - 1974. Установленная мощность - 148 МВт (4x12, 4x25), тепловая - 655 Гкал/ч, использует бурый уголь с Баганурского угольного разреза.


Приобская ГТЭС

Назначение станции - выработка электрической энергии с целью электроснабжения объектов добычи нефти и газа Приобского месторождения ООО «РН-Юганскнефтегаз»; утилизация попутного нефтяного газа, добываемого на месторождениях ООО «РН-Юганскнефтегаз».

Для выдачи мощности в энергосистему сооружено ОРУ–110 кВ на 27 ячеек, к которому подключаются трансформаторы блочные ТРДН – 63000/110-УХЛ1 мощностью по 63 тысяч кВ производства компании «Электрозавод». Выдача электрической мощности Приобской ГТЭС осуществляется в энергосистему «Тюменьэнерго» посредством восьми линий ВЛ-110 кВ на подстанции: Росляковская – 4 ВЛ, Монастырская - 2 ВЛ и Шубинская – 2 ВЛ. ОРУ–110 кВ выполнено по схеме «четыре системы шин рабочие, секционированные выключателями, и обходная система шин с двумя обходными и двумя шиносоединительными выключателями».

Кроме блочных трансформаторов установлено три трансформатора рабочего и резервного питания собственных нужд, типа ТДН – 16000/110, 115/10,5 кВ.

Главный корпус ГТЭС включает: машинный зал, котельную, отделение ХВО, отделение электротехнических устройств. Его длина составляет 156 метров, высота до низа фермы машинного зала –23 метра. Вспомогательными сооружениями ГТЭС являются: пункт подготовки топливного газа, блок подготовки питьевой воды, АБК, ОВК, пожарная насосная с резервуарами запаса пожарной воды, маслоаппаратная, склады.


Туапсинский НПЗ

Государственное предприятие «Туапсинский нефтеперерабатывающий завод» введено в эксплуатацию в 1929 году и изначально предназначалось для переработки Грозненской нефти с целью дальнейшей поставки продуктов ее переработки на экспорт.

Во время Великой Отечественной войны, в 1942 году, предприятие было эвакуировано в г. Красноводск.

Послевоенное восстановление завода было произведено весьма оперативно — уже в 1949 году первая установка была введена в эксплуатацию.

В ноябре 1992 г. Государственное предприятие “Туапсинский нефтеперерабатывающий завод” было преобразовано в ОАО “Роснефть-Туапсинский НПЗ” на основании указа президента РФ №1403 “Об особенностях приватизации и преобразования в акционерные общества государственных предприятий, производственных и научно-производственных объединений нефтяной, нефтеперерабатывающей промышленности и нефтепродуктообеспечения”.

Основными продуктами производства ТНПЗ являются автомобильные бензины, малосернистое дизельное топливо, мазут и сжиженный газ. Особенность туапсинского нефтекомплекса заключается в том, что здесь сосредоточены добыча, переработка, транспортировка и экспорт нефти.

В качестве сырья в настоящее время завод использует западносибирскую нефть, поступающую по трубопроводу.

Завод расположен в порту Туапсе, составляя единый производственный комплекс с морским терминалом предприятия нефтепродуктообеспечения “Роснефти” — ОАО “НК “Роснефть-Туапсенефтепродукт”.

Утвержденная мощность завода 3,9 млн.тонн в год по сырой нефти.


ООО Ставролен

Основная продукция ООО "Ставролен" - полиэтилен низкого давления, используемый в самых разных областях - от производства полиэтиленовых пакетов до кабелей специального назначения и труб для газопроводов. В объединении ведутся работы по выпуску новых морок полиэтилена. Кроме того, предприятие производит другие продукты химии, которые находят широкое применение и используются в качестве сырья при выпуске бензола, синтетического каучука, водоэмульсионных красок, различных клеев и т. д.

ООО "Ставролен" — градообразующее предприятие, на котором работают более 3 000 человек.

Только в 2001 году на ООО "Ставролен" было реализовано 575 тыс. тонн продукции, в том числе более 118 тыс. тонн (пропилен и бензол) было поставлено для последующей переработке на ООО "Саратоворгсинтез" — предприятие, также входящее в состав Группы ЛУКОЙЛ-Нефтехим.

На заводе проводится постоянная работа по расширению ассортимента основных видов продукции для более полного удовлетворения потребительского спроса. В частности, в 1998-2001 гг. освоен выпуск пяти новых марок полиэтилена низкого давления.

На предприятии внедрена система качества ГОСТ Р 9002-96. Решением Госстандарта России и Академии проблем качества полиэтилен ООО "Ставролен" удостоен престижной награды — стал Лауреатом конкурса "100 лучших товаров России". В 2001 году по итогам Всероссийского конкурса "1000 предприятий России XXI века" ООО "Ставролен" был удостоен звания Лауреата.


ООО ЛАЭС

Ленинградская АЭС – крупнейший производитель электроэнергии на Северо-Западе России.

Станция обеспечивает более 50 % энергопотребления г. Санкт-Петербурга и Ленинградской области. В топливно-энергетическом балансе всего Северо-Западного региона на долю Ленинградской АЭС приходится 28 %. В настоящее время в составе Ленинградской АЭС эксплуатируются канальные реакторы кипящего типа с графитовым замедлителем и водяным теплоносителем. Такой реактор предназначен для выработки насыщенного пара под давлением 7,0 МПа.

Ленинградская АЭС – первая в стране станция с реакторами типа РБМК-1000. Проектный ресурс каждого энергоблока был назначен в 30 лет, но в результате широкомасштабной модернизации сроки эксплуатации в соответствии с полученными лицензиями Ростехнадзора продлены на 15 лет для каждого из четырех энергоблоков.

В 2011 г. завершилось сооружение комплекса контейнерного хранения отработавшего ядерного топлива (ХОЯТ).

Ввод комплекса ХОЯТ обеспечивает возможность вывоза с площадки Ленинградской АЭС накопленных запасов отработавшего ядерного топлива и, наряду с другими внедренными мероприятиями, исключает возможность возникновения на станции ситуации, подобной случившейся на АЭС «Фукусима».

С учетом перспективы вывода из эксплуатации действующих энергоблоков, в августе 2007 г. начались работы по строительству Ленинградской АЭС-2. Замещающие энергоблоки с водо-водяными энергетическими реакторами усовершенствованного типа (ВВЭР) установленной мощностью 1 200 МВт каждый заменят существующие энергоблоки Ленинградской АЭС с реакторами РБМК и станут надежными источниками энергии для г. Санкт-Петербурга, Ленинградской области, Северо-Западного региона до конца XXI века.


ОАО Дорогобуж

Предприятие ОАО «Дорогобуж» является одним из крупнейших российских производителей азотных и комплексных минеральных удобрений, аммиака. В связи с проведенной модернизацией производственных мощностей и ростом спроса и стоимости минеральных удобрений, предприятие имеет значительное увеличение прибыли за последние годы. Основными конкурентные преимущества завода - хорошая логистика и эффективное производство.

Основной фактор риска для завода - увеличение стоимости сырья, это будет оказывать значительное влияние на прибыльность. Однако даже наличие этого фактора с большой вероятностью не сможет подавить рентабельность предприятия.

Кроме этого, ОАО Дорогобуж владеет примерно 8,7 процента акций «Акрона», которые в 2008 году оценивались в $160 000 000. В случае, если «Акрон» будет проводить SPO, то скорее всего, что в ходе этого акции будут проданы, а прибыль от их продажи пойдет на выплату дивидендов.


ОАО Сочинская ТЭC

В декабре 2001 года Федеральная энергетическая комиссия России постановлением № 78/2 включила Сочинскую ТЭС в перечень важнейших строек и объектов капитального строительства в электроэнергетике, финансируемых за счет целевых инвестиционных средств РАО «ЕЭС России».

При разработке проекта и выборе основного оборудования учитывались следующие основные факторы: надежность, безопасность и эффективность энергоснабжения потребителей; высокая сейсмичность района строительства - 9 баллов по шкале MSK-64; жесткие экологические нормы курортной местности; стесненность площадки строительства.

Исходя из перечисленных условий, при расчете эффективности, был выбран состав основного оборудования блока ПГУ-39, работающего по бинарному парогазовому циклу:

- газовые турбины GT10C (фирмы «Сименс» Швеция);
- котлы-утилизаторы П-103 (ОАО «ЗиО-Подольск»);
- паровые турбины Т-10/11-5,2 (ОАО «Калужский турбинный завод»);
- турбогенераторы ТАП-12-2-КУЗ (ОАО «Силовые машины»);
- КРУЭ-110 кВ типа B65 (фирмы «Альстом» Швейцария);>br/> - «сухие» вентиляторные градирни (фирмы «GEA-EGI» Венгрия).

В кратчайший период было обеспечено сооружение станции и ввод в эксплуатацию в декабре 2004 г. двух парогазовых энергоблоков общей мощностью 78 МВт. Среднегодовая выработка электроэнергии составляет 565 млн. кВт.ч, тепла – 80 тыс. Гкал. Класс использования теплоэлектростанции – базовый (7250 ч/год).

Оборудованная по последнему слову техники, Сочинская ТЭС служит образцом энергетики страны, по своим технико-экономическим показателям и уровню защиты окружающей среды она не имеет себе равных в России.


Нижнекамскнефтехим

ПАО «Нижнекамскнефтехим» - одна из крупнейших нефтехимических компаний Европы, занимает лидирующие позиции по производству синтетических каучуков и пластиков в Российской Федерации. Входит в Группу компаний ТАИФ. Основные производственные мощности расположены в г. Нижнекамске, Татарстан. Компания основана в 1967 году.

В ассортименте выпускаемой продукции - более ста наименований. Основу товарной номенклатуры составляют:

- синтетические каучуки общего и специального назначения;
- пластики: полистирол, полипропилен и полиэтилен;
- мономеры, являющиеся исходным сырьем для производства каучуков и пластиков;
- другая нефтехимическая продукция (окись этилена, окись пропилена, альфа-олефины, поверхностно-активные вещества и т.п.).

Компания занимает ведущую позицию среди отечественных производителей синтетических каучуков, пластиков и этилена.

Утвержденная Советом директоров стратегическая программа развития ПАО «Нижнекамскнефтехим» до 2020 года заключается в: - укреплении позиций компании как производителя широкого спектра каучуков на внутреннем и внешнем рынках; - утверждении статуса крупного игрока в области производства и продаж широкого спектра пластиков; - создании крупнотоннажных производств базовых мономеров и широкой гаммы продукции глубоких переделов.


ОАО Аммоний

ОАО "Аммоний" создано для реализации на площадке завода по производству минеральных удобрений ООО "Менделеевсказот" проекта «Строительства интегрированного комплекса по производству аммиака, метанола и гранулированного карбамида в г. Менделеевск». ГНО «ИВФ РТ» участвовал в реализации данного проекта путем вложения в Уставный капитал ОАО «Аммоний».

Инвестиционным проектом предусматривается строительство совмещенного агрегата аммиака и метанола, а так же установки гранулированного карбамида. Планируется, что комплекс по производству аммиака, метанола и гранулированного карбамида в Менделеевске будет ежегодно выпускать 717 тысяч тонн аммиака, 230 тысяч тонн метанола, 717 тысяч тонн карбамида и 380 тысяч тонн аммиачной селитры. Предприятие будет работать по новой для СНГ технологии компании Haldor Topsoe (Дания).

Проект предусматривает продажу 100% метанола в Республике Татарстан. Сбыт аммиачной селитры, 50% гранулированного карбамида - на территории РФ, 50% карбамида - в странах СНГ, Европы и Азии.


МУП Горводоканал

МУП Горводоканал - служба водоснабжения города Новосибирска. Обеспечивает питьевой водой высокого качества Новосибирск и прилегающие к нему населенные пункты.

Ежесуточно МУП г. Новосибирска «Горводоканал» подает в город 800 тыс. м³ питьевой воды, отвечающей нормативным требованиям, осуществляет сбор и транспортировку более 700 тыс. м³ сточных вод, проводит их полную биологическую очистку. Протяженность сетей водопровода и канализации превышает 3000 км, эксплуатируется 75 насосных станций.


Курская Атомная Станция

Курская атомная станция входит в первую четверку равных по мощности атомных станций страны и является важнейшим узлом Единой энергетической системы России. Основной потребитель – энергосистема «Центр», которая охватывает 19 областей Центрального федерального округа России.

Доля Курской АЭС в установленной мощности всех электростанций Черноземья составляет более 50 %. Она обеспечивает электроэнергией большинство промышленных предприятий Курской области.

На атомной станции используются канальные реакторы кипящего типа с графитовым замедлителем и водяным теплоносителем. Такой реактор предназначен для выработки насыщенного пара под давлением 7,0 МПа.

Курская АЭС – станция одноконтурного типа: пар, подаваемый на турбины, образуется непосредственно в реакторе при кипении проходящего через него теплоносителя. В качестве теплоносителя используется обычная очищенная вода, циркулирующая по замкнутому контуру. Для охлаждения отработавшего пара в конденсаторах турбин используется вода пруда-охладителя. Площадь зеркала водоема – 21,5 км2.

Станция сооружена в две очереди: первая – энергоблоки № 1 и № 2, вторая – № 3 и № 4. Энергоблок № 5 третьей очереди находится в стадии консервации.

Планируется сооружение станции замещения - Курской АЭС-2. Ввод в эксплуатацию энергоблоков № 1 и № 2 по проекту ВВЭР-ТОИ запланирован на 2021 и 2023 гг. На 2013 год запланировано проведение подготовки территории строительства промплощадки, реконструкция объектов существующей стройбазы, сооружение объектов стройбазы и жилого поселка. Строительство станции замещения привлечет в Курскую область значительные инвестиции, увеличит налоговые отчисления в региональный и местный бюджеты.

В 2009 г. Курская АЭС в ежегодном конкурсе была удостоена звания «Лучшая АЭС России» в отраслевом конкурсе в области культуры безопасности. В 2010–2011 гг. система экологического менеджмента Курской АЭС признана независимым аудитом соответствующей требованиям национального стандарта России и нормативному документу системы обязательной сертификации по экологическим требованиям.


Кременчугский НПЗ

Кременчугский НПЗ, введенный в эксплуатацию в 1961 году, имеет мощность по первичной переработке 18,6 млн т нефтяного сырья в год. На предприятии осуществляется переработка восточно-украинской нефти (52% в 2010 году), а также азербайджанского и казахстанского сырья (48%), поставляемого по нефтепроводу «Одесса-Кременчуг» (эксплуатируется в реверсном режиме) и железнодорожным транспортом.

В 1994 году на базе НПЗ сформировано совместное украинско-российское предприятие ЗАО «Укртатнафта», в котором российской стороной контролировалось 56% акций (в т.ч. 28,8% - Министерством земельных и имущественных отношений Республики Татарстан, 26,9% - ОАО «Татнефть» и аффилированным с ней структурам).

В октябре 2007 года в результате рейдерского захвата контроль над предприятием перешел к украинской финансово-промышленной группе «Приват»; поставки российской нефти на НПЗ были приостановлены.

В результате ряда судебных процессов в судах Украины, инициированных Министерством энергетики и угольной промышленности Украины и группой «Приват», российская сторона была лишена права собственности на принадлежащие ей 56% акций «Укртатнафта». Акции были «возвращены» эмитенту («Укртатнафта») без встречной компенсации российской стороне. Часть «возвращенных» акций – 47% – была приобретена группой «Приват» с использованием финансовых схем, позволивших не оплачивать акции реальными денежными средствами. 8,6% изъятых акций остаются нераспределенными. Судебные процессы в отношении 18,3% акций, принадлежащих компаниям-нерезидентам, аффилированным с ОАО «Татнефть», и 28,8% акций, принадлежащих Республике Татарстан, были проиграны российской стороной в украинских судах, включая высшие судебные инстанции. Процесс в отношении 8,6% акций, принадлежащих ОАО «Татнефть», остается незавершенным. В мае 2008 года ОАО «Татнефть» инициирован международный арбитражный судебный процесс. В 2010 году в рамках первого заседания арбитражного суда в Гааге принято решение о подсудности иска.

5 февраля 2010 года «Укртатнафта» провела собрание акционеров, на котором присутствовали только представители группы «Приват» и НАК «Нафтогаз Украины», и было принято решение о перерегистрации «Укртатнафты» из закрытого в открытое акционерное общество, что позволяет группе «Приват» свободно приобретать и продавать акции компании, лишив акционеров права их приоритетного приобретения.

В октябре 2010 года во время встречи Премьер-министров России и Украины Владимира Путина и Николая Азарова принято решение о создании рабочей группы с целью разработки плана совместных действий по урегулированию спорных вопросов вокруг «Укртатнафты». Первый этап заседания межправительственной рабочей группы по разработке плана совместных действий по решению конфликтных вопросов вокруг компании состоялся 24 марта 2011 года в Киеве. В последнее время на Украине рассматривается возможность создания ВИНК на базе «Укртатнафты» и «Укрнафты». 22 марта 2011 года на собрании совета акционеров «Укртатнафты» принято решение о дополнительной проработке данного вопроса.


Курганская ТЭЦ

Строительство Курганской ТЭЦ началось в 1951 году по Приказу Министра электростанций СССР.

Сооружение предприятия велось в четыре очереди. Первая и вторая – обладали суммарной электрической мощностью 75 МВт, турбины имели теплофикационные отборы пара для нужд отопления города. Третья и четвертая очереди ТЭЦ, являющиеся действующими в настоящий момент, позволили расширить станцию и увеличить ее мощность. Были запущены 4 новых турбины Т-100 и шесть котлов БКЗ 420-140.

Днем рождением станции считается 4 ноября 1956 года, когда произведено первое включение генератора номер 1 под нагрузку.

С вводом ТЭЦ прекратили свое существование более ста низкоэффективных котельных Кургана, значительно ухудшавших экологию в городе. Запуск теплоэлектроцентрали немедленно отразился на динамике развития Зауралья: открыло большие возможности для развития областного центра – строительства многоэтажного жилья и промпредприятий, потребляющих пар. В сентябре 1958 года технологический пар подан на комбинат медицинских препаратов «Синтез», затем – на завод «Промжелезобетон».

К началу 1980-х годов Курганская ТЭЦ считалась одной из крупнейших на Урале.

На Курганской теплоэлектроцентрали были впервые успешно опробованы многие технические разработки, позволившие увеличить парковый ресурс оборудования и улучшить технико-экономические показатели производства: Курганская ТЭЦ первой на Урале применила на турбинах высокого давления схему «ухудшенного вакуума», что позволило дополнительно увеличить выработку тепла и улучшить технико-экономические показатели.

Курганские энергетики первыми освоили эксплуатацию многокорпусных испарительных установок производительностью 100 тонн в час.

В 1993 году на Курганской ТЭЦ впервые в стране была построена уникальная дымовая труба высотой 270 метров без вентиляционных каналов с футеровкой из полимербетона, что упрощает техническое обслуживание сооружения, удлиняет срок службы трубы.

Опыт курганских энергетиков был востребован другими энергопредприятиями страны.

Важной вехой в истории теплоэлектроцентрали стала газификация: в 1987 году на Курганской ТЭЦ подведен природный газ, пиковые водогрейные и энергетические котлы полностью переоборудованы для сжигания более эффективного и экологичного топлива. Значительно снижены вредные выбросы в атмосферу, улучшились экономические показатели и условия труда персонала.

Курганская ТЭЦ вырабатывает в год около 2 миллиардов киловатт часов электроэнергии, закрывая в среднем около 45 процентов потребности Зауралья, и более 2 миллионов гигакалорий тепловой энергии, обеспечивая теплом большую часть потребителей города Кургана.

В 2006 году в рамках реорганизации ОАО «Курганэнерго» Курганская ТЭЦ вошла в состав ОАО «Курганская генерирующая компания».


Кировская ТЭЦ-4

Кировская ТЭЦ-4 является теплоэлектроцентралью, расположенной в городе Кирове. В настоящее время ТЭЦ является самой крупной по тепловой мощности электрической станцией Кировской области, а также входит в состав Кировского филиала ОАО «Территориальная генерирующая компания № 5».

Установленная электрическая мощностьТЭЦ-4 составляет 320 МВт, а тепловая мощность – 1,378 тыс. Гкал/ч. Кировская ТЭЦ-4 была принята в промышленную эксплуатацию 28-го февраля 1963-го года. На момент пуска она была одной из первых станций в СССР, работающих на торфе, а также самой крупной ТЭЦ в Европе, использующей фрезерный торф местных месторождений.

В настоящее время котельные агрегаты ТЭЦ-4 ежегодно сжигают около 30% добываемого в стране торфа. В 1993-ем году на электростанции была произведена реконструкция, в результате которой котлы ТЭЦ были частично переведены на сжигание природного газа (на сегодняшний день является основным видом топлива станции). Кроме того, котловые агрегаты Кировской теплоэлектроцентрали № 4 могут работать на угле и топочном мазуте, а также на древесных топливных гранулах (данная технология начала внедрятся на станции осенью 2013-го года). Работы по строительству электростанции начались в 1958-ом году, а уже 12-го февраля 1963-го года был произведен пробный пуск первого энергоблока. Сооружение первой очереди ТЭЦ было завершено в 1965-ом году. В 2009-ом году на Кировской ТЭЦ-4 были завершены работы по модернизации котла № 9, благодаря которой был увеличен его КПД, а также снижены на 65% выбросы в атмосферу.


Кировская ТЭЦ-3

Кировская ТЭЦ-3 (также известная как Кирово-Чепецкая ТЭЦ) является теплоэлектроцентралью, расположенной в городе Кирово-Чепецке Кировской области. Предприятие входит в состав ОАО «Территориальная генерирующая компания № 5».

В настоящее время установленная электрическая мощность Кировской ТЭЦ-3 равна 160 МВт, а тепловая мощность – 813 Гкал/ч.

На электростанции установлены 10 энергетических котельных агрегатов (4хТП-170, 2хПК-14, 4хКВГМ-100) и 5 турбин (ПТ-25-90-10/2,5, Т-25-90, Т-27-90, Т-53-90 и ПТ-30-90-10/2,5), приводимых в действие 5 генераторами (2х Т2-25-2, ТГВ-25, ТВ-50-2 и ТВС-30). Все котлы станции работают на природном газе, однако в качестве резервного топлива может быть использован мазут.

Строительство тепловой электростанции возле деревни Пермячиха Проснинского района, где в конце 1920-ых годов были обнаружены крупные залежи торфа, было начато 13-го июля 1935-го года. Тем не менее, сооружение ТЭЦ велось медленными темпами и дважды консервировалось.

Однако в годы ВОВ город Киров, ставший крупным эвакуационным центром, стал испытывать огромный дефицит энергии, в связи с чем строительство электростанции было ускорено. Первая очередь теплоцентрали была введена в промышленную эксплуатацию 6-го ноября 1942-го года.

В настоящее время на станции ведутся работы по реконструкции, в рамках которой будет введена в строй новая парогазовая установка (ПГУ) установленной электрической мощностью 230 МВт.


Кирово-Чепецкая ТЭЦ

Кировская ТЭЦ-3 (Кирово-Чепецкая ТЭЦ) — тепловая электростанция в составе ТГК-5. Расположена в городе Кирово-Чепецке Кировской области. Установленная электрическая мощность — 385 МВт, тепловая — 949 Гкал/ч.

Персонал — 408 человек.

В настоящее время на Кировской ТЭЦ-3 в работе находится следующее энергетическое оборудование: четыре паровых котла марки ТП-170 паропроизводительностью 170 т/ч, три котла марки ПК-14 паропроизводительностью 220 т/ч, две паровые турбины марки Т-25-90, две паровые турбины марок ПТ-25-90/10 и ПТ-30-90/10, паровая турбина марки Т-42/50-90, четыре водогрейных котла КВГМ–100.

В рамках коренной реконструкции станции взамен морально и физически устаревшего энергооборудования проводится монтаж современной парогазовой установки с электрической мощностью 230 МВт и тепловой 136 Гкал/час, что позволит в несколько раз увеличить производство электроэнергии со значительным снижением удельного расхода топлива.


Вологодская ТЭЦ

Вологодская ТЭЦ является самым крупным тепловым источником в Вологде. Теплом от станции снабжается более 40 процентов жилого фонда города.

В настоящее время на ТЭЦ установлено четыре паровых котла БКЗ-50-39Ф, два паровых котла БКЗ-75-139ФБ с параметрами пара 440°С и 39 кгс/см² и четыре водогрейных котла КВГМ-100 с параметрами теплоносителя 150°С и 25 кгс/см², турбины ПТ-12-35/10М, ПТ-12/13-3,4/1,0-0,1 и Р-12-35/5М.

Парк котельного оборудования имеет большую наработку, котлы БКЗ-50-39Ф выпущены в 1953—1959 годах, котлы БКЗ-75-139ФБ в 1965 и 1971 годах, все парогенераторы с начала эксплуатации проработали более 200000 часов (норма до 280000 часов). Водогрейные котлы введены в эксплуатацию в 1980, 1981, 1989 и 1998 годах.

В мае 2008 года началась реализация инвестиционного проекта по расширению Вологодской ТЭЦ парогазовой установкой (ПГУ) электрической мощностью 110 МВт и тепловой - 70 Гкал/ч. Реализацию проекта осуществляет ЗАО «Интертехэлектро» (входит в группу компаний «Интертехэлектро — Новая генерация»). Введение в эксплуатацию нового энергоблока послужит дополнительным толчком к экономическому развитию города Вологды, снизит энергетический дефицит региона, позволит создать новые рабочие места и увеличить поступления в бюджеты всех уровней.

31 марта 2014 года введена в эксплуатацию установка ПГУ мощностью 110 МВт в составе газовой турбины GE PG 6111FA мощностью 75 МВт и паровой турбины 35 МВт производства Калужского турбинного завода.


Армянская АЭС

Армянская АЭС была введена в эксплуатацию еще в 1976 году (первый энергоблок). Она расположена вблизи города Мецамор, который когда-то являлся древней крепостью, основанной в пятом тысячелетии до н.э. Археологические раскопки, проводившиеся на территории Мецамора, обнаружили здесь самую древнюю астрономическую обсерваторию, а с 1968 года в Мецоморе функционирует историко-археологический музей. Современный Мецамор — это город атомных энергетиков, вся инфраструктура которого зависит от существования АЭС.

Армянская АЭС проектировалась в 1969 году. Главным проектировщиком было назначено Горьковское отделение «Атомтеплоэлектропроекта», а научное руководство над процессом строительства и ввода в эксплуатацию Армянской АЭС осуществлял Институт атомной энергии имени Курчатова.

Второй энергоблок Армянской атомной электрической станции был запущен в 1980 году, и далее планировалось возведение 3-го и 4-го энергоблоков, но после Чернобыльской катастрофы строительство было заморожено. Армянская АЭС останавливалась в 1988 году, когда произошло землетрясение в Спитаке. Во время этих событий станция выдержала толчки, которые оценивались в 6,25 балла по шкале Рихтера. Но сейсмически активная обстановка в регионе повлияла на решение Правительства АССР об остановке энергоблоков.

В 1993 году, в связи со сложившейся трудной энергетической ситуацией в стране, Правительство Армянской Республики издало Указ о начале восстановительных работ на Армянской АЭС с последующим ее запуском. В 1995 году был запущен второй энергоблок. На данный момент станция вырабатывает около 40% всей электроэнергии Армении.

×
Менеджер Анастасия