Документ описывает деятельность ОАО «РАО Энергетические системы Востока», основного акционера в области теплоснабжения и генерации энергии в Дальневосточном федеральном округе России. Он акцентирует внимание на состоянии тепловых сетей, их высоком 수준е износа и необходимости модернизации технологий для повышения эффективности теплоснабжения. Включены детали о планах перекладки трубопроводов, новых технологиях и идеях для устойчивого развития энергетической инфраструктуры региона.

1. ОАО «РАО Энергетические системы Востока»
Инновационные решения при модернизации систем теплоснабжения ОАО «РАО Энергетические системы Востока»
Директор по инновациям Тимофеев Дмитрий Германович
Конференция «ТЕПЛОСНАБЖЕНИЕ и КОГЕНЕРАЦИЯ 2014» 9-10 сентября 2014 г.

2. Холдинг РАО ЭС Востока
ОСНОВНЫЕ АКЦИОНЕРЫ
ОАО «РАО ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ ВОСТОКА» – вертикально интегрированных холдинг со следующими основными видами деятельности:
•Генерация электроэнергии и тепла;
•Электрические сети;
•Тепловые сети;
•Сбыт;
•Ремонты;
•Транспортные услуги;
•Добыча угля;
•Транспортировка газа и угля.
76%
3%
21%
РусГидро
Атон
Free-Float
ОАО «РАО ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЕ СИСТЕМЫ ВОСТОКА» – ведет деятельность в 9 субъектах ДФО:
Амурская область; Еврейская автономная область; Камчатский край; Магаданская область; Приморский край; Республика Саха (Якутия); Сахалинская область; Хабаровский край; Чукотский автономный округ
2

3. Холдинг РАО ЭС Востока
Газпром энергохолдинг 17%
Росэнергоатом 17%
Интер РАО 11%
РусГидро 7%
Э.ОН Россия 6%
КЭС-Холдинг 6%
Энел ОГК-5 4%
РАО ЭС Востока 3%
Прочие 29%
ОБЩЕРОССИЙСКОЙ
ВЫРАБОТКИ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
В МИРЕ
ПРОИЗВОДИТЕЛЬ
ТЕПЛА
119 071
98 800
45 431
40 862
36 897
31,045
27 104
3%
6
3

4. Установленная электрическая мощность
9 071 МВт
Установленная тепловая
мощность
17 919 Гкал
102 118 км
Холдинг ОАО «РАО ЭС Востока» работает на территории равной 1/3 площади России
Протяженность
электрических
сетей
Протяженность
тепловых
сетей
2 966 км
19 ТЭЦ
10 ГРЭС
3 ГЭС
244 ДЭС
в том числе:
104 котельных
Мощность трансформаторов
26 282 МВА
Территория
обслуживания
6 206 тыс. км2
Отпуск э/э
30000,8 млн. кВт.ч
4

5. Установленная электрическая и тепловая
мощность ОАО «РАО ЭС Востока»
ОАО «Чукотэнерго»
153,2 МВт 270 Гкал/час
ОАО «Магаданэнерго»
320 МВт 516 Гкал/час
ОАО «Камчатскэнерго»
459 МВт 921 Гкал/час
ОАО АК «Якутскэнерго»
1 501 МВт 1402 Гкал/час
ОАО «Сахалинэнерго»
573 МВт 443 Гкал/час
ОАО «ДГК»
5 846 МВт 12 585 Гкал/час
ОАО «Передвижная
энергетика»
217 МВт
УСТАНОВЛЕННАЯ МОЩНОСТЬ
9071
МВт
17 919
Гкал/час
ВСЕГО
5

6. 6
Особенности производства электро и теплоэнергии в ДФО
•Отсутствие конкурентного рынка электроэнергии на территории ДФО.
•Зависимость от государственного регулирования.
•Незначительное влияние энергокомпаний из прочих ОЭС России ввиду слабой технологической связи с ОЭС Востока и ограниченным перетоком мощности.
•Существование в регионе нескольких технологически изолированных энергосистем.
•Вертикально-интегрированная компания.
•Наличие теплофикационных мощностей, работающих в режиме когенерации.
•Возможность использования возобновляемых источников энергии (ветряная, солнечная, геотермальная энергетика)
•Заинтересованность государства в развитии Дальнего Востока.
ОСОБЕННОСТИ
ПРЕИМУЩЕСТВА
68%
ПРОИЗВОДСТВА
ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
ДАЛЬНЕГО ВОСТОКА РОССИИ
70%
ТЕПЛОЭНЕРГИИ
ДАЛЬНЕГО ВОСТОКА РОССИИ

7. Техническое состояние энергетических активов на
территории ДФО
Более 80%
генерирующего
оборудования
электростанций
отработало нормативный
срок эксплуатации.
Требуют замены:
Турбоагрегаты суммарной
мощностью - 1600 МВт
(20%), котлоагрегаты
паропроизводительностью
– 7400 т /час (21%)
61% электрических сетей
и 66% тепловых сетей
эксплуатируются более 20
лет, при этом уровень
износа сетей превышает
70%, что потребует их
срочной замены в
ближайшее время
39%
44%
17%
электрические сети
до 20 лет 20 - 40 лет более 40 лет
34%
38%
28%
тепловые сети
до 20 лет 20 - 40 лет более 40 лет
7

8. Существующее техническое состояние тепловых сетей
8
 Анализ состояния систем теплоснабжения показал, что большая часть тепловых сетей находятся в неудовлетворительном состоянии
53%
47%
Благовещенск
Сети, спроектированные до 1990 г
Сети, спроектированные после 1990 г
61%
39%
Владивосток
Сети, спроектированные до 1990 г
Сети, спроектированные после 1990 г
90%
10%
Хабаровск
Сети, спроектированные до 1990 г
Сети, спроектированные после 1990 г
Анализ фактического состояния тепловых сетей проводился на основании анализа показаний проведенных испытаний на тепловые и гидравлические потери, а также на основании действующих энергетических характеристик тепловых сетей и годовых отчетов теплоснабжающих организаций, входящих в состав ОАО «РАО Энергетические системы Востока». Большая часть тепловых сетей спроектированы до 1990 г., то есть эксплуатируются более 20 лет и подлежат замене в связи с исчерпанием эксплуатационного ресурса.

9. Существующее техническое состояние тепловых сетей
9
 Передача тепловой энергии по сетям, спроектированным до 1990 г. сопровождается
высокими тепловыми потерями
Проведенные испытания на тепловые потери показали, что превышение фактических потерь тепловой энергии над предельными нормируемыми с учетом введения максимальных поправок составляют 49%, 48% и 58% для тепловых сетей Хабаровска, Благовещенска и Владивостока соответственно.
высокими гидравлическими потерями
За счет высокого срока эксплуатации трубопроводов тепловых сетей произошло сильное зарастание внутренних поверхностей трубопроводов за счет значительных отложений накипи и внутренней коррозией трубопроводов. Как показали проведенные испытания на гидравлические потери, гидравлическое сопротивление испытанных характерных участков тепловых сетей превышает расчетное значение для новых труб в 1,8-2,5 раза.
Высокое гидравлическое сопротивление тепловых сетей приводит к снижению располагаемого напора у хвостовых потребителей, что значительно снижает их качество теплоснабжения, приводит к так называемым «недотопам».
высокой аварийностью
Ветхость трубопроводов и необходимость поддерживать высокий уровень давлений для преодоления высокого гидравлического сопротивления приводят к частым порывам трубопроводов и перерывам в теплоснабжении потребителей.

10. Аварийность в тепловых сетях
в ОЗП 2013 – 2014 гг.
0 2 4 6 8 10
ОЗП 2012-2013
ОЗП 2013-2014
9
8
Магистральные трубопроводы тепловых сетей
(код 3.3.17)
В ОЗП 2013-2014 из 8 аварий 7 произошло в магистральных тепловых
сетях ОАО «ДГК», что соответствует уровню ОЗП 2012-2013.
50% аварий в тепловых сетях ОАО «ДГК» в ОЗП 2013-2014 приходится на
тепловые сети г. Хабаровска (филиал «ХТСК»).
В 2014 году по г. Хабаровску увеличен объем работ по перекладке
магистральных тепловых сетей более чем в 2 раза.
10

11. Значимые аварии в ДЗО/ВЗО ОАО «РАО ЭС
Востока» произошедшие в ОЗП 2013 – 2014 гг.
В ОЗП 2013-2014 отмечен рост повреждений магистральных тепловых
сетей по ОАО «ДГК» в г. Хабаровск и г. Владивосток
Хабаровск:
20 и 22 ноября 2013 происходили порывы теплотрасс ДУ-700.
Владивосток:
28.10.13 из-за порыва отключен участок теплотрассы ДУ-800
№26 от Владивостокской ТЭЦ-2. Темп= +12 °С.
Для снижения темпов износа тепловых сетей
в ОАО «ДГК» в 2014 году план ремонта и
перекладки сетей увеличен с 30,5 до 41,3 км
11

12. 12
Техническая политика ОАО «РАО ЭС Востока» в области теплоснабжения
Внедрение новых технологий передачи тепловой энергии:
•реконструкция тепловых сетей с использованием труб в ППУ изоляции;
•применение бесканальной прокладки теплопроводов типа «труба в трубе» в пенополиуретановой (ППУ) изоляцией и полиэтиленовой оболочке с системой оперативно-дистанционного контроля увлажнения изоляции (ОДК);
•применение в тепловых сетях улучшенных трубных сталей нового поколения;
•применение труб с силикатно-эмалевым покрытием для трубопроводов систем горячего водоснабжения;
•установка сильфонных компенсаторов;
•установка шаровой запорной арматуры повышенной плотности, шаровой запорно- регулирующей арматуры с гидроприводом;
•вентиляция каналов и камер;
•повышение значения рН сетевой воды;
•использование антикоррозионных покрытий;
•использование концевых заглушек и временных заглушек изоляции;
•внедрение новых методов инженерной диагностики трубопроводов подземной прокладки, в том числе использование акустического метода;
•применение комплекса электрохимической защиты (ЭХЗ).
Внедрение антикоррозионных покрытий и гидроизоляции труб, вентиляции камер и каналов, электрохимзащиты увеличивает срок службы существующих теплопроводов с 12–16 лет до 25 лет.

13. 13
Ограничения в Технической политике ОАО «РАО ЭС Востока» в области теплоснабжения
Запрещается применять при новом строительстве и реконструкции:
•подключение к системам теплоснабжения тепловых сетей, на которые не предоставлена гарантия качества в отношении работ по строительству и примененных материалов на срок менее чем десять лет;
•трубопроводы в ППУ-изоляции без системы оперативно-дистанционного контроля увлажнения изоляции (ОДК);
•опоры всех видов без диэлектрических прокладок, допускающих контакт металла труб с грунтом;
•минераловатные изоляционные материалы для изоляции магистральных тепловых сетей всех диаметров;
•трубопроводы из «черного» металла для систем ГВС;
•арматуру и приборы автоматики, предусматривающие технологические протечки теплоносителя;
•кузбасслак в качестве антикоррозионного покрытия трубопроводов и элементов конструкций тепловых сетей;
•средства электрохимической защиты для трубопроводов тепловых сетей в отсутствии опасного влияния блуждающих токов (при бесканальной и канальной прокладках с металлизационным алюминиевым антикоррозионным покрытием на трубах).

14. Мероприятия по перекладке тепловых сетей
14
Ежегодные инвестиции и объемы перекладки рассчитаны исходя из периода проведения работ по замене трубопроводов на период 2015-2025 гг.
Город
Средний диаметр, мм
Длина в однотрубном исчислении
инвестиции, тыс. руб. с НДС
в ценах 2013 г.
Годовой объем перекладки
Всего,
м
Надземная прокладка
Подземная прокладка
протяженность,
м
ежегодные инвестиции, тыс. руб. с НДС
в ценах 2013 г.
протяженность,
м
инвестиции, тыс. руб. с НДС
в ценах 2013 г.
протяженность,
м
инвестиции, тыс. руб. с НДС
в ценах 2013 г.
Хабаровск
667
379 389
265 572
8 241 253
113 817
11 146 294
19 387 547
34 490
1 762 505
Владивосток
632
114 746
61 963
1 928 542
52 783
5 169 159
7 097 701
10 431
645 245
Благовещенск
561
49 618
26 298
702 744
23 320
1 920 484
2 623 228
4 511
238 476
 Рекомендуется осуществить реконструкцию тепловых сетей, подлежащих замене в связи с исчерпанием их эксплуатационного ресурса

15. Эффект от реализации мероприятий по перекладке тепловых сетей
15
Снижение аварийности
повышение надежности теплоснабжения потребителей
отсутствие недоотпусков тепла и как следствие недополученной прибыли
снижение затрат на ремонт и обслуживание теплосетей
снижение количества исков за низкое качество теплоснабжения
Снижение эксплуатационных издержек
снижение издержек за счет снижения гидравлических потерь в сетях
снижение издержек за счет снижения сверхнормативных потерь тепловой энергии и сетевой воды, не входящих в тариф на тепло
Снижение тепловых потерь в сетях
Город
Снижение потерь тепла за период
2015- 2025гг., тыс. Гкал
Снижение потерь через изоляцию после перекладки по отношению к существующему уровню, %
Экономия топлива, тыс. тут
Хабаровск
3090
65
442
Владивосток
2623
85
444
Благовещенск
294
63
42

16. Решаемые проблемы
•Высокие потери тепла при транспортировке на изношенных участках теплосети с разрушенной теплоизоляцией.
•Высокая степень коррозийного износа трубопроводов теплосети.
Цели реализации проекта
Повышение эффективности теплоснабжения потребителей.
Увеличение срока службы металла трубопроводов.
Повышение надёжности работы тепловых сетей.
Увеличение межремонтного периода.
Основные результаты
Снижение потерь тепла при транспортировке на 0,05%.
Повышение надежности и качества теплоснабжения снабжения потребителей.
Снижение коррозионного износа металла трубопроводов
Инновационная составляющая проекта
Технология ППУ - применение полимерного материала (полиэтилена) для теплогидрозащитной оболочки. Для дистанционного контроля состояния трубы внутри теплоизоляционного слоя проложен сигнальный кабель оперативно-дистанционного контроля увлажнения изоляции (ОДК).
Основные параметры проекта
•Пилотный проект
•Протяжённость – 23,8 км.
•Стоимость – 107,9 млн. руб. (без НДС.)
•Срок окупаемости - 7 лет
Статус
Начало: 3 кв. 2011 г.
Окончание: 3-4 кв. 2014 г.
Восстановление тепловой изоляции трубопроводов тепловых сетей с применением технологий ППУ (труба в трубе, ППУ- скорлуп).
16

17. Решаемые проблемы
•Высокие потери тепла при транспортировке на изношенных участках теплосети с разрушенной теплоизоляцией.
•Высокая степень коррозийного износа трубопроводов тепловых сетей.
Цели реализации проекта
Повышение эффективности теплоснабжения потребителей.
Увеличение срока службы трубопроводов.
Повышение надёжности работы тепловых сетей.
Увеличение межремонтного периода.
Основные результаты
Снижение потерь тепла при транспортировке на 0,05%.
Повышение надежности и качества теплоснабжения снабжения потребителей.
Снижение коррозионного износа металла трубопроводов
Инновационная составляющая проекта
Гофрированная форма труб «Касафлекс» обеспечивает самокомпенсацию трубы, что исключает необходимость в дополнительных компенсаторах и неподвижных опорах. Кроме того, трубы «Касафлекс» практически не подвержены коррозии, не требуют гидроизоляции.
Основные параметры проекта
•Пилотный проект
•Протяжённость – 1,5 км.
•Затраты – 50,65 млн. руб. (без НДС.)
•Срок окупаемости - 5 лет
Статус
Начало: 3 кв. 2011 г. Окончание: 3 кв. 2014 г.
Проект завершён.
Перекладка трубопроводов тепловых сетей с применением технологий бесканальной прокладки трубы «Касафлекс».
17

18. Решаемые проблемы
•Высокие затраты электроэнергии на транспортировку тепла
Цели реализации проекта
Экономия электроэнергии на производственные нужды, оптимизация гидравлического режима.
Повышение эффективности топливоиспользования, снижение затрат на топливо.
Повышение надёжности теплоснабжения.
Основные результаты
Экономия электроэнергии на производственные нужды составляет 21 400 кВт/год.
Инновационная составляющая проекта
Применение биполярных IBGT- транзисторов с изолированным затвором для повышения КПД преобразователя.
Основные параметры проекта
•Общая мощность двигателей, переводимых на ЧРП – 4,7 МВт (от 15 до 355 кВт единичной мощности);
•Стоимость оборудования – 15,2 млн. руб. (без НДС)
•Срок окупаемости - 8 лет
Статус
Начало: 2010 г.
Окончание: 2013 г. Проект завершён.
Замена насосного оборудования на ЦТП с применением технологии частотного регулирования частоты вращения двигателя (ЧРП)
18

19. Решаемые
проблемы
• Повышение эффективности и надежности теплоснабжения потребителей.
Цели
реализации
проекта
 Обеспечение наличия гидрофобного антикоррозионного покрытия на всех внутренних поверхностях
оборудования и трубопроводов, включенных в обрабатываемые контуры;
 Снижение гидравлического сопротивления тепловых сетей за счет отмывки от имеющихся отложений;
 Повышение коррозионной стойкости металла оборудования и трубопроводов.
Основные
ожидаемые
результаты
 Повышение коррозионной стойкости (уменьшение скорости
коррозии) металла оборудования и трубопроводов не менее
чем в 10 раз (определяется на основании вырезки сетевых
трубопроводов);
 Снижение затрат на капитальный ремонт и замену
оборудования;
 Уменьшение затрат на обслуживание систем теплоснабжения
Инновационная
составляющая
проекта
Разработка и опытно-промышленная эксплуатация (ОПЭ) на
котельной № 2 Елизовского городского поселения Камчатского
края ПАВ-технологии* на основе применения октодециламина.
По итогам работы будет принято решение о применении
технологии для остальных котельных, эксплуатируемых
ОАО «Камчатскэнерго»
Параметры
проекта
• Мощность котельной - 40 Гкал/ч
• Стоимость разработки и ОПЭ – 2,3 млн. руб. (без НДС.)
Статус Начало: 3 кв. 2014 г.
Ввод установки в ОПЭ: 4 кв. 2014 г., оценка эффективности - 3 кв. 2015 г.
Разработка и опытное применение ПАВ-технологии для
повышения эффективности, надежности и ресурса
теплотехнического оборудования
19
* ПАВ – поверхностно-активные вещества

20. Решаемые проблемы
•Повышение эффективности и надежности теплоснабжения потребителей.
•Обеспечение новых потребителей тепловой энергией с учетом перспективной загрузки.
Цели реализации проекта
Повышение эффективности использования топливно-энергетических ресурсов.
Повышение эффективности использования резервного топлива (угля).
Улучшение экологической обстановки в населенных пунктах Елизовского муниципального района Камчатского края (пос. Нагорный, Новый, Лесной).
Основные ожидаемые результаты
Экономия топлива – 2411,9 т у.т. в год;
Экономия затрат на топливо - 23,8 млн. руб. в год;
Снижение выбросов NOx и СО в атмосферу.
Инновационная составляющая проекта
Применение технологии высокотемпературного циркулирующего кипящего слоя (ВЦКС) для сжигания резервного топлива (уголь).
Кипящий слой представляет собой совокупность полидисперсных частиц, через которые продувается воздух со скоростью, не превышающий скорость уноса частиц топлива из топки. При этом частицы топлива находятся во взвешенном состоянии и интенсивно перемешиваются по объему топки, благодаря чему улучшается поступление воздуха ко всем частицам топлива и интенсифицируется процесс горения.
Основные параметры проекта
•Суммарная мощность – 16,2 МВт
•Стоимость – 557,9 млн. руб. (без НДС.)
Статус
Разработана ПСД, период строительства составит 6 мес.
Источник финансирования не определен, имеется потенциал привлечения финансирования через региональные программы энергосбережения и повышения энергетической эффективности
Строительство автоматических котельных на газовом топливе в населенных пунктах Елизовского муниципального района Камчатского края с применением технологии ВЦКС
20

21. Решаемые проблемы
ОАО АК «Якутскэнерго» с 2009 года реализуется Программа реконструкции и модернизации ЦТП г. Якутска. Проведена реконструкция 14 из 28 ЦТП. Реализация программы направлена на решение следующих проблем:
•Низкая эффективность существующих ЦТП и, как следствие, низкая температура ГВС у потребителей.
•Высокая степень износа кожухотрубных теплообменников, установленных в ЦТП г. Якутска.
Цели реализации проекта
Повышение эффективности и надежности теплоснабжения потребителей.
Снижение покупки холодной воды на приготовление ГВС.
Экономия электроэнергии на собственные нужды, оптимизация гидравлического режима.
Оптимизация компоновки оборудования и вывод персонала с реконструируемых ЦТП.
Основные результаты
Снижение покупки холодной воды на приготовление ГВС на 515 тыс.м3/год.
Вывод персонала с реконструируемых ЦТП (сокращение операторов со 104 до 10 человек). Экономия ФОТ 1, 800 млн. руб. в год
Экономия электроэнергии на производственные нужды - 21 400 кВтч/год.
Инновационная составляющая проекта
Применение пластинчатых теплообменников марки «Альфа-Лаваль» и ЧРП (частотно-регулируемый привод) сетевых насосов.
Основные параметры проекта
•Мощность – 33,4 Гкал
•Стоимость – 424 млн. руб. (без НДС.)
•Срок окупаемости - 8 лет
Статус
Начало: 2009 г.
Окончание: 2019 г. Проект в стадии поэтапной реализации.
Реконструкции и модернизации центрального теплового пункта (ЦТП) г. Якутска
21

22. Решаемые проблемы
•ОАО АК «Якутскэнерго» обслуживает 49 разрозненных ЦТП в г. Якутск, часть из которых работает в автоматизированном режиме. При этом отсутствует возможность дистанционного управления системой теплоснабжения с диспетчерского пункта ЯТЭЦ. Для решения этой проблемы реализуется НИОКР «Разработка технических решений по автоматизации процессов регулировки и управления режимами системы теплоснабжения г. Якутска».
Цели реализации проекта
Повышение эффективности и надёжности работы технологического оборудования.
Своевременное выявление отклонений в технологических процессах и оперативное принятие мер по их устранению.
Ведение подробных архивных данных.
Основные результаты
Создание Программно-технологического комплекса (ПТК) системы диспетчерского контроля и управления системой теплоснабжения г. Якутска (СДК).
Обеспечение оперативного контроля и управления гидравлическим режимом тепловой сети посредством диспетчеризации объектов Якутской ТЭЦ.
Инновационная составляющая проекта
СДК строится на основе программируемых логических контроллеров, объединённых в единую информационную сеть, с возможностью вывода информации на компьютеры диспетчерского пункта ЯТЭЦ с мониторами отображения информации («видеостена», «видеокубы»).
Основные параметры проекта
•Количество – 34 узловых точки на 1 этапе с возможностью расширения до 55 точек с учётом перспективы развития тепловых сетей г. Якутска.
•Стоимость –15,8 млн. руб.
Статус
Начало: июль 2014 г.
Окончание: декабрь 2014 г. Проект в стадии реализации.
Автоматизация ЦТП г. Якутска
22

23. Решаемые проблемы
•Действующие НТД, в частности ГОСТ Р 52134-2003 «Трубы напорные из термопластов и соединительные детали к ним для систем водоснабжения и отопления» не в полной мере учитывают особенности проектирования и эксплуатации полимерных труб в регионах холодной климатической зоны РФ. Например, не предусмотрена совместная прокладка полипропиленовых трубопроводов РРRS с трубами отопления, недостаточно изучено изменение температуры теплоносителя и не определены толщины теплоизоляции при различных вариантах прокладки трубопроводов, проведение сварки для пропиленовых труб допускается только при положительной температуре. Для решения этих проблем по заказу ОАО АК «Якутскэнерго» выполняется НИОКР по теме: «Исследование свойств трубопроводов из коррозионностойких материалов, включая полимерные, с целью разработки нормативной документации к применению в системах ГВС в условиях надземной прокладки».
Цели реализации проекта
Исследование эксплуатационных параметров теплоизолированных полимерных трубопроводов ГВС и ХВС при совместной прокладке с трубопроводом теплоснабжения в условиях Крайнего Севера.
Разработка рекомендаций для дополнения действующей НТД по водоснабжению.
Основные результаты
Рекомендации по совместной прокладке трубопроводов РРRS с трубопроводами отопления и условиям их эксплуатации
Разработка технологии сварки трубопроводов РРRS при низких температурах на открытом воздухе.
Предложения по внесению дополнений (изменений) в действующие НТД.
Основные параметры проекта
•Стоимость – 3 млн. руб.
Статус
Начало: сентябрь 2014 г.
Окончание: декабрь 2015 г. Проект в стадии реализации.
НИОКР для тепло-водоснабжения
23

24. Директор по инновациям
ОАО «РАО Энергетические системы Востока»
Тимофеев Дмитрий Германович
+ 7 (495) 287-67-03, доб. 60-28
E-mail: timofeev-dg@rao-esv.ru
СПАСИБО ЗА ВНИМАНИЕ!
Контакты