Постановление Кабинета Министров Чувашской Республики от 28.05.2014 № 188

        научно-исследовательский, про-           Т-2            ТМ            6,3    110,0       0,0      6,0        н/д
        ектно-конструкторский и техноло-
        гический институт релестроения с
        опытным производством")
  19.   ПС ХБК ГПП-2 (ОАО "Чебоксар-             Т-1           ТРДН          40,0    115,0       6,3      6,3        н/д
        ский хлопчатобумажный комби-             Т-2           ТРДН          40,0    115,0       6,3      6,3        н/д
        нат")
        ПС Коммунальные технологии               Т-1          ТДТНГ          40,0    110,0       6,0      6,0        н/д
        ГПП-1 (ОАО "Чебоксарский хлоп-           Т-2           ТРДН          31,5    110,0       6,0      6,0        н/д
        чатобумажный комбинат")
  20.   ПС ОАО "ЧАЗ" ГПП-1                       Т-1           ТДНГ          31,5    110,0       0,0      6,0        н/д
                                                 Т-2           ТДНГ          31,5    110,0       0,0      6,0        н/д
        ПС ОАО "ЧАЗ" ГПП-2                       Т-1           ТРДН          40,0    110,0       6,0      6,0        н/д
                                                 Т-2           ТРДН          40,0    110,0       6,0      6,0        н/д
  21.   ПС "Мясокомбинат"                        Т-1        ТЛН-10-У3        10,0    110,0       0,0     10,0        н/д
                                                 Т-2        ТЛН-10-У3        10,0    110,0       0,0     10,0        н/д
  22.   ПС ЧЗПТ ГПП-1 (ОАО "Пром-                Т-1           ТДН           16,0    110,0       0,0      6,0        н/д
        трактор")                                Т-2           ТДН           16,0    110,0       6,0      6,0        н/д
        ПС ЧЗПТ ГПП-2 (ОАО "Пром-                Т-1          ТРДЦН          80,0    110,0       6,0      6,0        н/д
        трактор")                                Т-2          ТРДЦН          80,0    110,0       6,0      6,0        н/д
                                                 Т-3          ТРДЦН          80,0    110,0       6,0      6,0        н/д
        ПС ЧЗПТ ГПП-3 (ОАО "Пром-                Т-1          ТРДЦН          63,0    110,0       6,0      6,0        н/д
        трактор")                                Т-2          ТРДЦН          63,0    110,0       6,0      6,0        н/д
        ПС ЧЗПТ ГПП-4 (ОАО "Пром-                Т-1          ТРДЦН          63,0    110,0       6,0      6,0        н/д
        трактор")
  23.   ПС Машзавод (ОАО "Текстиль-              Т-1           ТРДН          25,0    110,0       6,0      6,0        н/д
        маш")                                    Т-2           ТРДН          25,0    110,0       6,0      6,0        н/д
  24.   ПС Абашево (ООО "Газпром                 Т-1          ТРДЦН          63,0    220,0      10,0     10,0        н/д
        трансгаз Нижний Новгород")               Т-2          ТРДЦН          63,0    220,0      10,0     10,0        н/д

     В табл.   11   приведены  центры  питания  наиболее  энергоемкого
северного района Чувашской Республики по состоянию на  2012  год  и  с
оценкой роста нагрузок на 2016-2020 годы.

                                                            Таблица 11

          Центры питания Чебоксарского энергетического узла

——————|—————————————————|————————————————————————————|——————|———————————|—————————————————————————————
   N  | Наименование ПС | Диспетчерское наименование |  Тип | Мощность, |   Данные по нагрузкам, МВА
   пп |                 |       трансформатора       |      |    МВА    |—————————|—————————|—————————
      |                 |                            |      |           | 2012 г. | 2016 г. | 2020 г.
——————|—————————————————|————————————————————————————|——————|———————————|—————————|—————————|—————————
   1.   Заовражная                    Т-1               ТДН      16,0         6,0       6,5      6,75
                                      Т-2               ТДН      16,0
   2.   Западная                      Т-1               ТДН      16,0       45,76     55,96     55,96
                                      Т-2              ТРДН      25,0
                                      Т-3              ТРДН      25,0
   3.   Вурманкасы                    Т-1               ТДН      16,0       16,42     21,48     23,67
                                      Т-2               ТДН      16,0
   4.   Кировская                     Т-1              ТДТН      25,0         8,7     15,18     19,70
                                      Т-2              ТДТН      25,0
   5.   Лапсарская                    Т-1               ТДН      16,0         8,1      9,82     16,04
                                      Т-2               ТДН      16,0
   6.   Радуга                        Т-1              ТРДН      25,0       23,93     26,91     33,69
                                      Т-2              ТРДН      25,0
   7.   Светлая                       Т-1               ТДН      10,0         7,2      9,14      9,89
                                      Т-2               ТДН      10,0
   8.   Стрелка                       Т-1              ТРДН      25,0       22,64      23,4     36,42
                                      Т-2              ТРДН      25,0
   9.   Студенческая                  Т-1              ТРДН      40,0        24,0     26,64     29,74
                                      Т-2               ТДН      16,0
                                      Т-3               ТДН      16,0
  10.   Хыркасы                       Т-1                ТМ       4,0        2,91      4,16      4,87
                                      Т-2                ТМ       2,5
  11.   Спутник                       Т-1                        40,0       29,21     30,72     35,47
                                      Т-2              ТДТН      40,0

     Нарастающая изношенность   высоковольтного  оборудования  требует
дальнейшей   разработки    и    реализации    программ    технического
перевооружения,  планов  модернизации и реконструкции ряда подстанций,
воздушных  и  кабельных  линий.  При   этом   необходимо   рассмотреть
возможность  в  перспективе  перевода  городских электрических сетей с
напряжения 10/6 кВ на напряжение 10 кВ.  Следует отметить отсутствие в
городах   Чебоксары   и   Новочебоксарске   градостроительных  планов,
предусматривающих  необходимые  коридоры  и   территории   для   линий
электропередачи, строительства и реконструкции подстанций.
     В соответствии  с  Энергетической  стратегией   для   дальнейшего
развития   магистральных   и   распределительных  сетей  энергосистемы
Чувашской Республики необходимо решение  двух  взаимосвязанных  задач.
Это - обновление основных фондов электрических сетей и высоковольтного
оборудования  путем  увеличения  масштабов  работ  по   реконструкции,
модернизации   и   техническому   перевооружению,   а  также  развитие
централизованного управления электрическими сетями.
     Анализ прогнозных  данных  о  потреблении электрической энергии и
мощности свидетельствует об отсутствии существенных изменений нагрузок
в   энергосистеме   Чувашской   Республики.  Вместе  с  тем  локальные
технологические присоединения мощности могут значительно  повлиять  на
степень   загрузки   отдельных   элементов   энергосистемы   Чувашской
Республики.
     Анализ ремонтных и аварийных режимов показывает, что при выводе в
ремонт ВЛ 110 кВ Южная-1,  -2 и  переводе  нагрузки  на  оставшуюся  в
работе ВЛ 110 кВ Южная-2,  -1 загрузка последней превышает максимально
допустимое значение  (116-125  процентов)  (табл.  12).  Нагрузка  ПС,
питающихся от ВЛ 110 кВ Южная-1, -2, приведена в табл. 13.

                                                            Таблица 12

                    Загрузка ВЛ 110 кВ Южная-1, -2

————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————
                                    | 2011 г. | 2012 г. | 2013 г. | 2014 г. | 2015 г. | 2016 г. | 2019 г.
————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————
  ВЛ 110 кВ Южная-1, ток А             304,99    310,26    315,87    319,83    323,45    327,41   352,29

  ВЛ 110 кВ Южная-2, ток А             340,58    346,47    352,73    357,15    361,20    365,62    351,6

  При аварии/ремонте, ток А            645,57    656,73    668,60    676,97    684,65    693,03   695,03

  Предельно допустимый ток при -5°С    580,05    580,50    580,50    580,50    580,50    580,50    580,5

  Перегрузка, процентов                   116       118       120       121       123       124      125


                                                            Таблица 13

       Нагрузка подстанций, питающихся от ВЛ 110 кВ Южная-1, -2

———————————————————————|———————————————|———————————————|———————————————|———————————————|———————————————|———————————————|———————————————
      Наименование     |    2011 г.    |    2012 г.    |    2013 г.    |    2014 г.    |    2015 г.    |    2016 г.    |    2019 г.
                       |———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————
                       |   P,  |   Q,  |   P,  |   Q,  |   P,  |   Q,  |   P,  |   Q,  |   P,  |   Q,  |   P,  |   Q,  |   P,  |   Q,
                       |  МВт  |  МВАр |  МВт  |  МВАр |  МВт  |  МВАр |  МВт  |  МВАр |  МВт  |  МВАр |  МВт  |  МВАр |  МВт  |  МВАр
———————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————
  ВНИИР Т-1               3,98    1,94    4,05    1,97    4,12    2,01    4,17    2,03    4,22    2,05    4,27    2,08    2,68    1,05

  ВНИИР Т-2               0,00    0,00    0,00    0,00    0,00    0,00    0,00    0,00    0,00    0,00    0,00    0,00    0,00    0,00

  ПС Южная Т-1           16,24    7,64   16,52    7,77   16,82    7,91   17,03    8,01   17,22    8,10   17,44    8,20    8,53    2,90

  ПС Южная Т-2           17,53    8,82   17,84    8,97   18,16    9,13   18,38    9,25   18,59    9,35   18,82    9,47    8,92    3,09

  ПС Кировская Т-1        2,69    1,40    2,74    1,42    2,78    1,45    2,82    1,47    2,85    1,48    2,89    1,50

  ПС Кировская Т-2        4,19    2,15    4,27    2,19    4,34    2,23    4,40    2,26    4,45    2,28    4,50    2,31

  ПС Чапаевская Т-1       9,79    4,84    9,96    4,92   10,14    5,01   10,26    5,08   10,38    5,13   10,51    5,20    7,20    2,80

  ПС Чапаевская Т-2      10,00    5,06   10,18    5,14   10,36    5,24   10,49    5,30   10,61    5,36   10,74    5,43    3,91    1,98

  ПС Западная Т-1, Т-3   17,64    8,82   17,94    8,97   18,27    9,13   18,50    9,25   18,71    9,35   18,94    9,47    5,52    1,98

  ПС Западная Т-2        12,91    6,45   13,13    6,57   13,37    6,68   13,53    6,77   13,69    6,84   13,86    6,93    4,02    1,03

  ПС Заовражная Т-2       1,83    0,97    1,86    0,98    1,89    1,00    1,92    1,02    1,94    1,03    1,96    1,04    1,67    0,39

  ПС Студенческая Т-1    10,97    5,49   11,16    5,58   11,36    5,68   11,50    5,75   11,64    5,82   11,78    5,89    6,06    2,27

  ПС Парковая Т-1         2,37    1,18    2,41    1,20    2,45    1,23    2,48    1,24    2,51    1,25    2,54    1,27

  ВЛ 110 кВ Южная-1      52,17   25,60   53,07   26,04   54,03   26,51   54,70   26,84   55,32   27,15   56,00   27,48

  ВЛ 110 кВ Южная-2      57,97   29,15   58,98   29,65   60,04   30,19   60,79   30,57   61,48   30,91   62,24   31,29   54,44   23,49

     Для обеспечения    надежного    электроснабжения    потребителей,
получающих питание от ВЛ 110 кВ Южная-1,  -2,  в ремонтных и аварийных
режимах  необходимы  проведение  мероприятий  по увеличению пропускной
способности данных ВЛ (замена провода,  опор или др.),  новое  сетевое
строительство либо развитие когенерации.
     При большом количестве ПС,  получающих питание от  двухцепной  ВЛ
110 кВ Южная-1,  -2 (девять ПС-110 кВ),  и увеличении количества ТУ на
ТП   в   г.   Чебоксары   оптимальным   решением   является    перевод
электроснабжения  части  ПС  от  ВЛ 110 кВ Южная-1,  -2 с Чебоксарской
ТЭЦ-2 на ПС Катраси с разрезанием ВЛ 110 кВ Южная-1, -2 между ПС Южная
и ПС Кировская и восстановлением ВЛ 110 кВ Чапаевская-2.
     С целью разгрузки ВЛ 110 кВ Южная-1, -2 планируются строительство
ОРУ  110  кВ Коммунальная с заходом ВЛ 110 кВ Южная-1,  -2,  ВЛ 110 кВ
Лапсары-1,  -2, ВЛ 110 кВ Чапаевская-2 и разрезание ВЛ 110 кВ Южная-1,
-2 между отпайками на ПС 110 кВ Южная и ПС 110 кВ.

          V. Основные направления развития электроэнергетики
                         Чувашской Республики

     За период с 2010 по 2013 год в энергосистеме Чувашской Республики
произошел ряд изменений в инфраструктуре электрических сетей 6-110 кВ,
вызванных реконструкцией трансформаторных подстанций и линий,  а также
выводом   и  вводом  электроустановок  присоединяемых  мощностей.  Эти
мероприятия  обусловили  изменения  в  потреблении  электроэнергии   и
мощности   узлами   электрических   нагрузок  энергосистемы  Чувашской
Республики.
     Указанные обстоятельства  при  корректировке  схемы  и  программы
развития электроэнергетики  республики  на  следующие  5  лет  требуют
значительного  объема  работ  по  сбору  новых и актуализации исходных
данных,  а  также   существенных   уточнений   топологической   модели
энергосистемы   Чувашской   Республики,  включая  построение  ее  схем
замещения для сетей напряжением 110-500 кВ.
     Произошли также     изменения     трансформаторных     мощностей,
подключенных к сетям 6-110 кВ. В связи с этим возникла необходимость в
проведении  серии  дополнительных  расчетов  и  в  тщательном  анализе
установившихся эксплуатационных (нормальных,  ремонтных,  аварийных  и
послеаварийных) режимов.
     Прогнозные расчеты энергопотребления и мощности,  а на их  основе
анализ   перспективных  эксплуатационных  режимов  на  2015-2019  годы
выполнены  для  зимних  максимальных  и  летних  минимальных  нагрузок
энергосистемы Чувашской Республики.  Анализ проведен с целью выяснения
допустимых перетоков мощности по ЛЭП как по условиям нагрева, так и по
пропускной  способности  линий  и других элементов сетей,  а также для
определения коэффициентов загрузки силовых трансформаторов.
     При корректировке  на указанный период ОАО "СО ЕЭС" для Чувашской
Республики были существенно уточнены  прогнозные  значения  спроса  на
электрическую энергию и мощности в энергосистеме Чувашской Республики.
Указанные данные отличаются  от  прогнозов  по  Единой  энергетической
системе  России  и территориям субъектов Российской Федерации согласно
схеме и программе развития Единой  энергетической  системы  России  на
2013-2019  годы,  но  являются  актуальными  и  соответствуют реальной
ситуации в регионе.
     На базе  уточненных  прогнозов  произведена  оценка перспективной
балансовой ситуации  (по  электроэнергии  и  мощности)  на  пятилетний
период.  На  основании  серии  расчетов  осуществлена  также  проверка
достаточности рекомендованных электросетевых  решений  для  устранения
"узких  мест"  в  энергосистеме  Чувашской Республики на среднесрочную
перспективу.  Выполнены расчеты токов короткого трехфазного  замыкания
для  начального момента времени по всем узлам схемы замещения с учетом
сверхпереходных ЭДС и сопротивлений генераторов станций  (Чебоксарская
ГЭС,  ТЭЦ-2  и  ТЭЦ-3)  и  связей с энергосистемами соседних регионов.
Результаты  проведенных  расчетов  токов  КЗ   (короткого   замыкания)
позволяют  осуществить проверку отключающей способности выключателей и
термической и динамической стойкости всех  электрических  аппаратов  и
проводников.
     Энергетическая стратегия Чувашской  Республики  содержит  базовые
цели,   задачи,   приоритеты   и   основные  направления  региональной
энергетической политики в рамках законодательства Российской Федерации
в области энергетики,  которые остаются неизменными.  Основная цель ее
состоит  в  повышении   надежности,   устойчивости   и   эффективности
функционирования энергетического комплекса республики.  Энергетическая
стратегия Чувашской Республики предусматривает снижение  себестоимости
производства  электрической  и  тепловой  энергии,  а  также  создание
необходимых условий перехода энергетического комплекса к  выстраиванию
адекватной  и  обоснованной  тарифной политики.  Одной из важных целей
также является  привлечение  инвестиций  для  нового  строительства  и
реконструкции энергетических объектов.
     Решение задачи   по   обеспечению   надежного    функционирования
энергосистемы   Чувашской  Республики  требует  рассмотрения  прогноза
потребления электроэнергии и оценки перспективной балансовой  ситуации
на  том  или  ином  этапе развития и перетоков мощности по ЛЭП.  Важно
определить возможные перспективные перетоки мощности и сравнить  их  с
предельными  по  нагреву  и  пропускной способности линий,  особенно с
межсистемными ЛЭП 110 кВ и выше.  Требуется  также  тщательный  анализ
ряда  нормальных и анормальных эксплуатационных режимов.  Во всех этих
расчетах  в  качестве  контролируемых  величин  должны  использоваться
параметры  режима  (напряжения узлов,  токи ветвей,  потоки мощности в
линиях  связи),  определяющие  физическое   состояние   энергосистемы,
осуществимость,  устойчивость  и  качество  ее  режимов.  Рассчитанные
параметры режимов  необходимо  сравнить  и  с  нормативно  допустимыми
значениями для различных элементов сетей.
     Приоритетными задачами сетевого комплекса энергосистемы Чувашской
Республики  являются  поддержание  на  необходимом  уровне  и развитие
инфраструктуры  (линии,  трансформаторы),  что  обеспечит   надежность
передачи  и  качество  электроэнергии в распределительных сетях.  Доля
распределительных   сетей,   выработавших   свой   нормативный   срок,
составляет   уже  более  60  процентов.  Средний  технический  уровень
установленного  оборудования  в  распределительных  сетях  по   многим
параметрам  соответствует  стандартам 70-х годов прошлого века,  оно к
тому же физически устарело. В связи с этим проблема повышения качества
электроснабжения   конечных  потребителей  (текущих,  новых,  а  также
осуществляющих генерацию электроэнергии в  общую  сеть),  связанная  с
рисками из-за недоотпуска электроэнергии, перерывов электроснабжения и
их длительности, выдвигается на первый план. К тому же с 2017 года все
российские  сетевые компании должны будут обеспечивать сбор информации
о надежности энергосистем и качестве электроснабжения на основе данных
непосредственных измерений и процедуры выборочных аудитов.

             VI. Прогнозы спроса на электрическую энергию
        в энергосистеме Чувашской Республики на 2015-2019 годы

     В табл.  14  приведены  прогнозы   и   годовые   темпы   прироста
потребления  электроэнергии  на  2014-2019 годы по ЕЭС России в целом,
ОЭС Средней Волги и по энергосистеме Чувашской Республики.
     Прогнозное значение  электропотребления   по   России   в   целом
достигнет в 2019 году 1153,6 млрд.  кВт-ч. При этом, по данным схемы и
программы развития Единой энергетической системы России  на  2013-2019
годы,  в среднем по России прогнозируются снижение энергоемкости ВВП к
2020  году  относительно  2010  года   на   26   процентов,   а   рост
производительности  труда в 1,6 раза.  Прогноз спроса на электрическую
энергию по ОЭС  "Средней  Волги",  сформированный  согласно  Стратегии
социально-экономического  развития Приволжского федерального округа на
период  до  2020  года,   утвержденной   распоряжением   Правительства
Российской  Федерации  от 7 февраля 2011 г.  N 165-р,  предусматривает
увеличение электропотребления до 121,3 млрд.  кВт-ч в  2019  году  при
среднегодовых темпах прироста 1,6 процента.
     По оперативным  данным,  объем  электропотребления  в 2013 году в
Чувашской Республике составил 5260,9 млрд.  кВт-ч. Прогнозные значения
электропотребления на территории республики,  приведенные в табл.  14,
представлены в четырех вариантах. Первый вариант прогноза выполнен еще
при    составлении   схемы   и   программы   перспективного   развития
энергосистемы   Чувашской   Республики   в   2010   году   на   основе
математической  обработки  многолетних  статистических данных.  Второй
вариант - новый уточненный прогноз,  выполненный филиалом ОАО "СО ЕЭС"
"Региональное   диспетчерское   управление   энергосистемы   Чувашской
Республики  -  Чувашии"  с  учетом  происшедших  за   последние   годы
изменений.

                                                            Таблица 14

                  Прогноз потребления электроэнергии
          на 2014-2019 годы по ЕЭС России, ОЭС Средней Волги
                 и энергосистеме Чувашской Республики

———————————————————————————|———————————————————————————————————————————————————————————————————————|——————————
                           |            Потребление электроэнергии по годам, млрд. кВт-ч           |  Средне-
                           |————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————|  годовой
                           |  2012  |  2013  |  2014  |  2015  |  2016  |  2017  |  2018  |  2019  | прирост,
                           |        |        |        |        |        |        |        |        |     %
———————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————|——————————
  ЕЭС России                 1016,5   1033,7   1057,1   1080,0   1103,2   1123,6   1139,8   1153,6

  Годовой темп прироста, %     1,64     1,69     2,27     2,17     2,14     1,86     1,44     1,21       1,82

  ОЭС Средней Волги           108,5    110,3    112,5    114,6    116,2    117,9    119,8    121,3

  Годовой темп прироста, %     0,46     1,69     1,98     1,87     1,35     1,47     1,65     1,26       1,61

  Энергосистема Чувашской     5,367    5,261    5,323    5,456    5,623    5,812    6,026    6,229
  Республики (вариант 1)

  Годовой темп прироста, %      1,9    -1,98     1,18     2,40     3,06     3,36     3,69     3,36       2,12

  Энергосистема Чувашской     5,367    5,261    5,625    5,729    5,833    5,933    6,027    6,124
  Республики (вариант 2)

  Годовой темп прироста, %      1,9    -1,98     6,92     1,85     1,82     1,71     1,58     1,61       1,93

  Энергосистема Чувашской     5,367    5,261    5,572    5,669    5,758    5,862    5,946    6,036
  Республики (вариант 3)

  Годовой темп прироста, %      1,9    -1,98     5,91     1,74     1,56     1,81     1,43     1,51       1,74

  Энергосистема Чувашской     5,367    5,261    5,319    5,333    5,362    5,354    5,358    5,362
  Республики (вариант 4)

  Годовой темп прироста, %      1,9    -1,98     1,10     0,26     0,54    -0,15     0,07     0,07       0,23

     Среднегодовой прирост  потребления  электроэнергии планируется на
уровне 1,84 процента,  а объем электропотребления в 2019  году  должен
достичь   6,229   млн.   кВт-ч.   Третий  вариант  прогноза  предложен
представителями ФГБОУ ВПО "Чувашский государственный университет имени
И.Н.Ульянова"  с  учетом показателей прогноза электропотребления и его
годовых приростов по ОЭС Средней Волги на период  2013-2019  годов,  а
также  с  учетом  внедрения  энергосберегающих  мероприятий и снижения
энергоемкости производств на территории Чувашской Республики.
     Вместе с  тем  следует  подчеркнуть,  что  все  варианты прогноза
электропотребления схожи. Так, первый и второй варианты практически не
отличаются  по  своим значениям в 2018 году.  Второй и третий варианты
прогноза отличаются от первого варианта тем,  что более высокие  темпы
прироста   электропотребления  по  первому  варианту  планировались  в
Чувашской Республике на период 2016-2018 годов,  а по ним  планируются
на период до 2016 года. Согласно четвертому варианту в 2015-2019 годах
значительного повышения потребления энергии и мощности  не  ожидается.
Следует отметить,  что среднегодовой прирост потребления электрической
энергии по третьему  варианту  совпадает  с  общероссийским  значением
этого показателя.
     Прогнозные характеристики        регионального        потребления
электроэнергии  во  всех  трех  вариантах  прогноза построены пока без
учета строительства высокоскоростной железнодорожной магистрали Москва
-  Казань,  тяговые  нагрузки  которой  на территории республики могут
оказаться существенными.  Однако  корректировку  электропотребления  с
учетом строительства можно будет осуществить на этапе разработки схемы
и  программы  перспективного  развития   электроэнергетики   Чувашской
Республики на 2016-2020 годы.
     С прогнозом   электропотребления   тесно   связан    и    прогноз
максимальных электрических нагрузок энергосистемы Чувашской Республики
на последующие годы. В табл. 15-18 приведены прогнозные характеристики
регионального  электропотребления,  а также максимальные собственные и
совмещенные  значения  мощности  и  времени   максимальных   нагрузок.
Прогнозные   характеристики   представлены   для   предложенных   трех
вариантов.

                                                            Таблица 15

     Прогнозные характеристики электропотребления и максимальной
             мощности энергосистемы Чувашской Республики
                  на 2014-2018 годы (первый вариант)

———————————————————————————|————————————|—————————————————————————————————————————————————
                           |   Единица  |                     Прогноз
                           |  измерения |—————————|—————————|—————————|—————————|—————————
                           |            | 2014 г. | 2015 г. | 2016 г. | 2017 г. | 2018 г.
———————————————————————————|————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————
  Электропотребление         млн. кВт-ч     5323      5456      5623      5812      6026

  Максимальная собственная       МВт         912       940       979      1011      1047
  мощность, Pmax

  Время Тmax                    ч/год       5836      5804      5743      5748      5755

  Максимальная совмещенная       МВт         894       921       959       991      1026
  мощность, Pсовм., max

  Время Тсовм., max             ч/год       5877      5923      5861      5866      5872


                                                            Таблица 16

     Прогнозные характеристики электропотребления и максимальной
    мощности энергосистемы Чувашской Республики на 2014-2018 годы
                           (второй вариант)

———————————————————————————|————————————|—————————————————————————————————————————————————
                           |   Единица  |                     Прогноз
                           |  измерения |—————————|—————————|—————————|—————————|—————————
                           |            | 2014 г. | 2015 г. | 2016 г. | 2017 г. | 2018 г.
———————————————————————————|————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————
  Электропотребление         млн. кВт-ч      5625      5729      5833      5933      6027

  Максимальная собственная       МВт          964       988      1016      1032      1048
  мощность, Pmax

  Время Тmax                    ч/год        5835      5798      5741      5749      5751

  Максимальная совмещенная     МВт  б         945       968       996      1011      1027
  мощность, Pсовм., max

  Время Тсовм., max             ч/год        5954      5917      5857      5866      5868


                                                            Таблица 17

     Прогнозные характеристики электропотребления и максимальной
    мощности энергосистемы Чувашской Республики на 2014-2018 годы
                           (третий вариант)

———————————————————————————|————————————|—————————————————————————————————————————————————
                           |   Единица  |                     Прогноз
                           |   измере-  |—————————|—————————|—————————|—————————|—————————
                           |     ния    | 2014 г. | 2015 г. | 2016 г. | 2017 г. | 2018 г.
———————————————————————————|————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————
  Электропотребление         млн. кВт-ч     5572      5669      5758      5862      5946

  Максимальная собственная       МВт         955       976       994      1016      1033
  мощность, Pmax

  Время Тmax                    ч/год       5836      5804      5793      5768      5755

  Максимальная совмещенная       МВт         936       957       974       996      1012
  мощность, Pсовм., max

  Время Тсовм., max             ч/год       5953      5923      5911      5886      5875

                                                            Таблица 18

       Прогноз потребления электрической мощности на территории
               Чувашской Республики (четвертый вариант)

———————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————
                       | 2014 г. | 2015 г. | 2016 г. | 2017 г. | 2018 г. | 2019 г.
———————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————
  Зимний максимум, МВт     931       934       935       936       937       937

  Летний максимум, МВт     636       638       639       639       640       640

     Четвертый вариант  прогноза  электропотребления   разработан   на
основе  данных  системного  оператора  2014  года.  Из  этого прогноза
следует,  что системный оператор не  ожидает  значительного  повышения
потребления энергии и мощности в период 2015-2019 годов.
     На рис.  4 и 5 приведены графики,  отражающие динамику  изменения
максимальных    собственных    и    совмещенных   активных   мощностей
энергосистемы Чувашской Республики для рассматриваемых трех  вариантов
прогноза.
     В качестве основного рекомендуется принять четвертый вариант и по
нему вести все режимные расчеты на перспективу.

              [Рисунок в электронном виде не приводится,
                      смотри бумажный документ]

      Рис. 4. Прогнозные изменения значений потребления мощности
           энергосистемой Чувашской Республики (3 варианта)


              [Рисунок в электронном виде не приводится,
                      смотри бумажный документ]

        Рис. 5. Прогнозные значения потребления электроэнергии
           энергосистемой Чувашской Республики (3 варианта)

     Для оценки балансной ситуации в табл.  19 приводится информация о
потреблении и выработке электроэнергии  станциями,  расположенными  на
территории Чувашской Республики, за последние 10 лет.

                                                            Таблица 19

           Потребление и выработка электроэнергии за 10 лет

                                                          (млн. кВт-ч)

——————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————|——————|——————|——————|——————
  Наименование параметров |  2004  |  2005  |  2006  |  2007  |  2008  |  2009  | 2010 | 2011 | 2012 | 2013
——————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————|——————|——————|——————|——————
  Потребление               4753,4   4988,7   4917,3   4917,3   4951,7   4216,7     49   4923   5030   5261

  Производство                5149     4712     4812     4753     5127     4716   4871   5012   4957   4961

  в том числе:

  на ТЭЦ                      2239     2562     2662     2725     2879     2426   2715   2290   2750   2750

  на ГЭС                      2910     2150     2150

     На основе  прогнозных  данных  составлены  региональные структуры
перспективных  балансов  мощности  и  электроэнергии,  которые   вошли
составной  частью  в  схему и программу развития Единой энергетической
системы России на 2013-2019 годы.  Эти структуры отражены в табл. 20 и
21.

                                                            Таблица 20

        Региональная структура перспективных балансов мощности
         с учетом высокой вероятности ввода на 2013-2019 годы

                                                                 (МВт)

—————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————
             Энергосистема           |  2012  |  2013  |  2014  |  2015  |  2016  |  2017  |  2018  |  2019
         Чувашской Республики        |  отчет |  факт  |        |        |        |        |        |
—————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————
  Потребность (собственный максимум)      936    873,9      931      934      935      936      937      937

  Покрытие (установленная мощность)    2186,0   2186,0   2225,9   2225,9   2225,9   2225,9   2225,9   2225,9

  в том числе:

  АЭС                                     0,0      0,0      0,0      0,0      0,0      0,0      0,0      0,0

  ГЭС                                  1370,0   1370,0   1370,0   1370,0   1370,0   1370,0   1370,0   1370,0

  ТЭС                                   816,0    816,0    855,9    855,9    855,9    855,9    855,9    855,9

  ВИЭ                                     0,0      0,0      0,0      0,0      0,0      0,0      0,0      0,0

                                                            Таблица 21

            Региональная структура перспективных балансов
       электрической энергии энергосистемы Чувашской Республики

                                                         (млрд. кВт-ч)

—————————————————————————————————————————|——————|———————|————————|———————|———————|———————|———————|———————
               Энергосистема             | 2012 |  2013 |  2014  |  2015 |  2016 |  2017 |  2018 |  2019
           Чувашской Республики          |      |       |        |       |       |       |       |
—————————————————————————————————————————|——————|———————|————————|———————|———————|———————|———————|———————
  Потребность (потребление электрической    5,4   5,261    5,319   5,333   5,362   5,354   5,358   5,362
  энергии)

  Покрытие (производство электрической      5,2   4,961    4,905   5,153   5,161   5,189   5,209   5,393
  энергии)

  в том числе:

  АЭС                                       0,0     0,0      0,0     0,0     0,0     0,0     0,0     0,0

  ГЭС                                       2,2   2,100    2,100   2,100   2,100   2,100   2,100   2,100

  ТЭС                                       2,9   2,717    2,805   3,053   3,061   3,089   3,109   3,293

  ВИЭ                                       0,0     0,0      0,0     0,0     0,0     0,0     0,0     0,0

  Сальдо перетоков электрической энергии    0,2     0,3   -0,414    0,18   0,201   0,165   0,149   -0,03

     В табл.  22-24  отражен  баланс мощности на 2012 год и пятилетний
период 2014-2018  годов  для  энергосистемы  на  основании  прогнозных
расчетов зимних и летних уточненных электрических нагрузок.

                                                            Таблица 22

           Поступление и потребление мощности по территории
             Чувашской Республики (зима, лето 2012 года)

                                                                 (МВт)

——————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————————
        Виды поступления и потребления мощности       |    Активная мощность
                                                      |————————————|————————————
                                                      | 19.12.2012 | 20.06.2012
——————————————————————————————————————————————————————|————————————|————————————
  Выработка собственными станциями                          744,00       709,00
  Поступление от других энергосистем                        340,20       122,70
  Поступление, всего                                       1084,20       831,70
  Отпуск собственным потребителям от ПС энергосистемы       869,57       616,16
  Чувашской Республики с учетом потребления
  ПС Ядрин и ПС Хмельмаш
  Потери мощности в сети 110-500 кВ                          26,53        21,99
  Отпуск собственным потребителям с учетом потерь            896,1       638,15
  мощности в сети классов напря-
  жения 110-500 кВ
  Отпуск другим энергосистемам                              188,10       193,55
  Отпуск, всего                                            1084,20       831,70

  Примечания. 1. Поступление от других энергосистем:

                   Наименование узла                    19.12.2012   20.06.2012

  Помары 500 кВ                                             163,60            -
  Нижегородская 500 кВ                                      133,00        74,60
  Тюрлема 220 кВ                                             37,00        44,00

                   2. Потребление ПС:

                   Наименование узла                    19.12.2012   20.06.2012

  Ядрин 110 кВ                                                5,40         3,30
  Хмельмаш 110 кВ                                             1,20         0,80

            3. Отпуск другим энергосистемам:

                   Наименование узла                    19.12.2012   20.06.2012

  Помары 500 кВ                                                  -        54,00
  Буинск (Татарстан)                                         30,10        17,20
  на Еласы                                                   19,60         5,75
  на Чигашево 220 кВ                                         78,00        83,00
  на Студенец 220 кВ                                         48,40        15,60
  на Кокшайск 110 кВ                                         12,00        18,00


                                                            Таблица 23

    Баланс активной мощности в энергосистеме Чувашской Республики
     в режиме зимних максимальных нагрузок 2012, 2014-2018 годов

                                                                 (МВт)

———————————————————————————————————————————————————————————|———————————————————————————————————————————————————————————
           Виды поступления и потребления мощности         |                 Активная мощность по годам
                                                           |—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————
                                                           |   2012  |   2014  |   2015  |   2016  |   2017  |   2018
———————————————————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————
  Поступление, всего                                         1084,20   1148,04   1172,16   1193,15   1209,25   1232,39

  Поступление от других энергосистем                          340,20    404,04    428,16    449,15    465,25    488,39

  Выработка собственными станциями                            744,00    744,00    744,00    744,00    744,00    744,00

  Отпуск, всего                                              1084,20   1148,04   1172,16   1193,15   1209,25   1232,39

  Отпуск собственным потребителям от ПС энергосистемы         869,57    931,57    954,88    981,86    997,33   1012,82
  Чувашской Республики с учетом потребления ПС Ядрин и ПС
  Хмельмаш

  Отпуск другим энергосистемам                                188,10     188,1     188,1     188,1     188,1     188,1

  Потери мощности в сети 110-500 кВ                            26,53     28,37     29,18     30,19     30,82     31,47

  Отпуск собственным потребителям с учетом потерь мощности    896,25    959,94    984,06   1012,05   1028,15   1044,29
  в сети классов напряжения 110-500 кВ

     Примечания.
     1. Расчеты режимов зимних максимальных нагрузок в 2014-2018 годах
выполнены с учетом прогноза потребления мощности (табл. 20). Выработка
собственными  станциями  и  отпуск  другим  энергосистемам в 2014-2018
годах оставлены на уровне 2012 года.
     2. Отпуск другим энергосистемам:  Буинск - 30,10 МВт;  на Еласы -
19,60 МВт; на Чигашево 220 кВ - 78,00 МВт; на Студенец - 48,40 МВт; на
Кокшайск - 12,00 МВт.


                                                            Таблица 24

    Баланс активной мощности в энергосистеме Чувашской Республики
     в режиме летних максимальных нагрузок 2012, 2014-2018 годов

                                                                 (МВт)

———————————————————————————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————————————————————
           Виды поступления и потребления мощности         |              Активная мощность по годам
                                                           |————————|————————|————————|————————|————————|————————
                                                           |  2012  |  2014  |  2015  |  2016  |  2017  |  2018
———————————————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————
  Поступление, всего                                         831,70   876,97   893,60   913,33   924,78   936,31

  Поступление от других энергосистем                         122,70   167,97   184,60   204,33   215,78   227,31

  Выработка собственными станциями                           709,00   709,00   709,00   709,00   709,00   709,00

  Отпуск, всего                                              831,70   876,97   893,60   913,33   924,78   936,31

  Отпуск собственным потребителям от ПС энергосистемы        616,16   660,22   676,30   695,31   706,30   717,33
  Чувашской Республики с учетом потребления ПС Ядрин и ПС
  Хмельмаш

  Отпуск другим энергосистемам                               193,55   193,55   193,55   193,55   193,55   193,55

  Потери мощности в сети 110-500 кВ                           21,99    23,20    23,75    24,47    24,93    25,43

  Отпуск собственным потребителям с учетом потерь мощности   638,15   683,42   700,05   719,78   731,23   742,76
  в сети классов напряжения 110-500 кВ

     Примечания.
     1. Расчеты режимов зимних максимальных нагрузок в 2014-2018 годах
выполнены с учетом прогноза потребления мощности (табл. 20). Выработка
собственными станциями и  отпуск  другим  энергосистемам  в  2014-2018
годах оставлены на уровне 2012 года.
     2. Отпуск другим энергосистемам:  Помары 500 - 54 МВт;  Буинск  -
17,20  МВт;  на Еласы - 5,75 МВт;  на Чигашево 220 кВ - 83,00 МВт;  на
Студенец - 15,60 МВт; на Кокшайск - 18,00 МВт. .

     Следует отметить,   что   расчеты   режимов  зимних  максимальных
нагрузок в 2015-2019 годах выполнены  с  учетом  прогноза  потребления
мощности (табл.  20). Выработка собственными станциями и отпуск другим
энергосистемам в 2015-2019 годах оставлены на уровне 2013 года.
     На графиках  (рис.  6)  представлена  динамика  изменения баланса
мощности в виде кривых мощности поступления (1), поступления от других
энергосистем   (2),   выработки   станциями  на  территории  Чувашской
Республики  (3),  отпуска  другим   энергосистемам   (4)   и   отпуска
собственным потребителям (5).


              [Рисунок в электронном виде не приводится,
                      смотри бумажный документ]

                Рис. 6. Динамика изменения поступления
                   и потребления активной мощности
                 в энергосистеме Чувашской Республики
                в режиме зимних максимальных нагрузок
                        2012, 2014-2018 годов

     На основе представленных балансов можно сделать следующие выводы:
     1) объем  потребления  электроэнергии  энергосистемой   Чувашской
Республики  уменьшился  в  2013  году  относительно  2012 года на 1,98
процента и составил 5261 млн.  кВт-ч.  Показатель абсолютного снижения
за  2013 год (106 млн.  кВт-ч) отражает сложившиеся тенденции развития
экономики региона;
     2) общий   спрос   на   электрическую  энергию  по  энергосистеме
Чувашской  Республики  к  концу  прогнозного  периода  в   2019   году
оценивается на уровне 5362 млн.  кВт-ч,  что на 101 млн.  кВт-ч больше
объема электропотребления в 2013 году.  За пятилетний период ожидается
рост  электропотребления  на 0,81 процента (согласно прогнозным данным
электропотребление  в  энергосистеме  Чувашской  Республики  останется
практически на одном уровне);
     3) перспективное  значение  максимальной  нагрузки  энергосистемы
Чувашской Республики к 2019 году ожидается на уровне 937 МВт.

                 VII. Расчеты и анализ режимов работы
                  энергосистемы Чувашской Республики

     Разработка топологической    модели    энергосистемы    Чувашской
Республики
     Исходные данные,  необходимые   для   разработки   топологической
модели,  расчета  и  анализа  режимов  работы  энергосистемы Чувашской
Республики, получены от следующих организаций: АУ Чувашской Республики
"Центр    энергосбережения    и    оказания    содействия   программам
реформирования жилищно-коммунального хозяйства" Минстроя Чувашии;  ОАО
"МРСК  Волги"  -  "Чувашэнерго";  филиал  ОАО ФСК ЕЭС "Средне-Волжское
предприятие магистральных электрических сетей";  филиал  "Марий  Эл  и
Чувашии" ОАО "ТГК-5"; филиал ОАО "РусГидро" - "Чебоксарская ГЭС".
     Топологическая модель    энергосистемы    Чувашской    Республики
разработана   на   основе  нормальных  схем  электрических  соединений
объектов электроэнергетики,  входящих в операционную зону филиала  ОАО
"СО   ЕЭС"   "Региональное   диспетчерское   управление  энергосистемы
Чувашской  Республики  -   Чувашии".   Ветви   модели   нумеруются   в
соответствии с классификацией, представленной в табл. 25.

                                                            Таблица 25

                     Классификация подразделений

——————————————|—————————————————————————————————————————————————————————————————————
  Номер ветви |                      Наименование подразделения
——————————————|—————————————————————————————————————————————————————————————————————
  1000-1999     Алатырское производственное отделение

  2000-2999     Северное производственное отделение

  3000-3999     Южное производственное отделение

  4000-4999     филиал ОАО ФСК ЕЭС "Средне-Волжское предприятие
                магистральных электрических сетей"

  5000-5999     филиал "Марий Эл и Чувашии" ОАО "ТГК-5"

  6000-6999     филиал ОАО "РусГидро" - "Чебоксарская ГЭС"

  7000-7999     ведомственные подстанции

  8000-8999     ОАО "МРСК Волги" - "Чувашэнерго" (Межрегиональная распределительная
                сетевая компания Волги)

     В топологической   модели   все   элементы   классифицированы  по
признакам (табл. 26).


                                                            Таблица 26

                 Классификация элементов по признакам

———————————————————————|—————————————————————
  Класс напряжения, кВ |   Признак элемента
                       |—————|———————————————
                       | ЛЭП | трансформатор
———————————————————————|—————|———————————————
          500,0           1          2

          220,0           3          4

          110,0           5          6

     Параметры схемы  замещения  элементов   энергосистемы   Чувашской
Республики  рассчитываются по паспортным данным линий электропередачи,
трансформаторов и автотрансформаторов классов напряжения 110-500 кВ.
     Параметрами схемы  замещения  элементов  энергосистемы  Чувашской
Республики являются значения сопротивления  и  проводимости.  Для  ЛЭП
напряжением   110-500   кВ  применена  однолинейная  П-образная  схема
замещения,  для двухобмоточных трансформаторов  -  Г-образная,  а  для
трехобмоточных  трансформаторов  и  автотрансформаторов  - трехлучевая
звезда.
     Значение активного    погонного    сопротивления   проводов   ЛЭП
принимается  в  соответствии  с  данными   справочной   литературы   и
откорректировано         для         зимнего        (Термодинамическая
температура(Тдt)i=-5°C)       и       летнего       (Термодинамическая
температура(Тдt)i=+25°C) периодов по формуле

     rТдti = rт(1 + 0,004 (Тдti - 20)),

     где:
     rТдti - активное сопротивление при температуре tti;
     rт -  активное  сопротивление  при  температуре  +20°C (табличное
значение).

     Для этих же значений температур корректируются значения длительно
допустимых токов по условию нагрева.

                          Тдtд.д. - Тдti
     IдТдti = Iд.д корень --------------,
                          Тдtд.д. - Тдtт

     где:
     IдТдti -  длительно  допустимый   ток   при   любой   температуре
окружающей среды tti;
     Iд.д - длительно допустимый ток при температуре окружающей  среды
+25°C;
     Тдtд.д -  предельно  допустимая   температура   нагрева   провода
(+70°C);
     Тдtт - температура окружающей  среды  (+25°  C),  при  которой  в
справочной литературе приводится значение Iд.д.

     Индуктивное погонное сопротивление  Xo,  Ом•км-1,  провода  одной
фазы  ЛЭП,  имеющей  транспозицию  проводов и выполненной проводами из
цветного металла, рассчитывается по формуле

     Xо = 0,1445 x lg(Dc.г : Rпр) + 0,0157,

     где:
     Dс.г - среднее геометрическое расстояние между проводами фаз ЛЭП;
     Rпр - радиус провода.

     Активная проводимость   воздушных   ЛЭП   эквивалентирует  потери
активной мощности, зависящие от погодных условий дельта P пог.усл : на
ионизацию  воздуха  (потери на корону дельта Pкор в линиях напряжением
110 кВ и выше);  от токов утечки по изоляторам  ВЛ  дельта  Pт.у  (при
напряжении  6  кВ  и выше);  на плавку гололедно-изморозевых отложений
дельта Pп.г•

     Погонная активная проводимость go рассчитывается по формуле
                                                        2
     go = (АPкор.о + дельта Pт.у.о + дельта Pп.г.о ) : U ном,

     где:
     Uном - номинальное напряжение ЛЭП (класс напряжения).

     Зарядная мощность  ЛЭП  эквивалентируется  реактивной (емкостной)
                                                                   -1
проводимостью b.   Погонная   реактивная   проводимость   bo,   См•км,
рассчитывается для воздушных ЛЭП напряжением 110 кВ и выше по формуле
                   -6
     bo = 7,58 x 10  : lg(Dc.г : Rпр).

     Комплексные сопротивление и проводимость  ЛЭП  рассчитываются  по
формулам:

     Z = (ro + jxo) х L = r + jx,
     -
     Y = (go + jbo) x L = g + jb,
     -

     где:
     L - длина ЛЭП, км.

     Расчет сопротивлений  переменному  току  обмоток  двухобмоточного
трехфазного трансформатора осуществляется по формулам:
     активное
                          2         2
     rт(в) = дельта Pк х Uном.в  : Sном;

     полное
                   2
     Zт(в) = Uк х Uном.в : (100 х Sном);

     реактивное
                     2       2
     Хт(в) = корень Zт(в) - rт(в).

     Если схема    замещения    двухобмоточного    трансформатора    с