Постановление Кабинета Министров Чувашской Республики от 28.05.2014 № 188

расщеплением вторичной обмотки на две ветви представляется  двулучевой
звездой, то значения их сопротивления равны:

     Z1(в) = Z2(в) = 2Zт(в).
     -       -        -
     Проводимости схемы замещения трансформатора:
     активная
                          2
     gт(в) = дельта Рх : Uном.в,

     реактивная
                          2                           2
     bт(в) = дельта Qx : Uном.в = Ix x Sном : (100 х Uном.в).

     Наименования узлов  схемы   замещения   элементов   энергосистемы
Чувашской  Республики  представлены  в  приложении N 2 и соответствуют
наименованиям    объектов    энергосистемы    Чувашской    Республики.
Топологические   модели   схемы   замещения   энергосистемы  Чувашской
Республики  разработаны  для  зимнего  (приложение  N  3)  и   летнего
(приложение  N 4) периодов.  В приложении N 5 приведена топологическая
модель схемы  замещения  энергосистемы  Чувашской  Республики  зимнего
периода  для  расчета  токов  трехфазного короткого замыкания с учетом
генераторов Чебоксарской ГЭС,  Чебоксарской ТЭЦ-2  и  Новочебоксарской
ТЭЦ-3 и нагрузок, мощность которых больше 10 МВ А.
     Для расчета установившихся нормальных,  послеаварийных режимов  и
токов   короткого   замыкания   применялись   программные   комплексы,
разработанные на  кафедре  электроснабжения  промышленных  предприятий
ФГБОУ ВПО "Чувашский государственный университет имени И.Н.Ульянова":
     "NADEGDA" - для расчета установившихся режимов,  структуры потерь
мощности  и  электроэнергии  в сложно замкнутых электрических системах
(свидетельство о  государственной  регистрации  программы  для  ЭВМ  N
2010614486 от 8 июля 2010 г.);
     "TKZFAC" -  для  расчета  действующего   значения   периодической
составляющей  тока  трехфазного  короткого  замыкания  в электрических
системах (свидетельство о государственной  регистрации  программы  для
ЭВМ N 2010614291 от 2 июля 2010 г.).
     Расчеты и последующий их анализ выполнены  ФГБОУ  ВПО  "Чувашский
государственный университет имени И.Н.Ульянова".

     Анализ основных режимов работы энергосистемы Чувашской Республики
по данным зимнего и летнего максимумов нагрузок 2013 года
     Анализ потокораспределения в электрической сети  110  кВ  и  выше
энергосистемы  Чувашской  Республики  выполнен  по  фактическим данным
зимнего и летнего максимумов электрических нагрузок 2012 года, которые
не претерпели каких-либо существенных изменений в 2013 году.
     Полная информация о расчетах режимов представлена в приложениях N
6-9.
     В табл.  27 приведены результаты расчетов значений  напряжений  в
контрольных  узлах  энергосистемы  Чувашской  Республики для основного
режима  максимальных  нагрузок  (18  декабря  2013   г.).   Полученные
результаты  максимально  совпадают  с  данными  филиала  ОАО  "СО ЕЭС"
"Региональное   диспетчерское   управление   энергосистемы   Чувашской
Республики  -  Чувашии".  Ветви  модели  нумеруются  в  соответствии с
классификацией, представленной в табл. 25.
     В табл.  27  приведены  значения  потоков  активной  и реактивной
мощности в контрольных узлах энергосистемы  Чувашской  Республики  (18
декабря  2013 г.).  Расчеты выполнены по уточненным нагрузкам для двух
вариантов,  когда батареи статических конденсаторов  (БСК)  в  Алатыре
включены   и   когда   они   отключены.  Реактивная  мощность  батарей
статических конденсаторов составляет  QБСК=35,71  МВАр.  Сравнительный
анализ полученных результатов показывает высокую степень совпадения их
с данными филиала ОАО "СО ЕЭС" "Региональное диспетчерское  управление
энергосистемы  Чувашской  Республики  - Чувашии".  Однако в ряде узлов
из-за уточнения нагрузок вычисленные значения  напряжения  отличаются.
Например,  для  узла  332  "Тюрлема  шины 110" - на 3,6 процента и 100
"Заволжская  шины  110"  -  на  1,65  процента.  Подчеркнем,  что   на
расхождения  в расчетах может влиять выбор балансного узла,  что имеет
место  в  конкретном  случае,  поскольку  от  этого   выбора   зависит
распределение реактивных мощностей в системе.

                                                            Таблица 27

            Напряжения в контрольных узлах схемы замещения
               в основном режиме максимальных нагрузок
                      (18 декабря 2013 г., 9 ч)

——————————————————————————————————————————|————————————————————————————
            Узел схемы замещения          |       Напряжение, кВ
————————|—————————————————————————————————|————————————————|———————————
  номер |           наименование          |    по данным   | расчетное
        |                                 | Чувашского РДУ |
————————|—————————————————————————————————|————————————————|———————————
    7     Абашево Т-1 1с 220,0                  232,02         231,75
    8     Чебоксарская ТЭЦ-2 СШ 220,0            230,7         231,22
    9     Чебоксарская ТЭЦ-2 СШ 110,0           117,42         117,00
    27    Южная Т-1 110,0                       116,51         116,25
    38    Южная Т-2 110,0                       116,51         116,09
    60    Новая Т-1 110,0                       116,61         116,72
    64    Кугеси Т-1 110,0                      116,82         116,56
    78    Новочебоксарская ТЭЦ-3 СШ 110,0       117,52         117,55
   100    Заволжская шины 110,0                 113,92         113,98
   146    Катраси шины 110,0                    113,71         114,38
   165    Абашево Т-2 2с 220,0                  231,19         231,01
   226    Кугеси Т-2 110,0                      116,79         116,51
   278    Абашево 3с Т-3 220,0                  231,19         231,02
   300    Канаш СШ 110,0                        115,16         115,42
   305    Канаш 1СШ 220,0                       227,01         227,01
   332    Тюрлема СШ 110,0                       112,0         113,66
   440    Тюрлема АТ-2 2с 220,0                 227,72         223,52
   441    Тюрлема АТ-1 1с 220,0                 227,72         223,51
   443    Помары ГР 220,0                       224,48         221,69
   500    Алатырь СШ 110,0                      112,42         113,26
   541    Венец СШ 110,0                        117,27         119,07
   649    Венец АТ1 220,0                       227,27         228,32
   650    Чебоксарская ГЭС 1СШ 220,0            232,32         232,27
   3003   Чебоксарская ГЭС СШ 500,0             511,04         511,46

     В табл.  28  приведены  значения  потоков  активной  и реактивной
мощности  в  контрольных  ветвях  энергосистемы  для  указанных   двух
вариантов  расчета  и дано сравнение их с данными филиала ОАО "СО ЕЭС"
"Региональное   диспетчерское   управление   энергосистемы   Чувашской
Республики   -   Чувашии".   Некоторые  незначительные  расхождения  в
значениях потокораспределения по отдельным ветвям объясняются неполным
соответствием  заданных  ранее  и  уточненных нагрузок узлов.  Следует
отметить  положительное   влияние   включенных   батарей   статических
конденсаторов  в  Алатыре  на режим реактивных нагрузок и на повышение
напряжения в узлах,  удаленных от источников  питания,  находящихся  в
Чебоксарах. Отметим также, что в нынешних рыночных условиях отсутствия
платы  за  реактивную   мощность   комплексная   задача   экономичного
распределения  активных  и  реактивных  мощностей  в энергосистемах не
находит  своего  разрешения,  что  влечет  за   собой   нерациональное
распределение  реактивной мощности и рост потерь электроэнергии.  Рост
потерь связан со снижением напряжения в узлах потребления значительных
реактивных мощностей, например на преобразовательных подстанциях Венец
и Тюрлема.

                                                            Таблица 28

            Мощности в контрольных ветвях схемы замещения
                  в основном режиме зимних нагрузок
                      (18 декабря 2013 г., 9 ч)

————————|——————————————————————————————————————————|———————————————————————————————
  Номер |      Номера узлов (их наименования),     |         Мощность, МВА
  ветви |     между которыми расположена ветвь     |———————————————|———————————————
        |                                          | по данным РДУ |   расчетная
————————|——————————————————————————————————————————|———————————————|———————————————
   4300   650 Чебоксарская ГЭС 1СШ 220,0               70,2-j5,1      60,13-j1,25
          525 Абашево отпайка на 1с 220,0

   4301   525 Абашево отпайка на 1с 220,0              46,0-j2,4      47,73+j5,77
          649 Венец АТ-1 220,0

   1020   572 Саланчик Т-1 110,0                       -3,0-j14,4     -3,66-j16,47
          541 Венец шины 110,0

   1051   541 Венец шины 110,0                         17,8+j2,7      16,60+j5,64
          539 Алгаши Т-1, Т-2 110,0

   1079   544 Ответвление на Шумерля Т-2 110,0         -6,0-j5,3      -6,05-j7,10
          541 Венец шины 110,0

   4336   649 Венец АТ-1 220,0                         45,5+j8,4      47,16+j9,88
          648 Венец АТ-1 нейтраль 220,0

   2000   146 Катраси шины 110,0                        8,3-j6,9       6,05-j9,16
          100 Заволжская шины 110,0

   4306   621 ЧГЭС выключатель на Тюрлема 220,0        33,9+j18,7     33,14+j42,82
          441 Тюрлема АТ-1 1с 220,0

   4308   650 Чебоксарская ГЭС 1СШ 220,0               22,4+j63,5     21,86+j54,72
          8 ТЭЦ-2 шины 220,0

   2051   9 ТЭЦ-2 СШ 110,0                             54,8+j22,2     53,19+j22,70
          47 BHИИP T-2 110,0

   2075   60 Новая Т-1 110,0                           45,0+j1,2      48,44-j0,26
          146 Катраси шины 110,0

   2080   78 ТЭЦ-3 шины 110, Химпром 110,0             58,0+j8,2      59,96+j4,51
          60 Новая Т-1 110,0

   2184   33 Студенческая 110 2с                           -          -8,73-j3,51
          146 Катраси 110

   2199   146 Катраси шины 110,0                       15,5-j7,0      14,61-j10,32
          177 Моргауши шины 110,0

   2261   139 Аликово Т-2 110,0                        -1,3-j14,0     -0,61-j16,61
          541 Венец шины 110,0

   4302   650 Чебоксарская ГЭС 1СШ 220,0              114,9+j19,2    125,66+j16,73
          358 Абашево отпайка 3с 220,0

   4305   650 Чебоксарская ГЭС 1СШ 220,0               75,6+j15,9     74,96+j16,92
          305 Канаш 1СШ на Студенческая-1 220,0

   3047   332 Тюрлема 110,0                            14,8-j14,7     16,03-j3,26
          317 Урмары Т-2 110,0

   4303   358 Абашево отпайка 3с 220,0                 66,9+j19,2     64,88+j16,69
          445 Канаш 2СШ на Студенческая-2 220,0

   6001   3003 Чебоксарская ГЭС шины 500,0            117,9+j52,7    123,41+j56,28
          2 ГЭС АТ-1 нейтраль

   6009   3003 Чебоксарская ГЭС шины 500,0            118,7+j52,9    112,74+j51,46
          272 Чебоксарская ГЭС АТ-2 нейтраль 500,0

   5261   8 ТЭЦ-2 шины 220,0                           22,1+j61,4     22,41+j55,32
          249 ТЭЦ-2 АТ-1 нейтраль 110,0

   5264   8 ТЭЦ-2 шины 220,0                           22,4+j62,8     21,65+j54,38
          247 ТЭЦ-2 АТ-2 нейтраль 220,0

   4266   3003 Чебоксарская ГЭС шины 500,0             17,0-j37,9     17,23-j37,77
          651 Помары ГР опора 152 500,0

   4351   621 Чебоксарская ГЭС выключатель             22,4+j63,5     22,63+j55,61
          на Тюрлема 220,0
          8 ТЭЦ-2 шины 220,0

     В табл.  29  перечислены  трансформаторы,  коэффициенты  загрузки
которых превышают значение 0,7 (Кз " 0,7).
     В табл. 30 дан перечень линий, расчетный ток в которых составляет
более 60 процентов от длительно допустимых токов (Iдл. доп) этих линий
при   отключении   БСК   в  Алатыре.  Из  нее  видно,  что  критически
загруженными линиями напряжением 110 кВ по току являются:
     ТЭЦ-2 шины 110 кВ - ВНИИР опора 18 к Т-1;
     ВНИИР опора 18 к Т-1 - Южная-1 опора 27;
     ТЭЦ-2 шины 110 кВ - ВНИИР Т-2 110 кВ;
     ВНИИР Т-2 110 кВ - Южная-2 опора 21.

                                                            Таблица 29

      Трансформаторы, коэффициенты загрузки которых больше 0,7,
             в основном режиме (18 декабря 2013 г., 9 ч)

————————|———————————————————|——————————————————————|—————————————
  Номер | Наименование узла | Номинальная мощность | Коэффициент
   узла |                   |  трансформатора, МВА |   загрузки
————————|———————————————————|——————————————————————|—————————————
    58    Радуга Т-2 2В               12,5              0,738

   255    Луч                          6,3              0,711


                                                            Таблица 30

              Линии, ток в которых больше 0,6 Iдл. доп,
             в основном режиме (18 декабря 2013 г., 9 ч)

————————|———————————————————————————————————————|————————————————————————|—————————
  Номер |    Номера узлов (их наименования),    |         Ток, А         |    I
  ветви |    между которыми расположена ветвь   |———————————|————————————| -------
        |                                       | расчетный |  длительно | Iдл.доп
        |                                       |           | допустимый |
————————|———————————————————————————————————————|———————————|————————————|—————————
   2024   9 ТЭЦ-2 шины 110                          470,41       580,5      0,810
          159 ВНИИР опора 18 к Т-1

   2027   159 ВНИИР опора 18 к Т-1                  447,42       580,5      0,771
          26 Южная-1 опора 27

   2051   9 ТЭЦ-2 шины 110                          494,29       580,5      0,851
          47 BHИИP T-2 110

   2053   47 BHИИP T-2 110                          494,29       580,5      0,851
          50 Южная 2 опора 21

   2075   60 Новая Т-1                              414,98       580,5      0,715
          146 Катраси шины 110

   2080   78 ТЭЦ-3 шины 110, Химпром                511,49       657,9      0,777
          60 Новая Т-1 110,0

   2083   78 ТЭЦ-3 шины 110, Химпром                533,69       657,9      0,811
          69 Спутник шины 110

   2101   78 ТЭЦ-3 шины 110, Химпром                482,22       580,5      0,831
          93 Отпайка на Атлашево опора 57

   2105   93 Отпайка на Атлашево опора 57 110,0     475,05       580,5      0,818
          95 Бройлерная 110,0

   2107   95 Бройлерная 110,0                       467,20       580,5      0,805
          99 Тиньговатово шины 110,0

   2260   50 Южная-2 опора 21                       464,52       580,5      0,800
          39 Южная-2 опора 27

     В табл.  31 приведены данные по тем же линиям,  но  когда  БСК  в
Алатыре  включены.  В  этом режиме все линии претерпевают разгрузку по
току,  которая,  однако,  не  превышает  2  процентов.  Следовательно,
напрашивается   вывод  о  необходимости  реконструкции  этих  линий  в
ближайшей перспективе.

                                                            Таблица 31

               Линии, ток в которых больше 0,6 Iдл. доп
                (основной режим (19 декабря 2012 г.);
                       БСК в Алатыре включена)

————————|——————————————————————————————————|————————————————————————|—————————
  Номер |  Номера узлов (их наименования), |         Ток, А         |    I
  ветви | между которыми расположена ветвь |———————————|————————————| -------
        |                                  | расчетный |  длительно | Iдл.доп
        |                                  |           | допустимый |
————————|——————————————————————————————————|———————————|————————————|—————————
   2024   9 ТЭЦ-2 шины 110                     527,36       580,5      0,908
          159 ВНИИР опора 18 к Т-1

   2027   159 ВНИИР опора 18 к Т-1             510,64       580,5      0,880
          26 Южная-1 опора 27

   2051   9 ТЭЦ-2 шины 110                     462,77       580,5      0,797
          47 BHИИP T-2 110

   2053   47 BHИИP T-2 110                     462,80       580,5      0,797
          50 Южная 2 опора 21

   2080   78 ТЭЦ-3 шины 110 Химпром            420,72       657,9      0,639
          60 Новая Т-1 110,0

   2260   50 Южная-2 опора 21                  444,97       580,5      0,767
          39 Южная-2 опора 27

     В табл. 32 и 33 перечислены трансформаторы, коэффициенты загрузки
которых  превышают  значение  0,7  (Кз>0,7).  Первоочередное  внимание
следует уделить  трансформаторам  Т-1  и  Т-2  на  подстанции  Кугеси.
Мощность  каждого из них,  равная 10 МВА,  является явно недостаточной
для надежного электроснабжения в случаях  работы  подстанции  с  одним
трансформатором. Желательно в ближайшей перспективе осуществить замену
их  на  трансформаторы  мощностью   16   МВА.   Явно   перегружены   и
трансформаторы ТЭЦ-2 4ГТ и ТЭЦ-3 6ГТ.

                                                            Таблица 32

       Трансформаторы, коэффициенты загрузки которых больше 0,7
    (основной режим (19 декабря 2012 г.); БСК в Алатыре отключена)

————————|———————————————————|——————————————————————|—————————————
  Номер | Наименование узла | Номинальная мощность | Коэффициент
   узла |                   |  трансформатора, МВА |   загрузки
————————|———————————————————|——————————————————————|—————————————
    30        ТЭЦ-2 4ГТ               125,5             0,855
    58        Радуга Т-2              12,5              0,821
    64        Кугеси Т-1              10,0              0,921
    80        ТЭЦ-3 6ГТ               125,0             0,839
    88        ТЭЦ-3 5ГТ               125,0             0,768
   226        Кугеси Т-2              10,0              0,833

                                                            Таблица 33


       Трансформаторы, коэффициенты загрузки которых больше 0,7
       (основной (19 декабря 2012 г.); БСК в Алатыре включена)

—————————————|———————————————————|——————————————————————|—————————————
  Номер узла | Наименование узла | Номинальная мощность | Коэффициент
             |                   |  трансформатора, МВА |   загрузки
—————————————|———————————————————|——————————————————————|—————————————
      30           ТЭЦ-2 4ГТ               125,5             0,855
      58           Радуга Т-2               12,5             0,821
      64           Кугеси Т-1               10,0             0,920
      80           ТЭЦ-3 6ГТ               125,0             0,839
      88           ТЭЦ-3 5ГТ               125,0             0,768
     226           Кугеси Т-2               10,0             0,832

     В табл. 34 и 35 приведены сведения об основных показателях режима
максимальных летних нагрузок (20 июня 2012 г.,  10  ч)  в  контрольных
узлах и ветвях.

                                                            Таблица 34

            Напряжения в контрольных узлах схемы замещения
      в основном режиме летних нагрузок (20 июня 2012 г., 10 ч)

————————————————————————————————————————————|————————————————————————————
             Узел схемы замещения           |       Напряжение, кВ
————————|———————————————————————————————————|————————————————|———————————
  номер |            наименование           |    по данным   | расчетное
        |                                   | Чувашского РДУ |
————————|———————————————————————————————————|————————————————|———————————
    7     Абашево Т-1 1с 220,0                    232,61         232,82
    8     ТЭЦ-2 шины 220,0                        225,12         228,40
    9     ТЭЦ-2 СШ 110,0                          116,92         118,03
    27    Южная Т-1 110,0                         116,29         117,40
    38    Южная Т-2 110,0                         116,10         117,33
    60    Новая Т-1 110,0                         116,44         118,61
    64    Кугеси Т-1 110,0                        116,36         117,66
    78    ТЭЦ-3 шины 110,0                        117,04         119,19
   100    Заволжская шины 110,0                   115,10         118,02
   146    Катраси шины 110,0                      114,99         117,27
   165    Абашево 2с, 3с 220,0                    231,89         232,51
   226    Кугеси Т-2 110,0                        116,58         117,57
   300    Канаш шины 110,0                        116,34         119,99
   305    Канаш 1СШ на Студенческая-1 220,0       230,13         232,05
   332    Тюрлема шины 110,0                      113,63         119,06
   441    Тюрлема АТ-2 2СШ 220,0                  228,79         233,24
   443    Помары 220,0                            230,37         235,09
   500    Алатырь шины 110,0                      113,29         116,38
   541    Венец шины 110,0                        117,31         120,86
   649    Венец АТ-1 220,0                        232,36         232,35
   650    Чебоксарская ГЭС 1СШ 220,0              232,37         232,97
   651    Помары 500,0                            506,46         506,51
   652    Нижегородская 500,0                     500,00         524,09


                                                            Таблица 35

         Мощности в начале контрольных ветвей схемы замещения
      в основном режиме летних нагрузок (20 июня 2012 г., 10 ч)

————————|———————————————————————————————————————————————————|————————————————————————————————
  Номер |             Номер и наименование узла             |          Мощность, МВА
  ветви |                  по концам ветви                  |————————————————|———————————————
        |                                                   |    по данным   |   расчетная
        |                                                   | Чувашского РДУ |
————————|———————————————————————————————————————————————————|————————————————|———————————————
   4300   650 Чебоксарская ГЭС 1СШ 220,0                       49,70-j17,80     53,87-j6,21
          525 Абашево отпайка на 1с 220,0
   4301   525 Абашево отпайка на 1с 220,0                      37,40-j13,10     41,37+j2,39
          649 Венец АТ-1 220,0
   1020   572 Саланчик Т-1 110,0                                -2,50-j9,80     -3,22-j11,91
          541 Венец шины 110,0
   1051   541 Венец шины 110,0                                  12,00+j4,60     11,92+j4,74
          539 Алгаши Т-1, Т-2 110,0
   1079   544 Ответвление на Шумерля Т-2 110,0                  -2,50-j2,40     - 3,55-j3,98
          541 Венец шины 110,0
   4336   649 Венец АТ-1 220,0                                  37,00-j0,06     40,86+j6,93
          648 Венец АТ-1 нейтраль 220,0
   2000   146 Катраси шины 110,0                                4,10-j3,80       1,97-j7,11
          100 Заволжская шины 110,0
   4306   621 Чебоксарская ГЭС выключатель на Тюрлема 220,0    -10,30-j23,10    -8,35-j13,89
          441 Тюрлема АТ-2 2СШ 220,0
   4308   620 Чебоксарская ГЭС 2СШ 220,0                       42,70+j71,40     42,47+j55,73
          808 ТЭЦ-2 2СШ 220,0
   2024   9 ТЭЦ-2 СШ 110,0                                     35,60+j16,50     36,77+j18,70
          159 ВНИИР опора 18 к Т-1 110,0
   2051   9 ТЭЦ-2 СШ 110,0                                     45,70+j21,50     35,82+j17,67
          47 BHИИP T-2 110,0
   2075   60 Новая Т-1 110,0                                    23,10+j0,40     22,57+j0,52
          146 Катраси шины 110,0
   2080   78 ТЭЦ-3 шины 110, Химпром 110,0                      34,40+j5,80     32,75+j5,02
          60 Новая Т-1 110,0
   2084   9 ТЭЦ-2 СШ 110,0                                      -8,60+j2,70    -17,68-j11,06
          78 ТЭЦ-3 шины 110, Химпром 110,0
   2199   146 Катраси шины 110,0                                8,70-j2,30      5,17- j6,75
          177 Моргауши шины 110,0
   2261   139 Аликово Т-2 110,0                                 -1,00-j8,60     -1,81-j10,84
          541 Венец шины 110,0
   4302   620 Чебоксарская ГЭС 2СШ 220,0                        99,40-j1,70     103,66-j8,62
          358 Абашево отпайка 3с 220,0
   4305   650 Чебоксарская ГЭС 1СШ 220,0                       59,00-j 2,30     62,32-j4,13
          305 Канаш 1СШ на Студенческая-1 220,0
   3047   332 Тюрлема 110,0                                     5,30+j13,80      4,89-j3,94
          317 Урмары Т-2 110,0
   4303   358 Абашево отпайка 3с 220,0                               -          54,00-j3,85
          445 Канаш 2СШ на Студенческая-2 220,0
   6001   3003 Чебоксарская ГЭС шины 500,0                     175,20+j71,90   187,02+j60,47
          2 ГЭС АТ-1 нейтраль
   5261   8 ТЭЦ-2 шины 220,0                                   10,20+j23,50     7,98+j19,25
          249 ТЭЦ-2 АТ-1 нейтраль 110,0
   5264   808 ТЭЦ-2 2СШ 220,0                                  42,40+j67,80     42,22+j55,29
          247 ТЭЦ-2 АТ-2 нейтраль 220,0
   4266   3003 Чебоксарская ГЭС шины 500,0                     54,10+j180,00   54,43+j182,69
          651 Помары ГР опора 152 500,0
   4351   621 Чебоксарская ГЭС выключатель на Тюрлема 220,0    10,30+j23,10     8,14+j19,29
          8 ТЭЦ-2 шины 220,0

     Анализ нормативных  аварийных  возмущений энергосистемы Чувашской
Республики по данным зимнего максимума нагрузок
     Согласно техническому  заданию  рассчитаны  следующие нормативные
аварийные возмущения:
     1 -  отключение  ВЛ  110 кВ Чебоксарская ТЭЦ-2 - Студенческая (II
цепь) с отпайками (ВЛ 110 кВ Южная-2). Включен СВ на ПС Студенческая;
     1а -  отключение  ВЛ 110 кВ Чебоксарская ТЭЦ-2 - Студенческая (II
цепь)  с  отпайками  (ВЛ  110  кВ   Южная-2).   Нагрузки   отключенных
трансформаторов  подключены  к  резервирующим  трансформаторам (АВР на
шинах НН 6-10 кВ);
     1б -  отключение  ВЛ 110 кВ Чебоксарская ТЭЦ-2 - Студенческая (II
цепь) с отпайками (ВЛ 110  кВ  Южная-2)  с  потерей  питания  нагрузок
отключенных трансформаторов;
     2 -  отключение  ВЛ  110  кВ  Новочебоксарская  ТЭЦ-3  -  Катраси
(участок Новочебоксарская ТЭЦ-3 - Новая);
     3а - отключение ВЛ 220 кВ Чебоксарская ГЭС -  Чебоксарская  ТЭЦ-2
(I цепь);
     3б - отключение ВЛ 220 кВ Чебоксарская ГЭС -  Чебоксарская  ТЭЦ-2
(II цепь);
     4а - отключение АТ-1-220/110 кВ на Чебоксарской ТЭЦ-2;
     4б - отключение АТ-2-220/110 кВ на Чебоксарской ТЭЦ-2.
     Перечисленные режимы рассчитаны при  максимальных  нагрузках  (19
декабря  2012  г.,  9  ч).  В  табл.  36  приводятся  сводные данные о
рассчитанных напряжениях в контрольных узлах  энергосистемы  для  всех
восьми анормальных режимов, указанных выше, и напряжение для основного
нормального режима, когда БСК в Алатыре отключена.
     Анализ показывает,  что  в  рассматриваемых  анормальных  режимах
имеет место снижение  напряжения  в  контрольных  узлах  сети  110  кВ
энергосистемы. К таким узлам, в частности, относятся ТЭЦ-2 СШ 110 (4а;
2,83%);  Южная Т-1,  110 (3а; 2,96%); Южная Т-2, 110 (1; 9,18%); Новая
Т-1, 110 (2; 5,39%); Кугеси Т-1, 110 (3а; 2,95%); Катраси шины 110 (1;
2,88%); Кугеси Т-2, 110 (3а; 2,95%). В скобках указаны соответствующие
номера  режимов  и  отклонения  напряжения  в  процентах от напряжения
нормального режима соответствующего узла.
     В табл. 37 приведены рассчитанные комплексные значения мощностей,
действующие значения расчетных  и  длительно  допустимых  токов  в  29
контрольных линиях энергосистемы для аварийного режима 1. В результате
анализа  токораспределения  для  каждого  из  режимов   рассчитаны   и
перечислены линии,  токи в которых составляют более 60 процентов от их
длительно допустимых значений.  В табл.  38 представлена информация  о
линиях,  ток в которых больше 0,6 Iдл.  доп для аварийного режима 1. В
крайней близости от допустимых значений имеют место токи в 5 линиях.

                                                            Таблица 36

               Напряжения в контрольных узлах основного
                         и аварийных режимов

———————|—————————————————————————————|—————————————————————|———————————————————————————————————————————————————————————————————————
   Но- | Наименование узла           | Напряжение основно- |          Напряжение в контрольных узлах аварийных режимов, кВ
   мер |                             |  го режима без БСК  |————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————
  узла |                             |  на ПС Алатырь, кВ  |    1   |   1а   |   1б   |    2   |   3а   |   3б   |   4а   |   4б
———————|—————————————————————————————|—————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————
    7    Абашево Т-1 1с 220,0                 229,86         229,44   229,66   230,60   229,59   229,46   229,46   229,52   229,52
    8    ТЭЦ-2 шины 220,0                     229,42         229,12   229,21   230,44   229,24   217,12   228,23   230,25   228,31
    9    ТЭЦ-2 СШ 110,0                       116,96         116,74   116,71   118,31   116,79   113,55   113,66   113,65   113,75
   27    Южная Т-1 110,0                      116,12         115,89   115,23   117,48   115,94   112,68   112,79   112,77   112,88
   38    Южная Т-2 110,0                      116,11         105,45      -        -     115,93   112,67   112,78   112,76   112,87
   60    Новая Т-1 110,0                      116,58         115,26   116,10   117,79   110,30   113,64   113,73   113,73   113,82
   64    Кугеси Т-1 110,0                     116,43         116,20   116,17   117,79   116,26   113,00   113,11   113,09   113,20
   78    ТЭЦ-3 шины 110, Химпром              117,39         116,56   117,02   118,62   117,91   114,40   114,49   114,48   114,58
   100   Заволжская шины 110,0                115,37         113,37   114,77   116,29   113,93   113,36   113,42   113,43   113,49
   146   Катраси шины 110,0                   111,44         108,23   110,55   112,55   108,75   108,84   108,92   108,92   109,00
   165   Абашево Т-2 2с,3с 220,0              229,31         228,93   229,11   230,04   229,09   228,90   228,93   228,97   228,99
   226   Кугеси Т-2 110,0                     116,35         116,12   116,06   117,71   116,17   112,92   113,03   113,01   113,12
   300   Канаш шины 110,0                     117,07         116,54   116,86   117,56   116,81   116,40   116,41   116,64   116,46
   305   Канаш 1СШ на Студенческая-1          225,74         225,06   225,45   226,59   225,38   224,90   224,93   224,98   225,00
         220,0
   332   Тюрлема шины 110,0                   120,08         119,65   119,89   120,56   119,91   119,43   119,44   119,47   119,48
   441   Тюрлема шины 220,0                   226,91         226,26   226,62   227,78   226,64   225,98   225,99   226,06   226,06
   443   На Помары от Тюрлема 220,0           226,14         225,48   225,85   227,01   225,86   225,20   225,21   225,28   225,28
   500   Алатырь шины 110,0                   113,50         112,84   113,27   114,04   113,16   112,73   112,76   112,78   112,80
   541   Венец шины 110,0                     118,57         117,56   118,24   119,15   117,89   117,59   117,62   117,64   117,67
   649   Венец АТ1 220,0                      226,74         225,58   226,33   227,69   225,91   225,60   225,63   225,68   225,70
   650   Чебоксарская ГЭС 1СШ 220,0           230,35         230,05   230,17   231,04   230,17   230,06   230,06   230,12   230,12


                                                            Таблица 37

      Комплексные мощности и полные токи в контрольных элементах
                энергосистемы при отключении ВЛ-110 кВ
              Чебоксарская ТЭЦ-2 - Студенческая II цепь
          с отпайками (ВЛ 110 кВ Южная-2) при включенном СВ
                   на ПС Студенческая (аварийный 1)

————————|—————————————————————————————————————————|————————————————————————————————————|————————————————————————————|————————————
  Номер |       Номера и наименования узлов,      | Расчетные мощности, МВА, в режимах | Расчетный ток, А в режимах |  Длительно
  ветви |     между которыми расположена ветвь    |—————————————————|——————————————————|————————————|———————————————| допустимый
        |                                         |     основном    |    аварийном 1   |  основном  |  аварийном 1  |   ток, А
————————|—————————————————————————————————————————|—————————————————|——————————————————|————————————|———————————————|————————————
   4300   650 Чебоксарская ГЭС 1СШ 220,0              63,93-j3,73        68,27+j0,28       265,79         283,69        1064,25
          525 Абашево отпайка на 1с 220,0

   4301   525 Абашево отпайка на 1с 220,0             51,51+j3,23        55,84+j7,17       214,42         234,28        1064,25
          649 Венец АТ-1 220,0

   1020   572 Саланчик Т-1 110,0                      -6,66-j12,70      -12,32-j15,57      121,79         170,58        503,10
          541 Венец шины 110,0

   1051   541 Венец шины 110,0                        15,69+j4,66        14,75+j4,35       138,03         130,84        503,10
          539 Алгаши Т-1, Т-2 110,0

   1079   544 Ответвление на Шумерля Т-2 110,0        -4,66-j5,65        -2,82-j5,12        61,82         49,69         657,90
          541 Венец шины 110,0

   4336   649 Венец АТ-1 220,0                        50,90+j7,06       55,15+j10,65       430,60         473,09           -
          648 Венец АТ-1 нейтраль 220,0

   2000   146 Катраси шины 110,0                       3,42-j7,74       -5,80-j11,73        73,86         117,53        503,10
          100 Заволжская шины 110,0

   4306   621 Чебоксарская ГЭС выключатель на         35,34+j6,22        37,98+j8,06       148,96         161,37        890,10
          Тюрлема 220,0
          441 Тюрлема АТ-1 1с 220,0

   4308   620 Чебоксарская ГЭС 2СШ 220,0              49,86+j41,94      45,68+j42,77       270,42         260,05        890,10
          808 ТЭЦ-2 2CШ 220,0

   2024   9 ТЭЦ-2 СШ 110,0                            57,48+j23,57      57,48+j23,59       531,13         532,23        580,50
          159 ВНИИР опора 18 к Т-1 110,0

   2051   9 ТЭЦ-2 СШ 110,0                            50,33+j20,94            -            466,06           -           580,50
          47 BHИИP T-2 110,0

   2075   60 Новая Т-1 110,0                          35,16+j1,80       51,67+j11,18       302,01         458,66        580,50
          146 Катраси шины 110,0

   2080   78 ТЭЦ-3 шины 110, Химпром 110,0            49,75+j7,87       66,49+j17,82       429,06         590,55        657,90
          60 Новая Т-1 110,0

   2084   9 ТЭЦ-2 СШ 110,0                            -19,91+j0,92       -9,02+j6,39       170,43         94,67         657,90
          78 ТЭЦ-3 шины 110, Химпром 110,0

   2184   33 Студенческая 110 2с                      -9,88-j3,68       -60,02-j24,75       92,64         611,63        503,10
          146 Катраси 110

   2199   146 Катраси шины 110,0                      10,12-j7,39        4,60-j9,99        109,33         98,80         503,10
          177 Моргауши шины 110,0

   2261   139 Аликово Т-2 110,0                       -3,84-j12,07      -7,03-j13,83       108,95         135,30        503,10
          541 Венец шины 110,0

   4302   620 Чебоксарская ГЭС 2СШ 220,0              122,34+j9,39      125,45+j11,83      509,24         523,68        1064,25
          358 Абашево отпайка 3с 220,0

   4305   650 Чебоксарская ГЭС 1СШ 220,0              81,33+j11,06      84,38+j13,42       340,65         355,07        890,10
          305 Канаш 1СШ на Студенческая-1 220,0

   3047   332 Тюрлема 110,0                           19,91+j6,62        20,33+j6,75       174,74         179,07        580,50
          317 Урмары Т-2 110,0

   3057   332 Тюрлема 110,0                           14,77+j11,32      16,95+j12,72       155,02         177,13        503,10
          339 Козловка отпайка на Т-2 110,0

   4303   358 Абашево отпайка 3с 220,0                73,63+j10,86      76,73+j13,21       309,94         324,75        1064,25
          445 Канаш 2СШ на Студенческая-2 220,0

   6001   3003 Чебоксарская ГЭС шины 500,0           205,51+j22,91      207,97+j29,65      1708,98       1736,15           -
          2 ГЭС АТ-1 нейтраль

   6009   3003 Чебоксарская ГЭС шины 500,0           187,62+j21,34      189,86+j27,48      1560,61       1585,42           -
          272 Чебоксарская ГЭС АТ2 нейтраль 500,0

   5261   8 ТЭЦ-2 шины 220,0                          50,86+j42,17      46,60+j43,05       550,92         529,71           -
          249 ТЭЦ-2 АТ-1 нейтраль 110,0

   5264   808 ТЭЦ-2 2СШ 220,0                         49,63+j41,54      45,45+j42,39       539,46         518,75           -
          247 ТЭЦ-2 АТ-2 нейтраль 220,0

   4266   3003 Чебоксарская ГЭС шины 500,0          -163,16+j121,42    -163,16+j121,42     369,82         369,82        3192,75
          651 Помары ГР опора 152 500,0

   4350   650 Чебоксарская ГЭС 1СШ 220,0              18,64+j24,46      15,40+j21,89       127,63         111,22           -
          620 Чебоксарская ГЭС - Тюрлема АТ-1 2СШ
          220,0

   4351   621 Чебоксарская   ГЭС выключатель на       51,10+j42,53      46,83+j43,39       275,96         265,33        890,10
          Тюрлема 220,0
          8 ТЭЦ-2 шины 220,0

                                                            Таблица 38

     Линии, ток в которых больше 0,6 Iдл. доп (аварийный режим 1)

————————|——————————————————————————————————————|————————————————————————|—————————
  Номер |    Номера узлов (их наименования),   |         Ток, А         |    I
  ветви |   между которыми расположена ветвь   |———————————|————————————| -------
        |                                      | расчетный |  длительно | Iдл.доп
        |                                      |           | допустимый |
————————|——————————————————————————————————————|———————————|————————————|—————————
   2024   9 ТЭЦ-2 шины 110                         532,23       580,5      0,917
          159 ВНИИР опора 18 к Т-1

   2027   159 ВНИИР опора 18 к Т-1                 515,36       580,5      0,888
          26 Южная-1 опора 27

   2037   5 Западная к Т-2 опора 62                398,30       580,5      0,686
          43 Студенческая Т-1 опора 71

   2075   60 Новая Т-1                             458,66       580,5      0,790
          146 Катраси шины 110

   2080   78 ТЭЦ-3 шины 110, Химпром               590,55       657,9      0,898
          60 Новая Т-1

   2101   78 ТЭЦ-3 шины 110, Химпром               350,12       580,5      0,603
          93 Отпайка на Атлашево опора 57

   2184   33 Студенческая Т-2, Т-3 опора 126       611,63       503,1      1,216
          146 Катраси шины 110

   2275   255 Луч Т-1 110,0                        466,49       580,5      0,804
          146 Катраси шины 110,0

   2287   1262 Опора 19 на ПС Светлая 1с 110,0     507,14       580,5      0,874
          257 Луч Т-2 110,0

   2530   9 ТЭЦ-2 шины 110                         532,97       580,5      0,918
          1262 Опора 19 на ПС Светлая 1с 110,0

     Для остальных   семи   указанных   режимов  аналогичные  сведения
приведены в приложениях N 10-16. Из табл. 1 приложения N 10 видно, что
в  режиме  (1а) токи в ЛЭП 110 кВ ТЭЦ-2 - ВНИИР опора 18 и ВНИИР опора
18  -  Южная-1  опора  27  превышают  длительно  допустимые   значения
соответственно  в 1,54 и 1,51 раза.  При этом перегружен трансформатор
узла Западная Т-3 110 кВ.  Токи  перегруженных  в  данном  режиме  ЛЭП
составляют  соответственно  0,944  и  0,914  от  допустимых  токов и в
режимах 3а, 3б, 4а и 4б (приложения N 13, 14, 15 и 16 соответственно).
     В табл.  39 приведены трансформаторы энергосистемы,  коэффициенты
загрузки которых больше 0,7.

                                                            Таблица 39

       Трансформаторы, коэффициенты загрузки которых больше 0,7
                         (аварийный режим 1)

————————|———————————————————|——————————————————————|—————————————
  Номер | Наименование узла | Номинальная мощность | Коэффициент
   узла |                   |  трансформатора, МВА |   загрузки
————————|———————————————————|——————————————————————|—————————————
    30        ТЭЦ-2 4ГТ               125,5             0,855

    64        Кугеси Т-1              10,0              0,922

    80        ТЭЦ-3 6ГТ               125,0             0,839

    88        ТЭЦ-3 5ГТ               125,0             0,768

   226        Кугеси Т-2              10,0              0,833

     Существует острая необходимость в реконструкции этих линий.
     Показатели режимов  для  всех  узлов  и   ветвей   энергосистемы,
рассчитанные  по  названным  двум  вариантам  нагрузок  для 2019 года,
приведены в приложениях N 17-22.
     В приложении  N  23  в  графическом  виде приведен анализ режимов
работы энергосистемы.

     Расчет токов    короткого   замыкания   в   электрических   сетях
напряжением 110-500 кВ в энергосистеме Чувашской Республики
     Расчет действующего   значения  периодической  составляющей  тока
трехфазного КЗ выполнен  для  всех  узлов  топологической  модели  для
четырех вариантов состояния схемы:
     1-й и 2-й варианты  -  включены  все  генераторы  электростанций,
расположенных на территории Чувашской Республики, без учета и с учетом
нагрузок, полная мощность которых более 10 МВА;
     3-й и  4-й  варианты  -  включены  генераторы  электростанций (19
декабря  2012  г.,  9  ч),  расположенных  на   территории   Чувашской
Республики,  без  учета  и с учетом нагрузок,  полная мощность которых
более 10 МВА.
     Анализ расчетных   значений   токов  КЗ  (наибольшие  действующие
значения   сверхпереходной   периодической   составляющей   тока    КЗ
зафиксированы:  на  шинах  110 кВ ТЭЦ-2 - 29,68 кА;  на ГПП 1 ЧАЗ Т1 -
22,69 кА;  Т2 - 22,92 кА;  ГПП 2 ЧАЗ Т1 - 24,63 кА;  Т2 - 24,6 кА;  ПС
машзавода  Т1  -  26,08  кА;  Т2  -  26,08 кА) показывает,  что они не
превышают значений  токов  отключения  выключателей,  установленных  в
распределительных   устройствах   энергосистемы  Чувашской  Республики
(табл.   40).   Выполняются   также   условия   электротермической   и
электродинамической стойкости.
     В табл.  40 представлены установленные в сетях 110 и 220 кВ  типы
выключателей и их номинальные параметры.

                                                            Таблица 40

        Параметры выключателей классов напряжения 110 и 220 кВ

——————————————|——————————|————————————————|———————————————|————————————————|———————————————
      Тип     | Uном, кВ | Iном. откл, кА | Iном. вкл, кА | Iпред. скв, кА | Iтерм. ст, кА
  выключателя |          |                |               |                |
——————————————|——————————|————————————————|———————————————|————————————————|———————————————
  МКП           110; 220         20               20              20               20
  У             110; 220         40               40              40               40
  ВМТ              110           25               25              25               25
  ВГТ              110           40               40              40               40

     В ЗРУ  110  кВ  ТЭЦ-3  и  ОРУ 500 кВ Чебоксарской ГЭС установлены
воздушные выключатели с номинальными токами отключения 31,5  и  40  кА
соответственно.
     Коммутационная способность,  а также термическая  и  динамическая
стойкости  установленных выключателей 110,  220,  500 кВ соответствуют
расчетным токам КЗ.
     Вместе с  тем  следует  отметить,  что  парк  электрооборудования
подстанций   имеет   большую    долю    оборудования,    отработавшего
установленный  стандартами  минимальный  срок  службы и устаревшего не
только физически,  но и  морально  (например,  на  ГПП  1,  ГПП2  ЧАЗ,
подстанции  машзавода и других РУ 110 кВ выполнено по упрощенной схеме
с короткозамыкателями и отделителями).
     В связи  с  этим в энергосистеме Чувашской Республики идет замена
масляных  и  воздушных  выключателей  на   элегазовые.   Например,   в
Алатырском  ПО из 26 выключателей 110 кВ 7 заменены на элегазовые,  на
ряде  подстанций  (Западная,  Южная  и  др.)  схемы  ОРУ  110   кВ   с
короткозамыкателями  и отделителями преобразованы в схемы с установкой
элегазовых выключателей.  Такая реконструкция должна быть продолжена в
ближайшей перспективе и на других подстанциях.

     Оценка устойчивости электрических сетей  напряжением  110-220  кВ
энергосистемы Чувашской Республики
     Для расчета режимов необходима оценка статической и  динамической
устойчивости элементов энергосистемы Чувашской Республики.
     Электроэнергетическая система   должна   работать   так,    чтобы
некоторые  изменения  режима  не приводили к нарушению устойчивости ее
работы.  Простейшая оценка  ее  запаса  устойчивости  основывается  на
сопоставлении    показателей   проверяемого   (исходного)   режима   и
показателей, характеризующих режим, предельный по устойчивости.
     Запас статической устойчивости по мощности, процентов:

          Pпр - (P + дельтаPнк)
     kр = --------------------- х 100,
                     P

     где:
     Р - переток мощности в сечении в рассматриваемом режиме;
     Рпр -  предельный  переток  активной  мощности  в рассматриваемом
сечении   из   условий   устойчивости   режима   с   учетом   действия
автоматических устройств;
     дельта Pнк - амплитуда нерегулярных колебаний активной мощности в
этом сечении.

     Значение амплитуды нерегулярных колебаний может быть вычислено по
формуле
                           Pн1 * Pн2
     дельта Рнк = K корень ---------,
                           Pн1 + Pн2


     где:
     Pн1, Pн2,   МВт   -   суммарные   мощности   нагрузки  по  концам
рассматриваемого элементаж
     К, корень  МВт  -  коэффициент, принимаемый равным 1,5 при ручном
регулировании  и  0,75  при  автоматическом   регулировании   значения
мощности в этом элементе.

     Запас статической устойчивости должен быть не менее 20  процентов
в  нормальном  режиме  и  8 процентов в кратковременном послеаварийном
режиме. Статическая устойчивость работы энергосистемы в послеаварийных
режимах   обеспечивается   с  помощью  АРВ  генераторов  электрических
станций.  В  сложных  случаях  -  путем   кратковременного   повышения
напряжения  на  зажимах генераторов,  быстрого снижения нагрузки путем
отключения   части   потребителей.   Повышению   запаса    статической
устойчивости   в   энергосистеме   Чувашской  Республики  способствует
применение  быстродействующей  системы  возбуждения   генераторов   на
Чебоксарской ГЭС, Чебоксарской ТЭЦ-2 и Новочебоксарской ТЭЦ-3.
     Использование синхронных    компенсаторов    на     промежуточных
подстанциях,   статических   тиристорных   компенсаторов,   продольной
емкостной компенсации  индуктивного  сопротивления  электропередачи  в
энергосистеме Чувашской Республики не предусмотрено.
     В эксплуатации,  в  тех  случаях,  когда   это   необходимо   для
предотвращения  ограничения  потребителей  или  потери  гидроресурсов,
допускается длительная работа электропередачи в  нормальном  режиме  с
запасом  статической  устойчивости,  уменьшенном  до  5-10 процентов в
зависимости  от  роли  электропередачи   в   энергосистеме   Чувашской
Республики и последствий возможного нарушения устойчивости.
     Устойчивость узлов  нагрузки  в   сетях   110-220   кВ   и   ниже
определяется   по   уровням  снижения  напряжения.  Запас  статической
устойчивости по напряжению в нормальном режиме должен быть не менее 15
процентов.  Запас  статической устойчивости по напряжению определяется
для  каждой  из  основных  узловых  точек  исследуемой   энергосистемы
Чувашской Республики в процентах:

          U - Uкр
     kU = ------- 100,
             U

     где:
     U -  длительно поддерживаемое напряжение в узле в рассматриваемом
режиме;
     Uкр -   критическое   напряжение  в  том  же  узле,  при  котором
нарушается статическая устойчивость электродвигателей (Uкр  составляет
0,7U).

     В исследуемой   системе   все   полученные   значения   расчетных
напряжений не ниже критического напряжения и проблем  с  устойчивостью
узлов нагрузки не возникает (приложения N 17-22).
     Режимные расчеты показывают,  что на максимально загруженных  ЛЭП
коэффициенты   запаса   статической  устойчивости  по  мощности  имеют
значения не менее 20  процентов  в  нормальном  и  аварийном  режимах.
Например,   ВЛ  220  кВ  Чебоксарская  ГЭС  -  ПС  Канаш  имеет  запас
устойчивости более 1000 процентов,  а В Л 110 кВ Чебоксарская ТЭЦ-2  -
ПС ВНИИР - значительно больше. Это объясняется незначительными длинами
ЛЭП энергосистемы Чувашской Республики.  Пропускная  способность  всех
линий   энергосистемы   Чувашской  Республики  удовлетворяет  условиям
статической устойчивости, и имеют место отмеченные выше ограничения по
длительно допустимому току для отдельных ЛЭП.
     Расчеты динамической устойчивости  имеют  своей  целью  выявление
характера   динамического  перехода  от  одного  режима  энергосистемы
Чувашской Республики  к  другому.  Если  при  этом  переходе  ни  один
генератор  электрической станции не выпадает из синхронной работы,  то
переход  считается   благополучным.   Обычно   проверка   устойчивости
генератора электрической станции производится при коротких замыканиях,
происходящих  в  наиболее  опасных  (в  смысле  возможного   нарушения
устойчивости) точках энергосистемы Чувашской Республики.
     Динамическая устойчивость  должна  обеспечиваться  при   наиболее
характерных  для  данного  элемента энергосистемы Чувашской Республики
возмущениях и режимах,  принятых за  расчетные.  Расчеты  динамической
устойчивости  генераторов  и  их режимов при выпадении из синхронизма,
асинхронном   ходе,   ресинхронизации   проводятся   эксплуатационными
службами.
     С целью  анализа  послеаварийных   режимов   работы,   сохранения
устойчивости  и  живучести  энергосистемы  Чувашской  Республики важно
рассмотреть три наиболее тяжелых аварийных вида ее работы:
     отключение обоих  автотрансформаторов  220/110 кВ на Чебоксарской
ТЭЦ-2;
     отключение обеих  цепей воздушной линии 220 кВ Чебоксарская ГЭС -
Чебоксарская ТЭЦ-2;
     отключение воздушной   линии  110  кВ  Новочебоксарская  ТЭЦ-3  -
Катраси, участок Новочебоксарская ТЭЦ-3 - Новая.

     Развитие генерации
     На Новочебоксарской  ТЭЦ-3 в 2014 году генерирующей компанией ЗАО
"КЭС" обеспечен ввод турбины 7ПТ-80-130.  На этой же ТЭЦ планируется в
2014  году  перемаркировка  турбины  2Р-30-130  в  2Р-20-130,  то есть
уменьшение мощности на 10 МВт.  В соответствии со схемой и  программой
развития  Единой  энергетической системы России на 2013-2019 годы ввод
каких-либо дополнительных мощностей на территории Чувашской Республики
не предусмотрен.
     Значительным фактором,  оказывающим влияние  на  объем  генерации
электрической энергии и мощности,  является водный режим Чебоксарского
водохранилища.  Например,  в период 2007-2009 годов  маловодный  режим
реки  Волга  не  позволил  достичь  среднегодового уровня выработки на
Чебоксарской ГЭС.  Необходимость обеспечения нормального судоходства в
районе  Чебоксарского  гидроузла  не  позволяет использовать имеющиеся
гидроэнергетические ресурсы.
     С целью   обеспечения   дополнительной  генерации,  эффективности
использования оборудования  и  повышения  маневренности  энергосистемы
Чувашской  Республики необходимо приведение режима работы Чебоксарской
ГЭС к проектному режиму.  Повышение уровня Чебоксарского водохранилища
до  проектной  отметки  позволит  обеспечивать регулирование мощности,
напряжения и частоты в энергосистеме Чувашской Республики.
     В рамках     развития    альтернативной    энергетики    наиболее
целесообразным  представляется  использование  технологий  переработки
биомассы и твердых бытовых отходов. Энергетическая стратегия Чувашской
Республики предусматривает начало внедрения таких технологий не  ранее
2018-2020 годов.

     Развитие электросетевых объектов
     Развитие сетей     требуется     для     обеспечения     внешнего
электроснабжения    новых   крупных   потребителей,   снятия   сетевых
ограничений  в   существующих   электрических   сетях   и   исключения
возможности  появления "узких мест",  вызванного изменениями структуры
сети.
     Как указано    выше,    приоритетными    мероприятиями   являются
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
Кировская).
     Следует отметить,  что в случае значительного локального прироста
нагрузки  в  рассматриваемом  энергоузле возникает также необходимость
повторного рассмотрения вопроса строительства  ПС  220  кВ  Катраси  с
заходами  ВЛ  220  кВ Чебоксарская ГЭС - Венец<1>.  Такой рост главным
образом может быть обеспечен  достаточной  мощностью  технологического
присоединения новых потребителей.
     По-прежнему наиболее важным системным элементом  в  сети  220  кВ
является ОРУ 220 кВ Чебоксарской ГЭС,  к которому радиально подключены
все четыре узловые подстанции и двумя  ЛЭП  220  кВ  подключен  другой
независимый   источник   электроэнергии   -   ТЭЦ-2.  ТЭЦ-2  не  имеет
непосредственных   автономных   связей   с    узловыми    подстанциями
магистральных сетей.
     Серьезным недостатком  магистральных   сетей   является   питание
подстанции  Абашево в виде отпаек от двух ЛЭП 220 кВ "Чебоксарская ГЭС
-  Венец"  и  "Чебоксарская  ГЭС  -  Канаш-2".  Фактически  подстанция
Абашево,  обеспечивающая электроснабжение потребителя первой категории
(газоперекачивающая станция), имеет только один независимый источник -
шины   ОРУ   -   220   кВ  Чебоксарской  ГЭС.  Еще  одним  недостатком