|
Расширенный поиск
Постановление Кабинета Министров Чувашской Республики от 30.04.2013 № 170КАБИНЕТ МИНИСТРОВ ЧУВАШСКОЙ РЕСПУБЛИКИ ПОСТАНОВЛЕНИЕ 30.04.2013 N 170 О Схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Чувашской Республики на 2014-2018 годы В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" Кабинет Министров Чувашской Республики п о с т а н о в л я е т: 1. Утвердить прилагаемые Схему и программу перспективного развития электроэнергетики Чувашской Республики на 2014-2018 годы. 2. Признать утратившими силу: постановление Кабинета Министров Чувашской Республики от 26 августа 2011 г. N 360 "О Схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Чувашской Республики на 2012-2016 годы"; подпункт 8 пункта 1 постановления Кабинета Министров Чувашской Республики от 14 ноября 2012 г. N 492 "О внесении изменений в некоторые постановления Кабинета Министров Чувашской Республики". 3. Контроль за выполнением настоящего постановления возложить на Министерство строительства, архитектуры и жилищно-коммунального хозяйства Чувашской Республики. Председатель Кабинета Министров Чувашской Республики И.Моторин УТВЕРЖДЕНЫ постановлением Кабинета Министров Чувашской Республики от 30.04.2013 N 170 СХЕМА И ПРОГРАММА перспективного развития электроэнергетики Чувашской Республики на 2014-2018 годы Общие положения Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Чувашской Республики на 2014-2018 годы разработаны в соответствии с Федеральным законом "Об электроэнергетике", постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики", с учетом федеральных законов "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации" и "О теплоснабжении". При разработке использовались следующие нормативные документы: Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем, утвержденные приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 30 июня 2003 г. N 281 (СО 153-34.20.118-2003); Инструкция по проектированию городских электрических сетей (РД 34.20.185-94), утвержденная Министерством топлива и энергетики Российской Федерации 7 июля 1994 г. и Российским акционерным обществом энергетики и электрификации "ЕЭС России" 31 мая 1994 г.; Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденные приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 19 июня 2003 г. N 229 (зарегистрирован в Министерстве юстиции Российской Федерации 20 июня 2003 г., регистрационный N 4799); Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2012-2018 годы, утвержденные приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 13 августа 2012 г. N 387. I. Общая характеристика Чувашской Республики Чувашская Республика - субъект Российской Федерации, входящий в состав Приволжского федерального округа. Она расположена на востоке Восточно-Европейской равнины, преимущественно на правобережье Волги, между ее притоками Сурой и Свиягой. Протяженность территории с севера на юг - 200 км, с запада на восток - 125 км. Граничит на западе с Нижегородской областью, на юго-западе - с Республикой Мордовия, на юге - с Ульяновской областью, на востоке - с Республикой Татарстан, на севере - с Республикой Марий Эл. Численность населения Чувашской Республики, по данным Территориального органа Федеральной службы государственной статистики по Чувашской Республике - Чувашии, на 1 января 2013 г. составила 1243,431 тыс. человек, в том числе городского - 743,637 и сельского - 499,794 тыс. человек. В республике насчитываются 317 муниципальных образований, в том числе муниципальных районов - 21, городских округов - 5, городских поселений - 7, сельских поселений - 284. Наиболее крупные города: Чебоксары - 464,94 тыс. человек, Новочебоксарск - 123,922 тыс. человек, Канаш - 45,759 тыс. человек, Алатырь - 37,042 тыс. человек, Шумерля - 30,798 тыс. человек. Численность населения растет в г. Чебоксары и Чебоксарском районе, стабилизировалась в г. Новочебоксарске и сокращается в районах и малых городах примерно на 1% в год. Демографические предпосылки роста нагрузок имеются в г. Чебоксары и Чебоксарском районе. Климат Чувашской Республики засушливый с резко выраженной континентальностью. Экономика. Удельный вес региона в общероссийских экономических показателях по валовому региональному продукту составляет 0,4%. Основными отраслями промышленности Чувашской Республики являются машиностроительная и химическая. Развиты также легкая и пищевая отрасли. Энергетика представлена комплексом тепловых электростанций, а также Чебоксарской гидроэлектростанцией (ГЭС). Основными потребителями электрической энергии остаются промышленные предприятия, их доля в электроэнергетическом балансе составляет более 43%. Крупнейшими потребителями являются ОАО "Химпром", ОАО "Промтрактор", ОАО "Чебоксарский агрегатный завод", филиал ОАО "Российские железные дороги" - "Горьковская железная дорога", филиал ООО "Газпром трансгаз Нижний Новгород". Сельское хозяйство. Особое место в экономике Чувашии занимает аграрный комплекс. Площадь сельскохозяйственных угодий составляет 1035,8 тыс. га, или 56,5% общей площади республики, в том числе пашни - 811,0 тыс. га, или 44,2%. Сложившаяся специализация сельского хозяйства - производство овощей, картофеля, молока, мяса, зерна, технических культур, хмеля и кормов для животноводства соответствует природно-экономическим условиям республики. II. Анализ существующего состояния электроэнергетики Чувашской Республики Электроэнергетическая система Чувашии сформирована в 1970-1980 годах и уверенно обеспечивает электроэнергией потребителей Чувашской Республики. Основными проблемами энергосистемы в настоящее время являются несоответствие существующих нагрузок проектным мощностям, которое образовалось в результате изменений экономики на территории республики, а также старение основных фондов. Чувашская энергосистема (рис. 1) охватывает территорию Чувашской Республики, входит в Объединенную энергосистему Средней Волги (ОЭС Средней Волги) и связана с энергосистемами Нижегородской области, Республики Марий Эл, Республики Мордовия и Республики Татарстан по следующим межсистемным воздушным линиям (ВЛ): ВЛ 500 кВ Чебоксарская ГЭС - Нижегородская (Нижегородская область); ВЛ 500 кВ Чебоксарская ГЭС - Помары (Республика Марий Эл); ВЛ 220 кВ Тюрлема - Помары (Республика Марий Эл); ВЛ 220 кВ Канаш - Студенец-1, -2 (Республика Татарстан); ВЛ 220 кВ Чебоксарская ГЭС - Чигашево (Республика Марий Эл); ВЛ 110 кВ Катраси - Сундырь-1, -2 (Республика Марий Эл); ВЛ 110 кВ Кабельная - Кокшайск (Республика Марий Эл); ВЛ 110 кВ Зеленодольская - Тюрлема с заходом на Свияжск (Республика Татарстан); ВЛ 110 кВ Тюрлема - Бишбатман (Республика Татарстан); ВЛ 110 кВ Тюрлема - Нурлаты (Республика Татарстан); ВЛ 110 кВ Шемурша - Дрожжаное (Республика Татарстан); ВЛ 110 кВ Хмельмаш - Ардатов (Республика Мордовия). [Рисунок в электронном виде не приводится, смотри бумажный документ] (Рис. 1) Схема энергосистемы на территории Чувашской Республики В Чувашскую энергосистему входят следующие объекты генерации: Чебоксарская ТЭЦ-1 филиала "Марий Эл и Чувашии" ОАО "Территориальная генерирующая компания N 5" (далее - Чебоксарская ТЭЦ-1); Чебоксарская ТЭЦ-2 филиала "Марий Эл и Чувашии" ОАО "Территориальная генерирующая компания N 5" (далее - Чебоксарская ТЭЦ-2); Новочебоксарская ТЭЦ-3 филиала "Марий Эл и Чувашии" ОАО "Территориальная генерирующая компания N 5" (далее - Новочебоксарская ТЭЦ-3); Филиал ОАО "РусГидро" - "Чебоксарская ГЭС" (далее - Чебоксарская ГЭС). Данные по установленным турбо-, гидрогенераторам на электростанциях в Чувашской Республике приведены в табл. 1. Таблица 1 Установленная генерирующая мощность электростанций ————————————————————————————|—————————————————————————————— Электростанция | Генераторы |—————————————————|———————————— | количество, шт. | МВт ————————————————————————————|—————————————————|———————————— Чебоксарская ТЭЦ-1<*> 0 0 Чебоксарская ТЭЦ-2 4 460 Новочебоксарская ТЭЦ-3<*> 5 350 Чебоксарская ГЭС 18 1370 Итого 27 2180 Данные по установленным мощностям котельного оборудования электростанций представлены в табл. 2. Таблица 2 Установленная мощность котельного оборудования электростанций ————————————————————————————|—————————————————————————————— Электростанция | Энергетические котлы |—————————————————|———————————— | количество, шт. | т/ч ————————————————————————————|—————————————————|———————————— Чебоксарская ТЭЦ-1<*> 0 0 Чебоксарская ТЭЦ-2 5 2500 Новочебоксарская ТЭЦ-3<*> 5 2340 Итого 10 4800 ___________________________ <*> С 1 января 2011 г. выведены из эксплуатации в длительную консервацию генерирующие мощности Чебоксарской ТЭЦ-1 (все турбогенераторы (далее - ТГ) и все котлоагрегаты (далее - КА), а также Новочебоксарской ТЭЦ-3 (ТГ-4, КА-3, -4, -8). В настоящее время суммарная установленная мощность всех электростанций на территории республики составляет 2180 МВт. Однако располагаемая мощность электростанций составляет 1381,64 МВт. Разрывы, ограничение и недоиспользование мощности на электростанциях обусловлены: для Чебоксарской ГЭС: непроектным (пониженным) напором на Чебоксарской ГЭС; непроектным режимом работы гидротурбин Чебоксарской ГЭС в "пропеллерном" режиме; для Чебоксарской ТЭЦ-2, Новочебоксарской ТЭЦ-3: недостаточным потреблением пара 13 атм. из отборов турбин Чебоксарской ТЭЦ-2 и Новочебоксарской ТЭЦ-3; несоответствием технологических режимов проектным параметрам оборудования. Летний период характеризуется дефицитом генерации электрической энергии в связи с загрузкой теплоэлектроцентралей на оптимальный тепловой режим, а также снижением генерации на Чебоксарской ГЭС в связи с меженью на р. Волге. В этот период пиковые нагрузки потребления электрической энергии покрываются за счет перетоков мощности по сетям единой национальной электрической сети. В планах модернизации Новочебоксарской ТЭЦ-3 предполагается установка паровой турбины ПТ-80/10-130/13. Модернизация проводится в рамках распоряжения Правительства Российской Федерации от 11 августа 2010 г. N 1334-р, которым утвержден перечень генерирующих объектов, с использованием которых будет осуществляться поставка мощности по договорам о предоставлении мощности. Срок реализации проекта - 31 декабря 2013 года. На территории Чувашской Республики услуги по передаче электроэнергии оказывают три крупные территориальные сетевые организации (с годовым поступлением в сеть более 300 тыс. кВт-ч): филиал ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" - "Магистральные электрические сети Волги" (далее - филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - "МЭС Волги"); филиал ОАО "Межрегиональная распределительная сетевая компания Волги" - "Чувашэнерго" (далее - филиал ОАО "МРСК Волги" - "Чувашэнерго"); ООО "Коммунальные технологии", а также более 20 (с годовым поступлением в сеть менее 300 тыс. кВт-ч) территориальных сетевых организаций разных форм собственности. Основу электросетевой инфраструктуры класса напряжения 110-35 кВ формируют объекты филиала ОАО "МРСК Волги" - "Чувашэнерго". По состоянию на 1 января 2013 г. основное электротехническое оборудование составляют: линии электропередачи 110-0,4 кВ протяженностью 20495,3 км; понизительные подстанции 110-35 кВ в количестве 101 единицы с суммарной мощностью 2225,1 МВт; подстанции 6-10/0,4 кВ в количестве 4642 единиц с суммарной мощностью 840,49 МВт. В настоящее время на территории Чувашской Республики осуществляют свою деятельность следующие субъекты оптового рынка электрической энергии и мощности: 1. ОАО "Территориальная генерирующая компания N 5" (далее - ОАО "ТГК-5"). 2. Филиал ОАО "РусГидро" - "Чебоксарская ГЭС". 3. Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - "МЭС Волги" (по сетям магистральных сетевых компаний Чувашской Республики). 4. ООО "Русэнергоресурс" (по объектам ОАО "Северо-Западные магистральные нефтепроводы"). 5. ООО "Русэнергосбыт" (для потребителей ОАО "Российские железные дороги" в границах Чувашской Республики). 6. ОАО "Межрегионэнергосбыт" (по объектам ООО "Газпром трансгаз Нижний Новгород"). 7. ОАО "Чувашская энергосбытовая компания". 8. ОАО "Химпром". 9. ООО "Дизаж М" (по объектам ОАО "Промтрактор", ОАО "Чебоксарский агрегатный завод", ОАО "Промтрактор-Вагон"). Гарантирующим поставщиком электроэнергии на территории Чувашской Республики является ОАО "Чувашская энергосбытовая компания". Функционирование электроэнергетики Чувашской Республики характеризуется консолидацией объемов выработки и отпуска электроэнергии потребителям исходя из договорных отношений и оптимизации затрат. Начиная с 2006 года полезный отпуск электроэнергии постепенно нарастал и в 2008 году достиг максимального уровня в 4,714 млрд. кВт-ч. В 2009 году вследствие экономического кризиса и спада производства последовал спад потребления на 15,3% - до 3,980 млрд. кВт-ч. В 2010 году потребление электроэнергии по республике возросло до 4,136 млрд. кВт-ч, или на 4%, по сравнению с 2009 годом. В табл. 3 и на рис. 2 представлена динамика изменения генерации и общего потребления электроэнергии по Чувашской Республике за 2008-2012 годы. Таблица 3 Динамика изменения потребления и выработки электроэнергии по Чувашской Республике за 2008-2012 годы (млн. кВт.ч) —————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|————————— Параметр | 2008 г. | 2009 г. | 2010 г. | 2011 г. | 2012 г. —————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|————————— Потребление<*> 5370,7 5021,5 5042,2 5150,9 5480,5 Выработка 5146,2 4743,9 4890,7 4957,3 5176,2 ____________________ <*> Собственные нужды энергообъектов и потери электроэнергии включительно. [Рисунок в электронном виде не приводится, смотри бумажный документ] Рис. 2. Динамика изменения потребления и выработки электроэнергии по Чувашской Республике за 2008-2012 годы Крупные потребители, расположенные на территории Чувашской Республики, присоединенная мощность которых превышает 13 МВА, приведены в табл. 4. Таблица 4 Крупные потребители электроэнергии, расположенные на территории Чувашской Республики —————|———————————————————————————————|—————————————————|———————————————— N | Потребитель | Максимально по- | Присоединенная пп | | требляемая мощ- | мощность, МВА | | ность, МВт | —————|———————————————————————————————|—————————————————|———————————————— 1. Филиал ООО "Газпром трансгаз 77 210,5 Нижний Новгород" 2. НПС "Тиньговатово" 14 50 3. ОАО "Промтрактор" 60 423 4. ОАО "Чебоксарский агрегатный 56 203 завод" 5. ОАО "Волжская текстильная 13 143 компания" 6. ОАО "Химпром" 66 252 7. Филиал ОАО "Российские же- 50 190 лезные дороги" - "Горьковская железная дорога" Практически все крупные потребители электроэнергии находятся в северной части Чувашской Республики, что обусловливает особые требования к надежности и пропускной способности электрических сетей гг. Чебоксары, Новочебоксарска и Чебоксарского района. Одними из основных потребителей являются следующие предприятия: ОАО "Промтрактор" - одно из ведущих предприятий российского машиностроительного холдинга "Концерн "Тракторные заводы", третий в мире крупнейший производитель тяжелой бульдозерно-рыхлительной и трубоукладочной техники; ОАО "Химпром" - одно из крупнейших предприятий отечественной химической индустрии; ОАО "Чебоксарский агрегатный завод" - предприятие, производящее запасные части к ходовым системам промышленной, сельскохозяйственной и трелевочной гусеничной техники, а также узлы и детали сцепления для тракторов, комбайнов и автомобилей. Начиная с 2010 года зафиксировано повышение потребления электрической энергии практически по всем отраслям экономики Чувашской Республики: в промышленности в целом - около 2%, в том числе в машиностроении и металлообработке - более 6%, в производстве строительных материалов - на 2%, в сфере транспортных услуг и связи - на 13%. Увеличение потребления также связано с более холодным зимним периодом 2010 года, а также с продолжительным периодом аномально высоких температур в летний период, в связи с чем показательно увеличение потребления электроэнергии населением более чем на 20% по сравнению с предыдущим годом. Удельное потребление электроэнергии в целом по республике составляет 3360 кВт-ч/чел. в год, что в 1,7-1,8 раза меньше, чем в среднем по России. При этом удельное потребление электроэнергии в социально-бытовой сфере находится на среднероссийском уровне. Прогноз спроса на электрическую энергию и прогноз потребления электрической мощности, разрабатываемые филиалом ОАО "Системный оператор Единой энергетической системы" - "Региональное диспетчерское управление энергосистемы Чувашской Республики - Чувашии", представлены в табл. 5, 6. Таблица 5 Прогноз потребления электрической энергии на территории Чувашской Республики ——————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|————————— | 2013 г. | 2014 г. | 2015 г. | 2016 г. | 2017 г. | 2018 г. ——————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|————————— Потребление, млн. кВт.ч 5251 5625 5729 5833 5933 6027 Таблица 6 Прогноз потребления электрической мощности на территории Чувашской Республики ——————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|————————— | 2013 г. | 2014 г. | 2015 г. | 2016 г. | 2017 г. | 2018 г. ——————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|————————— Зимний максимум, МВт 958 964 988 1016 1032 1048 Летний максимум, МВт 651 659 675 694 705 716 III. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории Чувашской Республики Наиболее проблемной в части электроснабжения является северная часть Чувашской Республики, где сосредоточены основные потребители. Чебоксарский энергетический узел имеет 25 центров питания, из них 14 - входящие в состав филиала ОАО "МРСК Волги" - "Чувашэнерго" (Северное производственное отделение). Данные по центрам питания (подстанциям) (далее - ПС) приведены в табл. 7. Таблица 7 Сведения по ПС северного энергетического узла Чувашской Республики ——————|———————————————————————|—————————|———————————|————————|——————————————————————|———————————— N | Наименование ПС | Диспет- | Тип | Мощ- | Напряжение, кВ | Год ввода пп | | черское | | ность, | | в эксплуа- | | наиме- | | МВА | | тацию | | нование | | | | | | транс- | | | | | | форма- | | | | | | тора | | |———————|———————|——————| | | | | | высо- | сред- | низ- | | | | | | кое | нее | кое | ——————|———————————————————————|—————————|———————————|————————|———————|———————|——————|———————————— 1. Заовражная Т-1 ТДН 16,0 115,0 0,0 11,0 09.09.1988 Т-2 ТДН 16,0 115,0 0,0 11,0 11.11.1984 2. Западная Т-1 ТДН 16,0 115,0 0,0 6,6 11.11.1972 Т-2 ТРДН 25,0 115,0 6,3 6,3 11.11.2005 Т-3 ТДН 16,0 115,0 0,0 6,6 09.09.1992 3. Вурманкасы Т-1 ТДН 16,0 115,0 0,0 11,0 12.12.1981 Т-2 ТДН 16,0 115,0 0,0 11,0 12.12.1992 4. Кировская Т-1 ТДТН 25,0 115,0 11,0 6,6 11.11.1988 Т-2 ТДТН 25,0 115,0 11,0 6,6 11.11.1988 5. Лапсарская Т-1 ТДН 10,0 110,0 0,0 11,0 11.11.1975 Т-2 ТДН 16,0 115,0 0,0 11,0 11.11.1979 6. Парковая Т-1 ТДН 16,0 115,0 0,0 6,6 11.11.1989 Т-2 ТМН 16,0 115,0 0,0 6,6 11.11.1980 7. Радуга Т-1 ТДН 16,0 115,0 0,0 11,0 11.11.1985 Т-2 ТДН 16,0 115,0 0,0 11,0 11.11.1986 8. Светлая Т-1 ТДТН 10,0 115,0 0,0 11,0 11.11.1982 Т-2 ТДН 10,0 115,0 0,0 11,0 11.11.1970 9. Сосновка Т-1 ТМ 4,0 35,0 0,0 6,3 11.11.1983 Т-2 ТМ 5,6 35,0 0,0 6,3 11.11.1969 10. Стрелка Т-1 ТРДН 25,0 115,0 6,6 6,6 30.10.2009 Т-2 ТРДН 25,0 115,0 6,6 6,6 11.12.2009 11. Студенческая Т-1 ТРДН 40,0 115,0 6,6 6,6 18.10.2001 Т-2 ТДН 16,0 115,0 0,0 6,6 01.01.1985 Т-3 ТДН 16,0 110,0 0,0 6,6 01.01.1978 12. Чандрово Т-1 ТМН 2,5 35,0 0,0 11,0 11.11.1985 13. Южная Т-1 ТРДН 40,0 115,0 6,6 6,6 30.10.2010 Т-2 ТРДН 40,0 115,0 6,6 6,6 15.09.2009 14. Новый город Т-1 ТРДН 40,0 115,0 11,0 11,0 30.12.2009 Т-2 ТРДН 40,0 115,0 11,0 11,0 30.12.2009 15. Чебоксарская ТЭЦ-1 Т-1 ТДНГ-1 15,0 110,0 0,0 6,6 01.01.1965 (открытое распредели- Т-2 ТДНГ-2 15,0 110,0 0,0 6,6 01.01.1964 тельное устройство (далее - ОРУ)-110 кВ) 16. Чебоксарская ТЭЦ-2 1Т ТРДН 32,0 110,0 0,0 6,6 11.11.1974 (ОРУ-110 кВ) 2Т ТРДН 32,0 110,0 0,0 6,6 11.11.1978 Чебоксарская ТЭЦ-2 1ГТ ТДЦ 200,0 110,0 0,0 0,0 11.11.1978 2ГТ ТДЦ 125,0 110,0 0,0 0,0 11.11.1981 3ГТ ТДЦ 200,0 110,0 0,0 0,0 11.11.1984 4ГТ ТДЦ 125,0 110,0 0,0 0,0 11.11.1986 01Т ТРДН 25,0 110,0 0,0 6,0 11.11.1978 11Т ТРДНС 25,0 35,0 0,0 72,0 11.11.1978 22Т ТРДНС 10,5 6,0 0,0 0,0 11.11.1981 33Т ТДНС 16,0 35,0 0,0 0,0 11.11.1984 44Т ТНДН 25,0 10,0 0,0 0,0 11.11.1993 17. ОАО "Чебоксарское Т-1 ТРДН 40,0 110,0 0,0 6,0 н/д производственное объ- Т-2 ТРДН 40,0 110,0 0,0 6,0 н/д единение им. В.И.Ча- паева" 18. ОАО "Всероссийский Т-1 ТМ 6,3 110,0 0,0 6,0 н/д научно-исследователь- Т-2 ТМ 6,3 110,0 0,0 6,0 н/д ский, проектно-конст- рукторский и техноло- гический институт ре- лестроения с опытным производством" 19. ОАО "Чебоксарский Т-1 ТРДН 40,0 115,0 6,3 6,3 н/д хлопчатобумажный Т-2 ТРДН 40,0 115,0 6,3 6,3 н/д комбинат", главная понизительная под- станция N 2 (далее - ГПП) ОАО "Чебоксарский Т-1 ТДТНГ 40,0 110,0 6,0 6,0 н/д хлопчатобумажный Т-2 ТРДН 31,5 110,0 6,0 6,0 н/д комбинат", ГПП-1 20. ОАО "Чебоксарский Т-1 ТДНГ 31,5 110,0 0,0 6,0 н/д агрегатный завод", Т-2 ТДНГ 31,5 110,0 0,0 6,0 н/д ГПП-1 ОАО "Чебоксарский Т-1 ТРДН 40,0 110,0 6,0 6,0 н/д агрегатный завод", Т-2 ТРДН 40,0 110,0 6,0 6,0 н/д ГПП-2 21. ОАО "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. ОАО "Промтрактор", Т-1 ТДН 16,0 110,0 0,0 6,0 н/д ГПП-1 Т-2 ТДН 16,0 110,0 6,0 6,0 н/д ОАО "Промтрактор", Т-1 ТРДЦН 80,0 110,0 6,0 6,0 н/д ГПП-2 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 ОАО "Промтрактор", Т-1 ТРДЦН 63,0 110,0 6,0 6,0 н/д ГПП-3 Т-2 ТРДЦН 63,0 110,0 6,0 6,0 н/д ОАО "Промтрактор", Т-1 ТРДЦН 63,0 110,0 6,0 6,0 н/д ГПП-4 23. ОАО "Текстильмаш" Т-1 ТРДН 25,0 110,0 6,0 6,0 н/д Т-2 ТРДН 25,0 110,0 6,0 6,0 н/д 24. ООО "Газпром транс- Т-1 ТРДЦН 63,0 220,0 10,0 10,0 н/д газ Нижний Новгород" Т-2 ТРДЦН 63,0 220,0 10,0 10,0 н/д В табл. 8 приведены центры питания наиболее энергоемкого северного района Чувашской Республики по состоянию на 2012 год и с оценкой роста нагрузок на 2016-2020 годы. Таблица 8 ——————|—————————————————|————————————————|——————|———————————|————————————————————————————— N | Наименование ПС | Диспетчерское | Тип | Мощность, | Данные по нагрузкам, МВА пп | | наименование | | МВА |—————————|—————————|————————— | | трансформатора | | | 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 ТДН 16,0 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 10,0 8,1 9,82 16,04 Т-2 ТДН 16,0 6. Радуга Т-1 ТДН 16,0 23,93 26,91 33,69 Т-2 ТДН 16,0 7. Светлая Т-1 ТДТН 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 2,5 11. Спутник Т-1 ТРДН 40,0 29,21 30,72 35,47 Т-2 40,0 Подробная информация о росте нагрузок за 2008-2015 годы по центрам питания 35-110 кВ приведена в приложении N 1. Неуклонно нарастающая степень изношенности высоковольтного оборудования требует разработки и реализации программ технического перевооружения, планов модернизации и реконструкции ряда ПС, воздушных и кабельных линий. При этом необходимо рассмотреть возможность в перспективе перевода городских электрических сетей с напряжения 10/6 кВ на напряжение 35/20 кВ. Следует отметить отсутствие у гг. Чебоксары и Новочебоксарска градостроительных планов, предусматривающих необходимые коридоры и территории для линий электропередачи, строительства и реконструкции ПС. Кроме того, в ходе изучения структуры магистральных электросетей напряжением 220 кВ и материалов расследования произошедших аварий в энергосистеме выявлены определенные недостатки в прошлых проектных решениях. Объектом электроэнергетики классом напряжения 500 кВ является ОРУ-500/220 кВ Чебоксарской ГЭС, к которому радиально подключены все четыре узловые ПС, а также другой независимый источник электроэнергии - Чебоксарская ТЭЦ-2 с двумя ВЛ-220 кВ. ОРУ-220 кВ Чебоксарской ТЭЦ-2 не имеет непосредственных связей с другими узловыми ПС магистральных сетей. Основными проблемами распределительных сетей 110-35-10-6 кВ являются: неуклонное старение высоковольтного электрооборудования; снижение качества подвесных и опорных изоляторов, бумажно-масляной изоляции; ухудшение работы аппаратуры систем телемеханики, связи, противоаварийной автоматики и релейной защиты. Анализ результатов диагностики показывает, что к особенно напряженным элементам с наибольшим количеством развивающихся дефектов высоковольтного электрооборудования относятся: высоковольтные вводы с бумажно-масляной изоляцией; регуляторы под нагрузкой силовых трансформаторов; контактные системы высоковольтных выключателей; контуры заземления ПС (из-за коррозии); опоры ВЛ в сетях с изолированной нейтралью (6-35кВ) и значительными емкостными токами; системы молниезащиты ПС, средства защиты высоковольтного электрооборудования от рабочих коммутационных и грозовых перенапряжений. Все перечисленные выше экспертные оценки состояния высоковольтного электрооборудования и основные актуальные проблемы высоковольтных электрических сетей касаются и ПС генерирующих предприятий Чебоксарской ГЭС, Чебоксарской ТЭЦ-1, Чебоксарской ТЭЦ-2 и Новочебоксарской ТЭЦ-3. В соответствии с Энергетической стратегией Чувашской Республики на период до 2020 года, утвержденной постановлением Кабинета Министров Чувашской Республики от 30 декабря 2005 г. N 349 (далее - Энергетическая стратегия), главными целями дальнейшего развития магистральных и распределительных сетей Чувашской энергосистемы являются: преодоление старения основных фондов электрических сетей и высоковольтного оборудования путем неуклонного увеличения масштабов работ по реконструкции, модернизации и техническому перевооружению; развитие централизованного технологического управления электрическими сетями. В соответствии с анализом технических условий на технологические присоединения (ТУ на ТП) рост нагрузок происходит в основном в северном районе Чувашской энергосистемы (гг. Чебоксары, Новочебоксарск и Чебоксарский район), что приводит к постепенному росту загрузки оборудования и ВЛ. Проведенные расчеты для нормальных режимов показывают, что в нормальном режиме перетоки по ВЛ и оборудованию не превышают максимально допустимых значений, напряжение в контрольных пунктах энергосистемы находится в допустимых пределах (приложение N 2). Существующий в последние годы летний режим работы энергосистемы характеризуется минимальными нагрузками ТЭЦ. Минимальные нагрузки электростанций определяются из условия обеспечения тепловой энергией потребителей промышленных предприятий и нагрузки горячего водоснабжения гг. Чебоксары и Новочебоксарска при минимальных удельных расходах на ее производство. Перетоки мощности по оборудованию энергосистемы и напряжение на ПС в указанном режиме находятся в пределах допустимых значений, но накладывают ряд ограничений по выводу в ремонт оборудования в период летней ремонтной кампании: в ремонтных и аварийных режимах возможна перегрузка ВЛ-220 кВ Чебоксарской ГЭС-1(-2), автотрансформаторов (далее - АТ) АТ-1(-2) 220/110 кВ Чебоксарской ТЭЦ-2 (в летний период). Вывод в ремонт АТ-1(-2) Чебоксарской ТЭЦ-2 возможен при вводе системных ограничений из-за перегрузки оставшегося в работе АТ-2(-1) до 50%. Большие перетоки мощности на шины ОРУ-220/110 кВ Чебоксарской ТЭЦ-2 от Чебоксарской ГЭС вызваны низкой генерацией Чебоксарской ТЭЦ-2, Новочебоксарской ТЭЦ-3 и достаточно высоким уровнем потребления гг. Чебоксары и Новочебоксарском. Ремонт указанного оборудования в летний период возможен лишь при уровне генерации электростанций не ниже 200-250 МВт. Аварийное отключение одного из АТ Чебоксарской ТЭЦ-2 кроме перегрузки оставшегося в работе АТ вызовет снижение напряжения на шинах электростанции до уровня 105 кВ, что негативно скажется на работе механизмов электростанции; вывод в ремонт межсистемных и системообразующих ВЛ-220 кВ Помары - Тюрлема и Чебоксарская ГЭС - Тюрлема в режиме минимальной генерации ТЭЦ и возможные возмущения в энергосистеме (отключение СШ-220 кВ Чебоксарской ГЭС) могут привести к нарушению устойчивости и выделению ее на изолированную работу со срабатыванием устройств противоаварийной автоматики и погашением потребителей; вывод в ремонт ВЛ-220 кВ Чебоксарской ГЭС-1, -2 невозможен из-за риска отключения оставшейся в работе ВЛ-220 кВ Чебоксарской ГЭС-2, -1, снижения напряжения на шинах электростанций с дальнейшим перегрузом и отключением ВЛ-110 кВ Новочебоксарская ТЭЦ-3 - Чигашево, Тюрлема - Тиньговатово, Тюрлема - Канаш, глубоким снижением напряжения в энергосистеме и выделением северного района Чувашской энергосистемы на изолированную работу. Этот же режим установится в энергосистеме и при отключении двух АТ Чебоксарской ТЭЦ-2 (один в ремонте, второй отключается действием защит). Снятие перегруза решается за счет увеличения генерации ТЭЦ (введено контролируемое сечение) в 2014-2018 годах. Располагаемой мощности ТЭЦ достаточно для недопущения (снятия) перегруза. Недостаточный уровень генерации реактивной мощности в условиях минимальной генерации ТЭЦ также является одной из проблем летнего режима энергосистемы как в ремонтных, так и аварийных режимах и может привести к недопустимому снижению напряжения и потере собственных нужд ТЭЦ с последующей остановкой. 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 (108/124%). Загрузка ПС, питающихся от ВЛ-110 кВ Южная-1, -2, приведена в табл. 9. Таблица 9 Загрузка ПС, питающихся от ВЛ-110 кВ Южная-1, -2, МВА ————————————————————|———————————————|———————————————|———————————————|———————————————|———————————————|———————————————|——————————————— Наименование | 2010 г. | 2011 г. | 2012 г. | 2013 г. | 2014 г. | 2015 г. | 2016 г. |———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|——————— | P | Q | P | Q | P | Q | P | Q | P | Q | P | Q | P | Q ————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|——————— ВНИИР-1 3,70 1,80 3,98 1,94 4,05 1,97 4,12 2,01 4,17 2,03 4,22 2,05 4,27 2,08 ВНИИР-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-1 15,10 7,10 16,24 7,64 16,52 7,77 16,82 7,91 17,03 8,01 17,22 8,10 17,44 8,20 ПС Южная-2 16,30 8,20 17,53 8,82 17,84 8,97 18,16 9,13 18,38 9,25 18,59 9,35 18,82 9,47 ПС Кировская-1 2,50 1,30 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-2 3,90 2,00 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-1 9,10 4,50 9,79 4,84 9,96 4,92 10,14 5,01 10,26 5,08 10,38 5,13 10,51 5,20 ПС Чапаевская-2 9,30 4,70 10,00 5,06 10,18 5,14 10,36 5,24 10,49 5,30 10,61 5,36 10,74 5,43 ПС Западная-1, -3 16,40 8,20 17,64 8,82 17,94 8,97 18,27 9,13 18,50 9,25 18,71 9,35 18,94 9,47 ПС Западная-2 12,00 6,00 12,91 6,45 13,13 6,57 13,37 6,68 13,53 6,77 13,69 6,84 13,86 6,93 ПС Заовраж- 1,70 0,90 1,83 0,97 1,86 0,98 1,89 1,00 1,92 1,02 1,94 1,03 1,96 1,04 ная-2 ПС Студенче- 10,20 5,10 10,97 5,49 11,16 5,58 11,36 5,68 11,50 5,75 11,64 5,82 11,78 5,89 ская-1 ПС Парковая-1 2,20 1,10 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 Юж- 48,50 23,80 52,17 25,60 53,07 26,04 54,03 26,51 54,70 26,84 55,32 27,15 56,00 27,48 ная-1 ВЛ 110 кВ Юж- 53,90 27,10 57,97 29,15 58,98 29,65 60,04 30,19 60,79 30,57 61,48 30,91 62,24 31,29 ная-2 ————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|————————— Наименование | 2010 г. | 2011 г. | 2012 г. | 2013 г. | 2014 г. | 2015 г. | 2016 г. ————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|————————— ВЛ 110 кВ Южная-1, ток А 283,56 304,99 310,26 315,87 319,83 323,45 327,41 ВЛ 110 кВ Южная-2, ток А 316,65 340,58 346,47 352,73 357,15 361,20 365,62 При аварии/ремонте, ток А 600,20 645,57 656,73 668,60 676,97 684,65 693,03 Предельно допустимый ток при -5°С 558,00 558,00 558,00 558,00 558,00 558,00 558,00 Перегрузка 108% 116% 118% 120% 121% 123% 124% 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 в центрах, приближенных к нагрузке на базе (с заменой) существующих котельных. При большом количестве ПС, получающих питание от двухцепной ВЛ-110 кВ Южная-1, -2 (восемь ПС-110 кВ), и продолжении роста количества ТУ на ТП в г. Чебоксары 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. Это позволит разгрузить ВЛ-110 кВ Южная-1, -2 и обеспечить возможность подключения новых потребителей (ТУ на ТП, в том числе реализация 3 и 4 этапов отозванного в настоящее время ТУ на ТП по микрорайону ул. Б. Хмельницкого), а также разгрузить АТ-1, -2 220/110 кВ Чебоксарской ТЭЦ-2. Однако данное мероприятие без усиления центра питания ПС Катраси приведет к дополнительному увеличению загрузки ВЛ-110 кВ Чебоксарская ТЭЦ-2 - Катраси и ВЛ-110 кВ Новочебоксарская ТЭЦ-3 - Катраси, питающих ПС Катраси. В ремонтных и аварийных режимах при отключении ВЛ-110 кВ Чебоксарская ТЭЦ-2 - Катраси загрузка оставшейся в работе ВЛ-110 кВ Новочебоксарская ТЭЦ-3 - Катраси превысит максимально допустимое значение (до 137,5% в зимний период), вызовет снижение напряжения на ПС Катраси (до 109/108 кВ летом и до 98/96 кВ зимой). Расчетные режимы приведены в приложении N 2. Для обеспечения надежного электроснабжения потребителей, подключенных к ПС Катраси, в нормальных, аварийных и ремонтных режимах (в том числе и в случае реализации перевода электроснабжения части ПС с ВЛ-110 кВ Южная-1, -2 на ПС Катраси) необходимо строительство в районе ПС Катраси новой ПС напряжением 220 кВ (ПС Катраси-2). Строительство целесообразно выполнять в два этапа: первый - строительство ОРУ-220 кВ, выполнение захода на ПС Катраси-2 ВЛ-220 Чебоксарская ГЭС - Венец, установка АТ-1 220/110 кВ мощностью 125 МВА, установка БСК-110 кВ; второй - строительство новой ВЛ-220 кВ Чебоксарская ГЭС - Катраси-2, установка АТ-2 220/110 кВ мощностью 125 МВА. Строительство ПС Катраси-2 позволит повысить надежность электроснабжения г. Чебоксары, в том числе растущих районов Хыркасы и Чандрово (дополнительный центр питания напряжением 220 кВ), и обеспечить проведение ремонтных работ на ВЛ-110 кВ Южная-1, -2. Наиболее тяжелые аварийные возмущения (режимы) сведены в табл. 10. Таблица 10 Расчетные аварийные возмущения (режимы) —————|——————————————————————————|——————————————————————————————|———————————————————————————————————————————— N | Аварийное | Критические места | Решение пп | возмущение (режим) | энергосистемы | —————|——————————————————————————|——————————————————————————————|———————————————————————————————————————————— 1. Отключение ВЛ-110 кВ загрузка оставшейся в работе для обеспечения надежного электроснаб- Южная-1, -2 цепь ВЛ-110 кВ Южная-2, -1 пре- жения потребителей, получающих пита- вышает максимально допус- ние от ВЛ-110 кВ Южная-1, -2, в ремонт- тимое значение (108 / 124%) ных и аварийных режимах необходимо проведение мероприятий по увеличению пропускной способности на данных ВЛ (замена провода, опор и др.) либо новое сетевое строительство. В связи с большим количеством ПС, по- лучающих питание от ВЛ-110 кВ Юж- ная-1, -2 (8 ПС-110 кВ), и продолжением роста количества ТУ на ТП в г. Чебоксары предпочтительным является перевод электроснабжения части ПС, запитанных от ВЛ-110 кВ Южная-1, -2, с Чебоксар- ской ТЭЦ-2 на ПС Катраси. Это позволит разгрузить ВЛ-110 кВ Южная-1, -2 и обеспечить возможность подключения новых потребителей (ТУ на ТП, в том числе реализация 3 и 4 этапов отозванно- го в настоящее время ТУ на ТП по микро- району "Богданка"), а также разгрузить АТ-1, -2 220/110 кВ Чебоксарской ТЭЦ-2. Строительство когенерационных станций общей мощностью до 100 МВт 2. Одновременное от- при одновременном отклю- для обеспечения повышения напряжения ключение ВЛ-110 кВ чении ВЛ-110 кВ Чебоксар- в ремонтных/аварийных режимах необхо- Чебоксарская ТЭЦ-2 - ская ТЭЦ-2 - Катраси и дима установка БСК-110 кВ на ПС Катра- Катраси и ВЛ-110 кВ ВЛ-110 кВ Новочебоксарская си либо, что более предпочтительно, но- Новочебоксарская ТЭЦ-3 - Катраси (участков вое сетевое строительство (заход ВЛ-220 кВ ТЭЦ-3 - Катраси данных ВЛ ) напряжение на Чебоксарская ГЭС - Венец на ПС Катра- ПС Катраси снижается до си-2 с установкой АТ 220/110 кВ на ПС уровня 104-96 кВ и ниже в Катраси-2) зависимости от уровня по- требления и схемы основной сети Чувашской энергосисте- мы 3. Отключение ВЛ-110 кВ при отключении ВЛ-110 кВ для обеспечения повышения напряжения Чебоксарская ТЭЦ-2 - Чебоксарская ТЭЦ-2 - Катра- и обеспечения поддержания перетоков Катраси (после пере- си загрузка оставшейся в ра- мощности в допустимых пределах в ре- вода на ПС Катраси боте ВЛ-110 кВ Новочебок- монтных/аварийных режимах необходимо электроснабжения сарская ТЭЦ-3 - Катраси пре- новое сетевое строительство (заход части ПС, получаю- высит максимально допусти- ВЛ-220 кВ Чебоксарская ГЭС - Венец на щих в настоящее вре- мое значение (до 137,5% в ПС Катраси-2 с установкой АТ на ПС мя электроснабжение зимний период), вызовет Катраси-2) по ВЛ-110 кВ Южная- снижение напряжения на ПС 1, -2 с Чебоксарской Катраси (до 109?108 кВ летом ТЭЦ-2, без сетевого и до 98?96 кВ зимой) строительства) 4. Отключение ВЛ-110 кВ при отключении ВЛ-110 кВ для обеспечения повышения напряжения Новочебоксарская Новочебоксарская ТЭЦ-3 - и обеспечения поддержания перетоков ТЭЦ-3 - Катраси с от- Катраси с отпайкой на ПС мощности в допустимых пределах в ре- пайкой на ПС Новая Новая загрузка оставшейся в монтных/аварийных режимах необходимо (после перевода на ПС работе ВЛ-110 кВ Чебоксар- новое сетевое строительство (заход Катраси электроснаб- ская ТЭЦ-2 - Катраси превы- ВЛ-220 кВ Чебоксарская ГЭС - Венец на жения части ПС, полу- сит максимально допустимое ПС Катраси-2 с установкой АТ на ПС чающих в настоящее значение (до 130,5% в зимний Катраси-2) время электроснабже- период), вызовет снижение ние по ВЛ-110 кВ напряжения на ПС Катраси Южная-1, -2 с Чебок- (до 109/108 кВ летом и до сарской ТЭЦ-2, без се- 98/96 кВ зимой) тевого строительства) 5. Отключение ВЛ 220 кВ перегруз на 9,6% оставшегося строительство новых когенерационных Чебоксарская ГЭС - в работе АТ-1, -2 220/110 кВ станций в районе котельной N 4-С и юго- Чебоксарская ТЭЦ-2 - Чебоксарской ТЭЦ-2 (при западном районе г. Чебоксары I (II) цепь или АТ-1, -2 уровне нагрузок 2010 г.) 220/110 кВ Чебоксар- ской ТЭЦ-2 Потокораспределение мощности по сети 110 кВ для нормального и аварийного режимов приведены в приложении N 2. IV. Основные направления развития электроэнергетики Чувашской Республики В соответствии с Энергетической стратегией для повышения уровня благосостояния населения требуется дальнейшее повышение энерговооруженности труда, а также рост потребления электрической энергии с приближением душевого потребления электрической энергии к среднероссийским значениям - 6-7 тыс. кВт-ч/чел. в год. Анализ темпов потребления электрической энергии в Чувашской Республике за последние годы показывает, что вследствие экономического кризиса 2008-2009 годов, значительного спада потребления электрической энергии промышленностью, сельским хозяйством, а также в результате реализации Республиканской целевой программы энергосбережения в Чувашской Республике на 2010-2015 годы и на период до 2020 года, утвержденной постановлением Кабинета Министров Чувашской Республики от 2 февраля 2010 г. N 27, Чувашская энергосистема докризисной загрузки (2008 год) достигла в 2012 году. Для повышения надежности электроснабжения и энергетической безопасности необходимо в дальнейшем: преодолеть старение основных фондов, сетей, ПС; увеличить собственную генерацию на основе эффективных (теплофикационных) схем с использованием потенциала газификации республики и систем централизованного теплоснабжения на первом этапе до 2016 года в г. Чебоксары; начиная с 2016 года реконструировать Новочебоксарскую ТЭЦ-3, Чебоксарскую ТЭЦ-2 с замещением выбывающих мощностей на парогазовые; развивать схему электроснабжения северной промышленной зоны сетями 220 кВ, строительством ПС 220/110 кВ Катраси-2 в 2014-2018 годах и в будущем ПС-220 кВ Новый город. V. Основные выводы по развитию электрической генерации на основе централизованных схем теплоснабжения 1. Для решения проблем повышения энергоэффективности и надежности энергоснабжения целесообразно провести проектные работы по созданию ТЭЦ в г. Чебоксары. 2. Ввод электрических генерирующих мощностей, покрывающих нагрузку ПС, присоединенных к ВЛ-110 кВ Южная-1, -2, в объеме 25-40 МВт существенно снизит их загрузку. Для проведения электротехнических расчетов перетоков мощности в системе следует провести проработку схемы выдачи мощности энергетических установок. В гг. Канаше, Алатыре, Шумерле строительство ТЭЦ менее актуально изза значительного резерва электросетевых и трансформаторных мощностей. VI. Основные выводы по развитию объектов электросетевого хозяйства электроэнергетического комплекса Чувашской Республики Основные направления развития электроэнергетического комплекса Чувашской Республики приведены в табл. 11. Таблица 11 ——————|——————————————————————————————————————|———————————|——————————————|——————————————— N | Наименование объекта | Проектная | Год начала / | Ориентиро- пп | | мощность, | окончания | вочная стои- | | МВА | | мость объек- | | | | та, млн. руб- | | | | лей ——————|——————————————————————————————————————|———————————|——————————————|——————————————— Сетевое строительство 110-35 кВ 1. Реконструкция участка ВЛ-110 кВ 2015/2016 48,00 Студенческая - Заовражная 2. ПИР на строительство второй цепи 2018 6,56 ВЛ-35 кВ Катраси - Чандрово 3. Реконструкция ПС 110/10 кВ Вурна- 2х25 2011/2014 62,6 ры 4. Реконструкция ПС 110/10 кВ Перво- 2х2,5 2006/2014 88,15 майская (II очередь) 5. Реконструкция ПС 110/10 кВ Вур- 2х25 2008/2015 138,83 манкасы 6. Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Ур- 2х25 2014/2019 114,39 мары 7. Реконструкция ПС 110/10 кВ Лапсар- 16 2012/2013 88,45 ская 8. Замена короткозамыкателя - отдели- 2011/2019 117,68 теля нагрузки ОДКЗ-110 на элегазо- вом выключателе ВГТ-110 кВ на ПС Заовражная, Кировская, Светлая, Но- вая 9. Реконструкция ПС 110/10 кВ Кугеси 2х16 2014/2016 127,29 10. Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Кат- 2х16 1995/2016 217,73 раси 11. Реконструкция ПС Студенческая, за- 40 2013/2014 93,50 мена 2х16 на 40, заходы с двухцепных на одноцепные 12. Строительство ПС Коммунальная 2013/2016 253,94 110/10 кВ с разрезанием ВЛ-110 кВ Южная-1, -2. Завершение строитель- ства ВЛ-110 кВ Чапаевская-2 13. Строительство ОРУ-220 кВ ПС Кат- 2х125 2014/2017 1120,00 раси-2, выполнение захода на ПС Катраси-2 ВЛ-220 кВ Чебоксарская ГЭС - Венец, установка АТ-1 220/110 кВ мощностью 125 МВА Генерация (МВт) 14. ПТ-80 (Новочебоксарская ТЭЦ-3) 80 2012/2014 1350 1. Реконструкция участка ВЛ-110 кВ Студенческая - Заовражная - перевод участка ВЛ-110 кВ из двухцепного исполнения в одноцепное. Это повысит надежность электропитания водозабора г. Чебоксары, который является потребителем I категории.<*> 2. Строительство второй цепи ВЛ-35 кВ Катраси - Чандрово - обеспечение электроэнергией быстроразвивающихся районов Хыркасы и Чандрово. Повышение надежности электроснабжения. 3. Реконструкция ПС 110/10 кВ Вурнары - замена трансформатора 10 МВА на 25 МВА, обеспечение электроэнергией быстроразвивающегося района пгт Вурнары. 4. Реконструкция ПС 110/10кВ Первомайская (II очередь) - установка второго трансформатора на 2,5 МВА. Повышение надежности электроснабжения. 5. Реконструкция ПС 110/10 кВ Вурманкасы - замена двух трансформаторов по 16 МВА на 25 МВА, обеспечение электроэнергией быстроразвивающегося новоюжного района г. Чебоксары. 6. Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Урмары - замена трансформатора 16 МВА на 25 МВА, обеспечение электроэнергией быстроразвивающегося района пгт Урмары. 7. Реконструкция ПС 110/10 кВ Лапсарская - замена трансформатора 10 МВА на 16 МВА, обеспечение электроэнергией быстроразвивающегося района пос. Лапсары. 8. Замена короткозамыкателя - отделителя нагрузки ОДКЗ-110 на элегазовом выключателе ВГТ-110 кВ на ПС Заовражная, Кировская, Парковая, Светлая, Новая, Восточная, Тормозная - замена коммутационных аппаратов упрощенной схемы коммутации (короткозамыкатель - отделитель нагрузки) на выключатели 110 кВ, позволяющие оперативно вести режим работы электросети и отключать аварийное оборудование непосредственно на подстанции. 9. Реконструкция ПС 110/10 кВ Кугеси - замена двух трансформаторов по 10 МВА на 16 МВА, обеспечение электроэнергией быстроразвивающегося северо-западного района г. Чебоксары. 10. Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Катраси - замена двух трансформаторов по 10 МВА на 16 МВА, обеспечение электроэнергией быстроразвивающихся районов Хыркасы и Чандрово. 11. Реконструкция ПС Студенческая - замена двух трансформаторов по 16 МВА на один трансформатор 40 МВА, обеспечение электроэнергией быстроразвивающегося северо-западного района г. Чебоксары. Перевод участка ВЛ-110 кВ из двухцепного исполнения в одноцепное. Это повысит надежность электроснабжения ПС. 12. Строительство ПС Коммунальная 110/10 кВ с разрезанием ВЛ-110 кВ Южная-1, -2, завершение строительства ВЛ-110 кВ Чапаевская-2 - по состоянию на 2012 год в аварийном или ремонтном режиме (при отключении одной цепи) перегрузка ВЛ сверх допустимой величины составляет 8% и с перспективным ростом нагрузок района будет увеличиваться (см. табл. 11). Ввиду отсутствия возможности замены проводов и опор ВЛ-110 кВ Южная-1, -2, а также отсутствия коридора возникает необходимость перевода части нагрузки с ВЛ-110 кВ Южная-1, -2 на питание от ПС 110/35/10 кВ Катраси. На первом этапе достаточно будет возвести ОРУ-110 кВ без силовых трансформаторов. Питание собственных нужд ПС следует осуществлять от распределительного пункта 6 кВ. По мере застройки микрорайона "Богданка" следует производить поэтапный ввод трансформирующих мощностей. Ввод в работу ОРУ-110 кВ ПС Коммунальная необходимо синхронизировать по времени с выполнением первого этапа пункта 15 табл. 11. 13. Строительство ОРУ-220 кВ ПС Катраси-2, выполнение захода на ПС Катраси-2 ВЛ-220 кВ Чебоксарская ГЭС - Венец, установка АТ-1, -2 220/110 кВ мощностью 125 МВА, установка БСК-110 кВ; строительство ВЛ-220 кВ Чебоксарская ГЭС - Катраси-2 - усиление центра питания Катраси со строительством ПС Катраси-2 220/110/10 кВ необходимо для обеспечения электроэнергией севера Чебоксарского района, а также быстрорастущих нагрузок северо-западного района г. Чебоксары, повышения надежности электроснабжения и возможности кольцевания сети 220/110 кВ промышленного севера Чувашской Республики. Строительство ПС Катраси-2 предполагается выполнить в два этапа: на первом этапе выполняется возведение ОРУ-220/110 кВ Катраси-2, разрезание и заход ВЛ-220 кВ Чебоксарская ГЭС - Венец на ОРУ-220 кВ ПС Катраси-2, установка первого автотрансформатора АТ-1 220/110/10 кВ 125 МВА, выполнение связей с ОРУ-110 кВ Катраси. Установка на ПС Катраси БСК-110 кВ; на втором этапе выполняется установка второго автотрансформатора АТ-2 220/110/10 кВ 125 МВА, реконструкция ОРУ-220 кВ Чебоксарской ГЭС, строительство новой линии 220 кВ Чебоксарская ГЭС - Катраси-2. 14. ПТ-80 (Новочебоксарская ТЭЦ-3) - установка новой турбины ПТ80/10-130/13 в рамках модернизации ТЭЦ-3 по распоряжению Правительства Российской Федерации от 11 августа 2010 г. N 1334-р. __________________ <*> При наличии заявленной мощности (нагрузки) и выполнении инвестором технических условий развития центра питания. Приложение N 1 к Схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Чувашской Республики на 2014-2018 годы Данные по загрузке центров питания 35-110 кВ ——————|————————————————————————————|——————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————————— N | Наименование ПС | Данные по загрузке пп | |————————|———————|——————————|——————————|——————————|————————|————————|————————|————————|————————|—————————————————|—————————— | | транс- | Sном | Sфакт | Sфакт | Sфакт | S | S | S | S | S | максим альное | год мак- | | форма- | | 17.12.08 | 16.12.09 | 15.12.10 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | значение | симума | | тор | МВА | МВА | МВА | МВА | МВА | МВА | МВА | МВА | МВА |————————|————————| | | | | | | | | | | | | МВА | % | ——————|————————————————————————————|————————|———————|——————————|——————————|——————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————|—————————— Алатырское производственное объединение 1. Алатырь 110/35/6 кВ Т-1 40,0 8,645 7,200 12,498 12,503 12,508 12,513 12,518 12,523 12,523 31,3 2015 Т-2 40,0 10,554 6,300 12,737 12,742 12,747 12,752 12,757 12,762 12,762 31,9 2015 2. Алгаши 110/10 кВ Т-1 2,5 0,267 0,300 0,260 0,265 0,270 0,275 0,280 0,280 0,300 12,0 2009 Т-2 6,3 0,382 0,320 0,152 0,157 0,162 0,167 0,172 0,172 0,382 6,1 2008 3. Алтышево 110/10 кВ Т-1 2,5 0,095 0,280 0,133 0,138 0,143 0,148 0,153 0,158 0,280 11,2 2009 Т-2 6,3 0,818 0,840 0,727 0,732 0,737 0,742 0,747 0,752 0,840 13,3 2009 4. Киря 110/10 кВ Т-1 2,5 0,000 0,000 0,572 0,577 0,582 0,587 0,592 0,597 0,597 23,9 2015 Т-2 6,3 0,618 0,720 0,267 0,272 0,277 0,282 0,287 0,292 0,720 11,4 2009 5. Кожевенная 110/10 кВ Т-1 6,3 0,218 0,240 0,229 0,234 0,239 0,244 0,249 0,254 0,254 4,0 2015 Т-2 6,3 0,309 0,360 0,457 0,462 0,467 0,472 0,477 0,482 0,482 7,7 2015 6. Красные Четаи 110/35/10 кВ Т-1 6,3 1,600 2,400 1,905 1,955 2,005 2,055 2,105 2,155 2,400 38,1 2009 Т-2 6,3 1,677 3,000 2,077 2,127 2,177 2,227 2,277 2,327 3,000 47,6 2009 7. Кувакино 110/10 кВ Т-1 2,5 0,764 0,720 0,694 0,699 0,704 0,709 0,714 0,719 0,764 30,6 2008 Т-2 2,5 0,248 0,480 0,667 0,672 0,677 0,682 0,687 0,692 0,692 27,7 2015 8. Первомайская 110/10 кВ Т-1 2,5 0,629 0,840 0,846 0,861 0,876 0,891 0,906 0,921 0,921 36,8 2015 9. Саланчик 110/10 кВ Т-1 2,5 0,229 0,480 0,286 0,486 0,516 0,546 0,576 0,606 0,606 24,2 2015 10. Северная 110/6 кВ Т-1 25,0 3,110 9,360 2,984 2,994 3,004 3,014 3,024 3,034 9,360 37,4 2009 11. Семеновская 110/10 кВ Т-1 6,3 0,418 0,360 0,400 0,405 0,410 0,415 0,420 0,425 0,425 6,7 2015 Т-2 6,3 0,273 0,360 0,248 0,253 0,258 0,263 0,268 0,273 0,360 5,7 2009 12. Хмельмаш 110/10 кВ Т-1 10,0 0,340 0,300 0,389 0,439 0,489 0,539 0,589 0,639 0,639 6,4 2015 Т-2 10,0 1,055 1,800 1,038 1,088 1,138 1,188 1,238 1,288 1,800 18,0 2009 13. Ходары 110/10 кВ Т-1 6,3 0,637 0,960 0,324 0,424 0,524 0,624 0,724 0,824 0,960 15,2 2009 Т-2 6,3 0,600 1,120 0,438 0,538 0,638 0,738 0,838 0,938 1,120 17,8 2009 14. Шумерля 110/35/6 кВ Т-1 16,0 0,835 0,600 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,835 5,2 2008 Т-2 6,3 2,058 0,000 0,046 0,046 0,046 0,046 0,046 0,046 2,058 31,7 2008 15. Порецкая 110/10 кВ Т-1 16,0 1,962 1,760 2,172 2,192 2,212 2,232 2,252 2,272 2,272 14,2 2015 Т-2 16,0 1,829 1,760 1,981 2,001 2,021 2,041 2,061 2,081 2,081 13,0 2015 16. Старые Атаи 35/10 кВ Т-1 2,5 0,915 0,600 0,495 0,520 0,545 0,570 0,595 0,620 0,915 36,6 2008 Т-2 2,5 0,610 0,600 0,362 0,387 0,412 0,437 0,462 0,487 0,610 24,4 2008 17. Стемасы 35/10 кВ Т-1 2,5 0,197 0,160 0,226 0,246 0,266 0,286 0,306 0,326 0,326 13,0 2015 Т-2 2,5 0,378 0,600 0,400 0,420 0,440 0,460 0,480 0,500 0,600 24,0 2009 18. Полевая 35/10 кВ Т-1 4,0 0,274 0,960 0,320 0,325 0,330 0,335 0,340 0,345 0,960 24,0 2009 Т-2 4,0 0,452 0,240 0,442 0,447 0,452 0,457 0,462 0,467 0,467 11,7 2015 19. Сура 35/6 кВ Т-1 10,0 2,903 4,320 3,430 3,435 3,440 3,445 3,450 3,455 4,320 43,2 2009 Т-2 10,0 4,081 4,500 3,696 3,701 3,706 3,711 3,716 3,721 4,500 45,0 2009 Северное производственное объединение 1. Аликово 110/35/10 кВ Т-1 16,00 1,732 2,229 1,658 1,683 1,708 1,733 1,758 1,783 2,229 13,9 2009 Т-2 16,00 4,068 5,678 4,620 4,645 4,670 4,695 4,720 4,745 5,678 35,5 2009 2. Атлашево 110/35/10 кВ Т-1 10,00 0,191 1,829 1,524 1,574 1,624 1,674 1,724 1,774 1,829 18,3 2009 Т-2 6,30 0,572 0,762 0,476 0,526 0,576 0,626 0,676 0,726 0,762 12,1 2009 3. Бройлерная 110/10 кВ Т-1 10,00 0,991 2,096 0,286 0,296 0,306 0,316 0,326 0,336 2,096 21,0 2009 Т-2 6,30 0,057 0,191 0,381 0,391 0,401 0,411 0,421 0,431 0,431 6,8 2015 4. ВНИИР 110/6 кВ Т-1 6,30 3,772 5,716 2,401 2,401 2,401 2,401 2,401 2,401 5,716 91,4 2009 Т-2 6,30 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 - 5. Вурманкасы 110/10 кВ Т-1 16,00 8,383 8,097 7,697 7,947 8,197 8,447 8,697 8,947 8,947 55,9 2015 Т-2 16,00 8,764 8,478 8,726 8,976 9,226 9,476 9,726 9,976 9,976 62,4 2015 6. Вурнары 110/35/10 кВ Т-1 10,00 3,455 2,964 3,455 3,555 3,655 3,755 3,855 3,955 3,955 39,6 2015 Т-2 25,00 7,153 6,097 6,678 6,778 6,878 6,978 7,078 7,178 7,178 28,7 2015 7. Туруново 35/10 кВ Т-1 6,30 0,762 1,277 1,238 1,238 1,238 1,238 1,238 1,238 1,238 19,7 2010 Т-2 6,30 0,248 0,229 0,972 0,972 0,972 0,972 0,972 0,972 0,972 15,4 2010 8. Динамо 110/10 кВ Т-1 6,30 0,953 1,048 0,648 0,673 0,698 0,723 0,748 0,773 1,048 16,6 2009 Т-2 6,30 0,895 0,953 0,781 0,806 0,831 0,856 0,881 0,906 0,953 15,1 2009 9. Заволжская 110/10 кВ Т-1 16,00 1,905 1,619 1,753 1,753 1,753 1,753 1,753 1,753 1,905 12,0 2008 Т-2 16,00 0,953 0,705 0,514 0,514 0,514 0,514 0,514 0,514 0,953 6,0 2008 10. Заовражная 110/6 кВ Т-1 16,00 2,972 4,629 4,470 4,470 4,470 4,470 4,470 4,470 4,629 29,0 2009 Т-2 16,00 3,201 2,881 1,966 1,966 1,966 1,966 1,966 1,966 2,881 18,0 2009 11. Западная 110/6 кВ Т-1 16,00 9,145 8,288 7,465 32,714 33,714 35,214 37,214 39,714 39,714 2015 Т-2 25,00 13,146 13,066 13,558 Т-3 16,00 12,575 12,460 11,191 12. Кабельная 110/10 кВ Т-1 25,00 2,499 2,292 2,928 3,078 3,178 3,278 3,378 3,478 3,478 13,9 2015 Т-2 25,00 2,875 3,037 3,619 3,769 3,869 3,969 4,069 4,169 4,169 16,7 2015 13. Калинино 35/10 кВ Т-1 4,00 1,048 1,200 0,953 0,968 0,983 0,998 1,013 1,028 1,200 30,0 2009 Т-2 4,00 0,909 1,364 0,818 0,833 0,848 0,863 0,878 0,893 1,364 34,1 2009 14. Катраси 110/35/10 кВ Т-1 10,00 3,333 4,630 4,153 4,303 5,303 5,453 5,603 5,753 5,753 57,5 2015 Т-2 10,00 4,179 5,011 5,192 5,342 6,342 6,492 6,642 6,792 6,792 67,9 2015 15. Кировская 110/10/6 кВ Т-1 25,00 2,439 3,125 3,315 3,555 4,055 4,555 5,555 6,555 6,555 26,2 2015 Т-2 25,00 4,954 5,678 5,384 5,624 6,124 6,624 7,624 8,624 8,624 34,5 2015 16. Красноармейская Т-1 10,00 3,388 3,706 2,477 2,552 2,627 2,702 2,777 2,852 3,706 37,1 2009 110/35/10 кВ Т-2 10,00 2,382 2,248 2,286 2,361 2,436 2,511 2,586 2,661 2,661 26,6 2015 17. Кугеси 110/35/10 кВ Т-1 10,00 5,716 3,791 5,144 5,294 5,444 5,594 6,094 6,594 6,594 65,9 2015 Т-2 10,00 4,458 7,430 8,097 8,247 8,397 8,547 9,047 9,547 9,547 95,5 2015 18. Кукшум 110/35/10 кВ Т-1 6,30 1,886 2,096 1,505 1,510 1,515 1,520 1,525 1,530 2,096 33,3 2009 Т-2 6,30 2,951 2,401 1,619 1,624 1,629 1,634 1,639 1,644 2,951 46,8 2008 19. Кумаши 35/10 кВ Т-1 4,00 0,727 0,364 0,182 0,187 0,192 0,197 0,202 0,207 0,727 18,2 2008 Т-2 4,00 1,182 1,637 1,364 1,369 1,374 1,379 1,384 1,389 1,637 40,9 2009 20. Лапсары 110/10 кВ Т-1 10,00 1,715 4,249 3,620 3,881 4,031 4,181 4,331 4,481 4,481 44,8 2015 Т-2 16,00 9,145 5,430 4,477 4,738 4,888 5,038 5,188 5,338 9,145 57,2 2008 21. Луч 110/10 кВ Т-1 6,30 0,953 2,286 2,191 2,216 2,241 2,266 2,291 2,316 2,316 36,8 2015 Т-2 6,30 2,286 2,648 2,153 2,178 2,203 2,228 2,253 2,278 2,648 42,0 2009 22. Моргауши 110/35/10 кВ Т-1 16,00 2,186 1,820 1,086 1,111 1,136 1,161 1,186 1,211 2,186 13,7 2008 Т-2 10,00 3,525 3,487 3,048 3,073 3,098 3,123 3,148 3,173 3,525 35,2 2008 23. Нискасы 110/10 кВ Т-1 10,00 1,277 1,677 1,905 1,935 1,965 1,995 2,025 2,055 2,055 20,6 2015 24. Новая 110/35/10 кВ Т-1 40,00 6,287 8,383 9,431 9,922 10,172 10,422 10,672 10,922 10,922 27,3 2015 Т-2 40,00 5,906 9,831 9,260 9,750 10,000 10,250 10,500 10,750 10,750 26,9 2015 25. Новый город 110/10 кВ Т-1 40,00 - 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,0 - Т-2 40,00 - 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,0 - 26. Октябрьская 110/10 кВ Т-1 6,30 1,124 1,677 1,067 1,117 1,167 1,217 1,267 1,317 1,677 26,6 2009 Т-2 10,00 1,486 1,372 1,524 1,574 1,624 1,674 1,724 1,774 1,774 17,7 2015 27. Оросительная 110/10 кВ Т-1 6,30 0,762 0,572 0,381 0,381 0,381 0,381 0,381 0,381 0,762 12,1 2008 28. Парковая 110/6 кВ Т-1 16,00 1,143 2,229 2,401 2,401 2,401 2,401 2,401 2,401 2,401 15,0 2010 Т-2 16,00 4,573 3,429 5,316 5,316 5,316 5,316 5,316 5,316 5,316 33,2 2010 29. Радуга 110/10 кВ Т-1 16,00 15,814 11,432 11,984 12,475 12,725 12,975 13,225 13,475 15,814 98,8 2008 Т-2 16,00 9,526 10,669 11,946 12,436 12,686 12,936 13,186 13,436 13,436 84,0 2015 30. Россия 110/10 кВ Т-1 5,60 1,200 0,727 0,891 0,941 0,991 1,041 1,091 1,141 1,200 21,4 2008 Т-2 6,30 1,639 0,267 0,438 0,488 0,538 0,588 0,638 0,688 1,639 26,0 2008 31. Светлая 110/10 кВ Т-1 10,00 2,858 3,144 3,658 4,028 4,178 4,328 4,478 4,628 4,628 46,3 2015 Т-2 10,00 2,477 3,201 3,544 3,913 4,063 4,213 4,363 4,513 4,513 45,1 2015 32. Советская 35/10 кВ Т-1 3,20 0,182 0,327 0,182 0,192 0,202 0,212 0,222 0,232 0,327 10,2 2009 Т-2 3,20 0,273 0,364 0,273 0,283 0,293 0,303 0,313 0,323 0,364 11,4 2009 33. Сосновка 35/6 кВ Т-1 4,00 0,818 0,873 1,091 1,491 1,541 1,591 1,641 1,691 1,691 42,3 2015 Т-2 5,60 0,709 0,873 0,807 1,207 1,257 1,307 1,357 1,407 1,407 25,1 2015 34. Стрелка 110/6 кВ Т-1 25,00 8,002 13,203 10,391 10,466 10,541 10,616 10,691 10,766 13,203 52,8 2009 Т-2 25,00 0,000 9,831 12,255 12,330 12,405 12,480 12,555 12,630 12,630 50,5 2015 35. Студенческая 110/6 кВ Т-1 40,00 9,930 12,549 12,189 24,640 25,140 25,640 26,140 26,640 26,640 36,9 2015 Т-2 16,00 4,687 4,756 5,121 Т-3 16,00 4,801 6,836 6,699 36. Спутник 110/35/10 кВ Т-1 40,00 16,195 9,178 13,746 13,896 14,046 14,196 14,346 14,496 16,195 40,5 2008 Т-2 40,00 17,147 12,603 15,471 15,621 15,771 15,921 16,071 16,221 17,147 42,9 2008 37. Сундырь 110/10 кВ Т-1 6,30 1,710 2,401 1,855 1,955 2,055 2,155 2,255 2,355 2,401 38,1 2009 Т-2 10,00 0,667 1,257 1,010 1,110 1,210 1,310 1,410 1,510 1,510 15,1 2015 38. Таутово 35/10 кВ Т-1 2,50 0,381 0,743 0,495 0,500 0,505 0,510 0,515 0,520 0,743 29,7 2009 Т-2 2,50 0,305 0,381 0,362 0,367 0,372 0,377 0,382 0,387 0,387 15,5 2015 39. Тиньговатово 110/6 кВ Т-1 25,00 10,585 6,329 10,868 Т-2 25,00 9,493 9,930 8,860 40. Ударник 35/10 кВ Т-1 2,50 0,727 0,291 0,236 0,244 0,251 0,259 0,266 0,274 0,727 29,1 2008 Т-2 2,50 0,095 0,533 0,419 0,427 0,434 0,442 0,449 0,457 0,533 21,3 2009 41. Уржумка 110/35/6 кВ Т-1 10,00 0,327 0,229 0,023 0,028 0,033 0,038 0,043 0,048 0,327 3,3 2008 Т-2 10,00 0,327 0,057 0,217 0,222 0,227 0,232 0,237 0,242 0,327 3,3 2008 42. Хыркасы 35/10 кВ Т-1 4,00 1,055 1,728 1,091 1,216 1,341 1,466 1,591 1,716 1,728 43,2 2009 Т-2 2,50 1,000 1,037 1,819 1,944 2,069 2,194 2,319 2,444 2,444 97,7 2015 43. Чандрово 35/10 кВ Т-1 2,50 0,953 1,029 1,048 1,128 1,208 1,288 1,368 1,448 1,448 57,9 2015 44. Чебаково 35/10 кВ Т-1 2,50 0,837 1,055 0,909 0,929 0,949 0,969 0,989 1,009 1,055 42,2 2009 45. Чурачики 35/10 кВ Т-1 4,00 0,286 0,438 0,286 0,296 0,306 0,316 0,326 0,336 0,438 11,0 2009 Т-2 4,00 1,273 1,455 0,746 0,756 0,766 0,776 0,786 0,796 1,455 36,4 2009 46. Цивильск 110/35/10 кВ Т-1 16,00 4,782 5,087 4,916 4,991 5,066 5,141 5,216 5,291 5,291 33,1 2015 Т-2 16,00 7,822 9,031 7,545 7,620 7,695 7,770 7,845 7,920 9,031 56,4 2009 47. Южная 110/6 кВ Т-1 16,00 5,830 5,739 0,000 - - - - - - - - Т-2 20,00 8,002 4,653 0,000 - - - - - - - - Т-3 20,00 5,456 6,383 0,000 - - - - - - - - Т-4 40,00 13,146 12,197 17,856 17,956 18,056 18,156 18,256 18,356 18,356 45,9 2015 (Т-2) Т-5 40,00 - 0,000 10,803 10,903 11,003 11,103 11,203 11,303 11,303 28,3 2015 (Т-1) 48. ЯМЗ 110/35/10 кВ Т-1 16,00 2,439 2,744 2,629 2,679 2,729 2,779 2,829 2,879 2,879 18,0 2015 Т-2 16,00 2,629 2,763 2,667 2,717 2,767 2,817 2,867 2,917 2,917 18,2 2015 49. Яндоба 110/10 кВ Т-1 6,30 0,152 0,133 0,076 0,084 0,091 0,099 0,106 0,114 0,152 2,4 2008 Т-2 6,30 0,381 0,591 0,381 0,389 0,396 0,404 0,411 0,419 0,591 9,4 2009 Южное производственное объединение 1. Атнашево 110/10 кВ Т-1 6,3 1,142 1,696 1,772 1,797 1,822 1,847 1,872 1,897 1,897 30,1 2015 Т-2 6,3 0,367 0,533 0,495 0,520 0,545 0,570 0,595 0,620 0,620 9,8 2015 2. Ачаксы 110/10 кВ Т-1 6,3 0,325 0,640 0,591 0,616 0,641 0,666 0,691 0,716 0,716 11,4 2015 Т-2 6,3 0,335 0,762 0,629 0,654 0,679 0,704 0,729 0,754 0,762 12,1 2009 3. Бичурга-Баишево 35/10 кВ Т-1 6,3 0,610 0,610 0,610 0,615 0,620 0,625 0,630 0,635 0,635 10,1 2015 Т-2 6,3 0,000 0,145 0,091 0,096 0,101 0,106 0,111 0,116 0,145 2,3 2009 4. Батырево 110/35/10 кВ Т-1 25,0 5,387 8,726 6,678 6,878 7,078 7,278 7,478 7,678 8,726 34,9 2009 Т-2 40,0 0,000 6,526 6,192 6,392 6,592 6,792 6,992 7,192 7,192 18,0 2015 5. Буинск 110/10 кВ Т-1 6,3 0,283 0,427 0,381 0,386 0,391 0,396 0,401 0,406 0,427 6,8 2009 Т-2 10,0 0,157 0,244 0,267 0,272 0,277 0,282 0,287 0,292 0,292 2,9 2015 6. Восточная 110/6 кВ Т-1 10,0 0,943 1,600 2,103 Т-2 10,0 1,362 2,378 2,126 7. Вурманская 35/10 кВ Т-1 6,3 0,835 0,762 0,915 0,925 0,935 0,945 0,955 0,965 0,965 15,3 2015 Т-2 6,3 0,328 0,457 0,305 0,315 0,325 0,335 0,345 0,355 0,457 7,3 2009 8. Дружба 110/10 кВ Т-1 6,3 0,000 0,743 0,762 0,787 0,812 0,837 0,862 0,887 0,887 14,1 2015 Т-2 6,3 0,650 0,495 0,476 0,501 0,526 0,551 0,576 0,601 0,650 10,3 2008 9. Ибреси 110/10 кВ Т-1 10,0 0,000 2,606 2,763 2,788 2,813 2,838 2,863 2,888 2,888 28,9 2015 Т-2 10,0 2,525 2,012 1,772 1,797 1,822 1,847 1,872 1,897 2,525 25,2 2008 10. Известковая 35/10 кВ Т-1 6,3 0,960 1,097 1,010 1,035 1,060 1,085 1,110 1,135 1,135 18,0 2015 Т-2 6,3 1,738 1,886 1,829 1,854 1,879 1,904 1,929 1,954 1,954 31,0 2015 11. Кибечи 110/10 кВ Т-1 10,0 0,712 1,219 0,324 0,364 0,404 0,444 0,484 0,524 1,219 12,2 2009 Т-2 6,3 0,241 0,419 0,591 0,631 0,671 0,711 0,751 0,791 0,791 12,5 2015 12. Комсомольская Т-1 16,0 1,961 4,477 3,610 3,660 3,710 3,760 3,810 3,860 4,477 28,0 2009 10/35/10 кВ Т-2 16,0 3,440 4,474 4,230 4,280 4,330 4,380 4,430 4,480 4,480 28,0 2015 13. Козловка 110/10 кВ Т-1 10,0 0,943 2,020 2,477 2,482 2,487 2,492 2,497 2,502 2,502 25,0 2015 Т-2 10,0 2,001 3,563 1,886 1,891 1,896 1,901 1,906 1,911 3,563 35,6 2009 14. Картлуево 110/10 кВ Т-1 6,3 0,124 0,438 0,495 0,510 0,525 0,540 0,555 0,570 0,570 9,1 2015 Т-2 6,3 0,372 1,391 1,162 1,177 1,192 1,207 1,222 1,237 1,391 22,1 2009 15. Кильдюшево 35/10 кВ Т-1 4,0 0,189 0,393 0,346 0,356 0,366 0,376 0,386 0,396 0,396 9,9 2015 16. Красномайская 35/10 кВ Т-1 3,2 0,458 0,742 0,673 0,678 0,683 0,688 0,693 0,698 0,742 23,2 2009 Т-2 4,0 0,182 0,546 0,400 0,405 0,410 0,415 0,420 0,425 0,546 13,6 2009 17. Лесная 110/35/10 кВ Т-1 10,0 2,012 1,743 1,924 1,999 2,074 2,149 2,224 2,299 2,299 23,0 2015 Т-2 10,0 1,659 2,210 2,077 2,152 2,227 2,302 2,377 2,452 2,452 24,5 2015 18. Маяк 110/10 кВ Т-1 2,5 0,343 0,743 0,610 0,630 0,650 0,670 0,690 0,710 0,743 29,7 2009 19. Первомайская 35/10 кВ Т-1 6,3 0,000 0,857 1,010 1,017 1,025 1,032 1,040 1,047 1,047 16,6 2015 Т-2 6,3 2,210 3,334 2,705 2,713 2,720 2,728 2,735 2,743 3,334 52,9 2009 20. Рассвет 110/10 кВ Т-1 10,0 1,048 1,905 2,058 2,063 2,068 2,073 2,078 2,083 2,083 20,8 2015 Т-2 10,0 0,248 0,248 0,152 0,157 0,162 0,167 0,172 0,177 0,248 2,5 2008/ 2009 21. Слава 110/10 кВ Т-1 6,3 0,229 1,162 0,838 0,838 0,838 0,838 0,838 0,838 1,162 18,4 2009 22. Сугуты 110/10 кВ Т-1 10,0 0,255 0,732 0,686 0,786 0,886 0,986 1,086 1,186 1,186 11,9 2015 Т-2 10,0 0,137 0,495 0,419 0,519 0,619 0,719 0,819 0,919 0,919 9,2 2015 23. Тойси 35/10 кВ Т-1 4,0 0,333 0,891 0,637 0,642 0,647 0,652 0,657 0,662 0,891 22,3 2009 Т-2 4,0 0,240 0,533 0,400 0,405 0,410 0,415 0,420 0,425 0,533 13,3 2009 24. Тимерчеево 35/10 кВ Т-1 2,5 0,793 1,143 1,029 1,044 1,059 1,074 1,089 1,104 1,143 45,7 2009 Т-2 2,5 0,000 0,846 0,724 0,739 0,754 0,769 0,784 0,799 0,846 33,8 2009 25. Тормозная 110/6 кВ Т-1 25,0 3,970 7,846 7,649 7,654 7,659 7,664 7,669 7,674 7,846 31,4 2009 Т-2 25,0 3,910 5,009 3,546 3,551 3,556 3,561 3,566 3,571 5,009 20,0 2009 26. Урмары 110/35/10 кВ Т-1 16,0 0,000 5,068 4,144 4,169 4,194 4,219 4,244 4,269 5,068 31,7 2009 Т-2 25,0 8,254 5,144 4,182 4,207 4,232 4,257 4,282 4,307 8,254 33,0 2008 27. Шигали 35/10 кВ Т-1 4,0 0,091 0,164 0,145 0,150 0,155 0,160 0,165 0,170 0,170 4,3 2015 Т-2 3,2 0,527 0,709 0,673 0,678 0,683 0,688 0,693 0,698 0,709 22,2 2009 28. Шоркистры 110/10 кВ Т-1 2,5 0,293 0,629 0,324 0,334 0,344 0,354 0,364 0,374 0,629 25,1 2009 Т-2 2,5 0,283 0,495 0,419 0,429 0,439 0,449 0,459 0,469 0,495 19,8 2009 29. Шимкусы 35/10 кВ Т-1 4,0 0,610 1,067 0,915 0,925 0,935 0,945 0,955 0,965 1,067 26,7 2009 30. Шемурша 110/35/10 кВ Т-1 20,0 2,631 5,201 4,392 4,467 4,542 4,617 4,692 4,767 5,201 26,0 2009 Т-2 10,0 1,539 2,886 2,477 2,552 2,627 2,702 2,777 2,852 2,886 28,9 2009 31. Чагаси 110/10 кВ Т-1 6,3 0,440 0,934 0,743 0,773 0,803 0,833 0,863 0,893 0,934 14,8 2009 32. Яльчики 110/35/10 кВ Т-1 10,0 1,558 2,744 2,286 2,291 2,296 2,301 2,306 2,311 2,744 27,4 2009 Т-2 10,0 1,729 3,782 3,325 3,330 3,335 3,340 3,345 3,350 3,782 37,8 2009 33. Яманчурино 35/6 кВ Т-1 4,0 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,000 0,0 34. Янтиково 110/35/10 кВ Т-1 10,0 2,415 1,631 0,743 0,768 0,793 0,818 0,843 0,868 2,415 24,2 2008 Т-2 10,0 1,605 2,435 2,639 2,664 2,689 2,714 2,739 2,764 2,764 27,6 2015 Приложение N 2 к Схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Чувашской Республики на 2012-2016 годы РАСЧЕТНЫЕ РЕЖИМЫ Расчетное потокораспределение мощности в сети 110 кВ на 2010-2016 годы [Рисунок в электронном виде не приводится, смотри бумажный документ] Информация по документуЧитайте также
Изменен протокол лечения ковида23 февраля 2022 г. МедицинаГермания может полностью остановить «Северный поток – 2»23 февраля 2022 г. ЭкономикаБогатые уже не такие богатые23 февраля 2022 г. ОбществоОтныне иностранцы смогут найти на портале госуслуг полезную для себя информацию23 февраля 2022 г. ОбществоВакцина «Спутник М» прошла регистрацию в Казахстане22 февраля 2022 г. МедицинаМТС попала в переплет в связи с повышением тарифов22 февраля 2022 г. ГосударствоРегулятор откорректировал прогноз по инфляции22 февраля 2022 г. ЭкономикаСтоимость нефти Brent взяла курс на повышение22 февраля 2022 г. ЭкономикаКурсы иностранных валют снова выросли21 февраля 2022 г. Финансовые рынки |
Архив статей
2024 Ноябрь
|
