|
Расширенный поиск
Постановление Кабинета Министров Чувашской Республики от 26.08.2011 № 360КАБИНЕТ МИНИСТРОВ ЧУВАШСКОЙ РЕСПУБЛИКИ ПОСТАНОВЛЕНИЕ 26.08.2011 N 360 Утратилo силу - Постановление Кабинета Министров Чувашской Республики от 30.04.2013 г. N 170 О Схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Чувашской Республики на 2012-2016 годы (В редакции Постановления Кабинета Министров Чувашской Республики от 14.11.2012 г. N 492) 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 2012-2016 годы. 2. Контроль за выполнением настоящего постановления возложить на Министерство строительства, архитектуры и жилищно-коммунального хозяйства Чувашской Республики. (В редакции Постановления Кабинета Министров Чувашской Республики от 14.11.2012 г. N 492) Председатель Кабинета Министров Чувашской Республики О.Макаров УТВЕРЖДЕНЫ постановлением Кабинета Министров Чувашской Республики от 26.08.2011 N 360 СХЕМА И ПРОГРАММА перспективного развития электроэнергетики Чувашской Республики на 2012-2016 годы Чебоксары 2011 СОДЕРЖАНИЕ Общие положения................................................ 3 I. Общая характеристика Чувашской Республики................ 3 II. Анализ существующего состояния электроэнергетики Чувашской Республики..................................................... 4 III. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории Чувашской Республики............................ 16 IV. Краткая характеристика теплоснабжения городов Чувашской Республики и оценка возможности когенерации................... 23 V. Основные направления развития электроэнергетики Чувашской Республики.................................................... 25 VI. Основные выводы по развитию электрической генерации на основе централизованных схем теплоснабжения.......................... 28 VII. Основные выводы по развитию объектов электросетевого хозяйства электроэнергетического комплекса Чувашской Республики.................................................... 28 Приложение N 1. Данные по загрузке центров питания 35-110 кВ Приложение N 2. Расчетные режимы Приложение N 3. Однолинейная схема сети 35-500 кВ Чувашской энергосистемы по состоянию на 2011, 2014, 2016 годы Общие положения Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Чувашской Республики на 2012-2016 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", пунктом 5 поручения Президента Российской Федерации от 29 марта 2010 г. N Пр-839, 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, утвержденная приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 15 июля 2010 г. N 333. 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 Всероссийской переписи населения 2010 года, на 1 января 2011 г. составляет 1250,50 тыс. человек, в том числе городское - 736,97 и сельское - 513,53 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 - 455,2 тыс. человек, Новочебоксарск - 124,4 тыс. человек, Канаш - 45,6 тыс. человек, Алатырь - 38,0 тыс. человек, Шумерля - 31,67 тыс. человек. Численность населения растет в г. Чебоксары и Чебоксарском районе, стабилизировалась в г. Новочебоксарске и сокращается в районах и малых городах с темпом около 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. Энергетика представлена комплексом тепловых электростанций, а также Чебоксарской гидроэлектростанцией (ГЭС). Развиты также легкая и пищевая промышленности. Основными потребителями электрической энергии остаются промышленные предприятия, их доля в электроэнергетическом балансе составляет около 45%. Крупнейшими потребителями являются ОАО "Химпром", ОАО "Промтрактор", ОАО "Чебоксарский агрегатный завод", ОАО "Российские железные дороги" - "Горьковская железная дорога", филиал ООО "Газпром трансгаз Нижний Новгород". Сельское хозяйство. Сельскохозяйственные угодья в хозяйствах всех категорий составляют 927 тыс. га, или 51% всех земель республики, пашня - 641 тыс. га, или 35%. В сельском хозяйстве преобладает мясо-молочное животноводство, развиты птицеводство и производство зерна, хмеля, картофеля. В 2005 году проведена полная газификация сельских населенных пунктов. В последние годы демографические тенденции отрицательные, численность населения сельской местности сокращается, потребление электрической энергии сельскохозяйственными предприятиями составляет около 3% от общего потребления. II. Анализ существующего состояния электроэнергетики Чувашской Республики Электроэнергетическая система Чувашии сформировалась в 1970-1980 годах и устойчиво обеспечивает на сегодня электроснабжение 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). Рис. 1. Схема энергосистемы на территории Чувашской Республики [Рисунок в электронном виде не приводится, смотри бумажный документ] 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 Марпосадская ВЭС 2 0,22 Итого 29 2180,22 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<*> 3 2340 Итого 8 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 2180,22 МВт. Однако располагаемая мощность электростанций составляет 1347,75 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 2014 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 тридцать шесть средних и мелких (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 2011 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. За последние три года в ходе реконструкции увеличены трансформаторные мощности подстанций (далее - ПС) "Стрелка", "Южная" с заменой трансформаторов, выработавших парковый ресурс. Сетевые энергообъекты Чувашской энергосистемы обеспечивают достаточно надежное и устойчивое энергоснабжение потребителей. Распределительные электрические сети энергосистемы поддерживаются в удовлетворительном техническом состоянии с незначительным качественным улучшением по трансформаторным подстанциям (далее - ТП) 6-10/0,4 кВ. В соответствии с инвестиционной программой филиала ОАО "МРСК Волги" - "Чувашэнерго" на пятилетний перспективный период предполагается сетевое строительство ВЛ-35 кВ - 13,5 км, ВЛ-10 кВ - 219,9 км, ВЛ-0,4 кВ - 237,7 км. В настоящее время на территории Чувашской Республики осуществляют свою деятельность 10 субъектов оптового рынка энергии: 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 "Промэнергосбыт" (по объекту ОАО "НПК"ЭЛАРА" им. Г.А.Ильенко). 10. 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. Суммарный полезный отпуск электроэнергии для потребителей Чувашской Республики приведен в табл. 4. 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 2004-2010 годы. Таблица 3 Динамика изменения потребления и выработки электроэнергии по Чувашской Республике за 2004-2010 годы (тыс. кВт-ч) ————————————|——————————|——————————|——————————|——————————|——————————|——————————|—————————— Параметр | 2004 г. | 2005 г. | 2006 г. | 2007 г. | 2008 г. | 2009 г. | 2010 г. ————————————|——————————|——————————|——————————|——————————|——————————|——————————|—————————— Потребле- 5295,321 5311,463 5501,045 5614,098 5581,986 4802,048 5004,825 ние <*> Выработка 5149,326 4401,331 4453,497 4771,758 5145,480 4743,363 4890,355 _____________ <*> Собственные нужды энергообъектов и потери электроэнергии включительно. Рис. 2. Динамика изменения потребления и выработки электроэнергии по Чувашской Республике за 2004-2010 годы [Рисунок в электронном виде не приводится, смотри бумажный документ] Структура потребления электрической энергии за 2006-2010 годы по ключевым отраслям экономики Чувашской Республики приведена в табл. 4. Таблица 4 Структура потребления электрической энергии (млрд. кВт-ч) за 2006-2010 годы по ключевым отраслям экономики Чувашской Республики ——————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|————————— Категория потребителей | 2006 г. | 2007 г. | 2008 г. | 2009 г. | 2010 г. ——————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|————————— Промышленные и приравненные к 2,50 2,65 2,61 1,92 2,37 ним потребители с присоединен- ной мощностью свыше 750 кВА Промышленные и приравненные к 0,44 0,429 0,412 0,363 0,363 ним потребители с присоединен- ной мощностью до 750 кВА Электрифицированный железнодо- 0,24 0,253 0,255 0,197 0,227 рожный транспорт Электрифицированный городской 0,058 0,057 0,0562 0,056 0,053 транспорт Непромышленные потребители 0,46 0,473 0,512 0,520 0,533 Сельскохозяйственные потребите- 0,14 0,116 0,098 0,090 0,082 ли Население 0,67 0,694 0,775 0,778 0,807 Хозяйственные нужды энергосис- 0,02 0,011 темы Всего отпущено потребителям 4,59 4,68 4,714 3,980 4,136 Структура потребления электрической энергии по ключевым отраслям Чувашской Республики, сложившаяся на 2010 год, представлена на рис. 3. Структура потребления электроэнергии по отраслям Промышленность - 44,8% Сельское хозяйство - 2,7% Транспорт - 13,7% Строительство - 2% Бюджетная сфера - 5% Население - 19% Прочие виды деятельности - 12,7% Рис. 3. Структура потребления электрической энергии по ключевым отраслям Чувашской Республики на 2010 год Крупные потребители, расположенные на территории Чувашской Республики, присоединенная мощность которых превышает 13 МВА, приведены в табл. 5. Таблица 5 Крупные потребители электроэнергии, расположенные на территории Чувашской Республики —————|————————————————————————————————————————————|—————————————|——————————— N | Потребитель | Максималь- | Присоеди- пп | | но потреб- | ненная | | ляемая мощ- | мощность, | | ность, МВт | МВА —————|————————————————————————————————————————————|—————————————|——————————— 1. Филиал ООО "Газпром трансгаз Нижний 77 210,5 Новгород" - Чебоксарское линейное произ- водственное управление магистральных газо- проводов КС-22 "Абашевская" 2. НПС "Тиньговатово" 14 50 3. ОАО "Промтрактор" 60 423 4. ОАО "Чебоксарский агрегатный завод" 56 203 5. ОАО "Волжская текстильная компания" 13 143 6. ОАО "Химпром" 66 252 7. Филиал ОАО "Российские железные доро- 50 190 ги" - "Горьковская железная дорога" Практически все крупные потребители электроэнергии находятся в северной части Чувашской Республики, что накладывает 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. За 2010 год зафиксировано повышение потребления электрической энергии практически по всем отраслям экономики Чувашской Республики: промышленность в целом - около 2%, в том числе в машиностроении и металлообработке - более 6%, в промышленности 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 долговременным периодом стояния аномально высоких температур в летний период, в связи с чем показательно увеличение потребления электроэнергии населением более чем на 20% по сравнению с предыдущим годом. Структура потребления электрической энергии по отраслям экономики Чувашской Республики, сложившаяся на 2010 год, по сравнению с 2009 годом приведена в табл. 6. 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. Таблица 6 Структура потребления электрической энергии по отраслям экономики Чувашской Республики, сложившаяся на 2010 год, по сравнению с 2009 годом ———————————————————————————————————————————|—————————————————————————————————————————|—————————— Отрасли | Фактически потреблено, тыс. кВт-ч | Доля в |—————————|—————————|————————————|————————| общем | 2009 г. | 2010 г. | рост (+) / | % | балансе, | | | сниже- | | % | | | ние (-) | | ———————————————————————————————————————————|—————————|—————————|————————————|————————|—————————— Потреблено энергии - всего 4802048 5004825 202777 4,22 100,00 в том числе полезный отпуск на розничный 3656575 3405250 -251325 -6,87 68,04 рынок электроэнергии I. Промышленность - всего 2295888 2353521 57633 2,51 47,03 1. Энергетика 834088 849265 15177 1,82 16,97 в том числе: 1.1. Филиал "Марий Эл и Чувашии" ОАО 321574 347777 26202 8,15 6,95 "ТГК-5" 1.2. Филиал ОАО "РусГидро" - "Чебок- 49157 46269 -2888 -5,88 0,92 сарская ГЭС" 1.3. Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - "МЭС 41493 44321 2828 6,82 0,89 Волги" (по сетям МСК Чувашии) 1.4. Территориальные сетевые организа- 413429 401055 -12374 -2,99 8,01 ции 2. Топливная промышленность 383 352 -32 -8,24 0,01 3. Черная металлургия 1181 1347 166 14,10 0,03 4. Химическая и нефтехимическая про- 467450 468304 854 0,18 9,36 мышленность 5. Машиностроение и металлообработка 601276 631091 29815 4,96 12,61 6. Деревообрабатывающая и целлюлозно- 94349 108186 13837 14,67 2,16 бумажная промышленность 7. Промышленность строительных мате- 66539 69539 3000 4,51 1,39 риалов 8. Легкая промышленность 45698 40381 -5317 -11,63 0,81 9. Пищевая промышленность 103393 103961 568 0,55 2,08 10. Другие промышленные производства 81532 81095 -437 -0,54 1,62 II. Сельское хозяйство 112160 96392 -15767 -14,06 1,93 III. Лесное хозяйство 20782 11094 -9688 -46,62 0,22 IV. Рыболовство 163 115 -48 0,00 0,00 V. Транспорт и связь: 787454 894021 106566 13,53 17,86 1. Железнодорожный 209241 247858 38617 18,46 4,95 в том числе ООО "Русэнергосбыт" (для 196728 235555 38827 19,74 4,71 потребителей ОАО "Российские железные дороги" в границах Чувашской Республи- ки) 2. Нефтепроводный 123214 129288 6074 4,93 2,58 в том числе ООО "Русэнергоресурс" (по 123090 129177 6086 4,94 2,58 объектам ОАО "Северо-Западные магист- ральные нефтепроводы") 3. Газопроводный 357402 414053 56650 15,85 8,27 в том числе ООО "Межрегионэнергосбыт" 0 395421 395421 - 7,90 (по объектам ООО "Газпром трансгаз Ниж- ний Новгород") 4. Связь 27720 30126 2406 8,68 0,60 5. Прочий транспорт 69876 72695 2819 4,03 1,45 VI. Строительство 81936 73595 -8341 -10,18 1,47 VII. Прочие отрасли - всего 725688 768629 42941 5,92 15,36 в том числе ЖКХ 250835 236826 -14009 -5,58 4,73 VIII. Население 777977 807458 29482 3,79 16,13 в том числе проживающее в сельской ме- 239003 271029 32027 13,40 5,42 стности Согласно прогнозу прохождения максимума потребления Чувашская энергосистема только в 2014 году достигнет значений максимума потребления (952 МВт) в осенне-зимний период 2005/2006 года (табл. 7). По установленной генерирующей мощности система является избыточной. Таблица 7 Баланс мощности на час совмещенного с ОЭС Средней Волги максимума Чувашской энергосистемы за 2005-2010 годы —————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————|——————————|—————————— | 2005 г. | 2006 г. | 2007 г. | 2008 г. | 2009 г. | 2010 г. Дата, время | 28.01.05 | 24.01.06 | 25.12.07 | 11.01.08 | 17.12.09 | 03.12.10 | 18:00 | 17:00 | 17:00 | 17:00 | 17:00 | 17:00 —————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————|——————————|—————————— Максимум по- 878 952 908 948 905 875 требления, МВт Установленная 2222,2 2222,2 2222,2 2222,2 2218,2 2218,2 мощность стан- ций, МВт в том числе: ГЭС, МВт 1370 1370 1370 1370 1370 1370 ТЭС, МВт 852,2 852,2 852,2 852,2 848,2 848,2 Располагаемая 1468,4 1469,1 1360,6 1371,2 1341,4 1397,9 мощность, МВт Нормативный ре- 149,3 161,8 154,4 161,2 153,9 148,8 зерв мощности (17%) Дефицит (+) / из- -441,1 -355,3 -298,2 -262,0 -282,6 -374,1 быток (-) с учетом необходимости поддержания ре- зерва мощности, МВт Осенне-зимний 2005- 2006- 2007- 2008- 2009- 2010- период 2006 2007 2008 2009 2010 2011 24.01.06 29.11.06 11.01.08 22.12.08 17.12.09 03.12.10 17:00 17:00 17:00 17:00 17:00 17:00 Максимум по- 952 884 948 859 905 875 требления, МВт Баланс мощности на час прохождения собственного максимума Чувашской энергосистемы за 2005-2010 годы приведен в табл. 8. Таблица 8 Баланс мощности на час прохождения собственного максимума Чувашской энергосистемы за 2005-2010 годы —————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————|——————————|——————————— | 2005 г. | 2006 г. | 2007 г. | 2008 г. | 2009 г. | 2010 г. —————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————|——————————|——————————— Дата, время | 28.01.05 | 25.01.06 | 25.12.07 | 11.01.08 | 17.12.09 | 25.01.10 | 08:00 | 18:00 | 08:00 | 17:00 | 16:00 | 17:00 —————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————|——————————|——————————— Максимум по- 928 963 951 948 909 909 требления, МВт Установленная 2222,2 2222,2 2222,2 2222,2 2218,2 2218,2 мощность стан- ций, МВт в том числе: ГЭС, МВт 1370 1370 1370 1370 1370 1370 ТЭС, МВт 852,2 852,2 852,2 852,2 848,2 848,2 Располагаемая 1468,4 1469,1 1360,6 1371,2 1345,4 1410,0 мощность, МВт Нормативный ре- 157,8 163,7 161,7 161,2 154,5 154,5 зерв мощности (17%) Дефицит (+) / из- -382,6 -342,4 -247,9 -262,0 -281,9 -346,5 быток (-) с учетом необходимости поддержания ре- зерва мощности, МВт Осенне-зимний 2005- 2006- 2007- 2008- 2009- 2010-2011 период 2006 2007 2008 2009 2010 07.12.2010 25.01.06 02.02.07 25.12.07 16.12.08 17.12.09 16:00 18:00 10:00 8:00 16:00 16:00 Максимум по- 963 915 951 886 909 891 требления, МВт 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. 9, 10. Таблица 9 Прогноз потребления электрической энергии на территории Чувашской Республики ——————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|————————— | 2012 г. | 2013 г. | 2014 г. | 2015 г. | 2016 г. ——————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|————————— Потребление, млн. кВт·ч 5158 5251 5313 5373 5437 Таблица 10 Прогноз потребления электрической мощности на территории Чувашской Республики ———————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|————————— | 2012 г. | 2013 г. | 2014 г. | 2015 г. | 2016 г. ———————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|————————— Зимний максимум, МВт 941 958 970 981 993 Летний максимум, МВт 640 651 660 667 675 Газоснабжение потребителей Чувашской Республики осуществляет ООО "Газпром межрегионгаз Чебоксары" по газораспределительной системе ОАО "Чувашсетьгаз". Объем поставляемого природного газа приведен в табл. 11. Таблица 11 Динамика потребления природного газа в Чувашской Республике ———————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|————————— | 2005 г. | 2006 г. | 2007 г. | 2008 г. | 2009 г. | 2010 г. ———————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|————————— Объем потребления, млрд. 2,307 2,385 2,589 2,084 2,032 2,315 куб. м Значительный спад потребления природного газа (на 21,5% в 2008-2009 годах) по отношению к докризисному 2007 году явился результатом следующих основных причин: снижение потребления природного газа промышленными предприятиями; сравнительно высокие температуры наружного воздуха в отопительный сезон (табл. 12). Таблица 12 Среднегодовая температура воздуха в отопительный период 2005-2010 годов ——————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|——————————————— | 2005 г. | 2006 г. | 2007 г. | 2008 г. | 2009 г. | 2010 г. | Многолетняя | | | | | | | среднегодовая | | | | | | | температура | | | | | | | по СНиП ——————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|——————————————— Температура, °С -3,3 -4,3 -2,6 -0,3 -3,4 -4.5 -4,9 В целом система газоснабжения имеет значительный резерв по пропускной способности. С вводом автоматической газораспределительной станции N 3 (АГРС-3) существенно повысилась системная надежность подачи газа в г. Чебоксары. Основные проблемы системы газоснабжения связаны с недоиспользованием существующих мощностей и старением внутригородских газопроводных распределительных сетей. На территории Чувашской Республики природным газом обеспечены более чем 1500 котельных. Следует отметить тенденцию увеличения доли децентрализованных источников теплоснабжения, в том числе в зонах эффективной теплофикации существующих ТЭЦ и котельных (микрорайоны "Рябинка", "Университетский-1", "Университетский-2" и др.) в г. Чебоксары. 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 приведены в табл. 13. Таблица 13 Сведения по ПС северного энергетического узла Чувашской Республики ——————|—————————————————————————|—————————|———————————|————————|——————————————————————|—————————————— N | Наименование ПС | Диспет- | Тип | Мощ- | Напряжение | Год ввода пп | | черское | | ность, |———————|———————|——————| в эксплуата- | | наиме- | | МВА | высо- | сред- | низ- | цию | | нование | | | кое, | нее, | кое, | | | транс- | | | кВ | кВ | кВ | | | форма- | | | | | | | | тора | | | | | | ——————|—————————————————————————|—————————|———————————|————————|———————|———————|——————|—————————————— 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 (да- лее - ОРУ)-110кВ) 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. ФГУП "Чебоксарское Т-1 ТРДН 40,0 110,0 0,0 6,0 н/д производственное объе- Т-2 ТРДН 40,0 110,0 0,0 6,0 н/д динение им. В.И.Чапае- ва" 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 реле- строения с опытным производством" 19. ОАО "Чебоксарский Т-1 ТРДН 40,0 115,0 6,3 6,3 н/д хлопчатобумажный ком- Т-2 ТРДН 40,0 115,0 6,3 6,3 н/д бинат", главная понизи- тельная подстанция 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 аг- Т-1 ТДНГ 31,5 110,0 0,0 6,0 н/д регатный завод", ГПП-1 Т-2 ТДНГ 31,5 110,0 0,0 6,0 н/д ОАО "Чебоксарский аг- Т-1 ТРДН 40,0 110,0 6,0 6,0 н/д регатный завод", ГПП-2 Т-2 ТРДН 40,0 110,0 6,0 6,0 н/д 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 трансгаз Т-1 ТРДЦН 63,0 220,0 10,0 10,0 н/д Нижний Новгород" Т-2 ТРДЦН 63,0 220,0 10,0 10,0 н/д В табл. 14 приведены центры питания наиболее энергоемкого северного района Чувашской Республики по состоянию на 2010 год и с оценкой роста нагрузок на 2016-2020 годы. Таблица 14 ——————|—————————————————|————————————————|——————|———————————|————————————————————————————— N | Наименование ПС | Диспетчерское | Тип | Мощность, | Данные по нагрузкам, МВА пп | | наименование | | МВА |—————————|—————————|————————— | | трансформатора | | | 2010 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. Однако 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. Анализ и экспертная оценка технического состояния высоковольтного оборудования магистральных сетей и ПС напряжением 220 кВ и распределительных сетей 6-110 кВ, а также экспресс-обследования, протоколы измерений и испытаний службы диагностики ООО "Научно-производственное предприятие "Инженерный центр" показывают, что имеются проблемы, связанные с аппаратной надежностью энергосистемы. 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 ОРУ500/220 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, 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 на 2012-2016 годы 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 собственных нужд 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 возможного отключения оставшейся в работе ВЛ-220 кВ Чебоксарской ГЭС-2(-1), снижения напряжения на шинах электростанций с дальнейшим перегрузом и возможным 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 2012-2016 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 <1> ПС, питающихся от ВЛ-110 кВ Южная-1, -2, приведена в табл. 15. _________________ <1> По данным филиала ОАО "Системный оператор Единой энергетической системы" - "Региональное диспетчерское управление энергосистемы Чувашской Республики - Чувашии". Таблица 15 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 В Л (замена провода, опор или др.), новое сетевое строительство либо развитие когенерации в центрах, приближенных к нагрузке на базе (с заменой) существующих котельных. Наиболее оптимальными центрами для создания когенерационной выработки приняты районы котельных N 4-С и 9-К. Перспективная мощность когенерации может составить 25-30 и 15 МВт* (предложение администрации г. Чебоксары). При большом количестве ПС, получающих питание от двухцепной ВЛ110 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 В Л Южная-1, -2 между ПС Южная и ПС Кировская и восстановлением ВЛ110 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 3-4 этапа 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. 16. Таблица 16 Расчетные аварийные возмущения (режимы) —————|————————————————————————|——————————————————————————————|—————————————————————————————————————————— N | Аварийное | Критические места | Решение пп | возмущение (режим) | энергосистемы | —————|————————————————————————|——————————————————————————————|—————————————————————————————————————————— 1. Отключение ВЛ загрузка оставшейся в работе для обеспечения надежного электроснаб- 110 кВ Южная-1, (-2) ВЛ-110 кВ Южная-2 (-1) пре- жения потребителей, получающих пита- цепь вышает максимально допус- ние от ВЛ-110 кВ Южная-1, -2, в ремонт- тимое значение (108 / 124%) ных и аварийных режимах необходимы 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 3-4 этапа отозванного в настоящее время ТУ на ТП по микрорайону "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 ВЛ- дима установка БСК-110 кВ на ПС Катра- Катраси и ВЛ-110 кВ 110 кВ Новочебоксарская си либо, что более предпочтительно, но- Новочебоксарская ТЭЦ-3 - Катраси (участков вое сетевое строительство (заход ВЛ-220 ТЭЦ-3 - Катраси данных ВЛ ) напряжение на кВ Чебоксарская ГЭС - Венец на ПС Кат- ПС Катраси снижается до раси-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 при отключении ВЛ-110 кВ для обеспечения повышения напряжения кВ Чебоксарская Чебоксарская ТЭЦ-2 - Катра- и обеспечения поддержания перетоков ТЭЦ-2 - Катраси (по- си загрузка оставшейся в ра- мощности в допустимых пределах в ре- сле перевода на ПС боте ВЛ-110 кВ Новочебок- монтных/аварийных режимах необходимо Катраси электроснаб- сарская ТЭЦ-3 - Катраси пре- новое сетевое строительство (заход ВЛ жения части ПС, по- высит максимально допусти- 220 кВ Чебоксарская ГЭС - Венец на ПС лучающих в настоя- мое значение (до 137,5% в Катраси-2 с установкой АТ на ПС Катра- щее время электро- зимний период), вызовет сни- си-2) снабжение по ВЛ-110 жение напряжения на ПС Кат- кВ Южная-1, -2 с Че- раси (до 109/108 кВ летом и боксарской ТЭЦ-2, до 98/96 кВ зимой) без сетевого строи- тельства) 4. Отключение ВЛ-110 при отключении ВЛ-110 кВ для обеспечения повышения напряжения кВ 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 ВЛ Катраси электроснаб- ская ТЭЦ-2 - Катраси превы- 220 кВ Чебоксарская ГЭС - Венец на ПС жения части ПС, полу- сит максимально допустимое Катраси-2 с установкой АТ на ПС "Катра- чающих в настоящее значение (до 130,5% в зимний си-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 перегруз на 9,6% оставшегося строительство новых когенерационных 220 кВ Чебоксарская в работе АТ-1(2) 220/110 кВ станций в районе котельной N 4-С и ГЭС - Чебоксарская Чебоксарской ТЭЦ-2 (при Юго-Западном районе (далее - ЮЗР) ТЭЦ-2 - I(II) цепь или уровне нагрузок 2010 г.) АТ-1(-2) 220/110 кВ Чебоксарской ТЭЦ-2 Потокораспределение мощности по сети 110 кВ для нормального режима на 2010-2016 годы приведено в приложении N 2. IV. Краткая характеристика теплоснабжения городов Чувашской Республики и оценка возможности когенерации Теплоснабжение г. Чебоксары осуществляет компания ООО "Коммунальные технологии", которая арендует 57 котельных общей мощностью 767 Гкал/ч и 44 центральных тепловых пункта (ЦТП) и насосных станций, расположенных в г. Чебоксары (рис. 4). За исключением котельных, которые находятся в резерве (N 2-Ю, 19-Ю, 3-М, 2-Ц, 11-Ц, 18-Ц) или не эксплуатируются (N 2а-К), общее количество работающих источников теплоснабжения равно 50, два из которых электрокотельные N 14-К и 30-Ю. Котельные (20 шт.) N 3-К, 6-К, 7-К, 12-К, 14-К, 25-К, 8-М, 9-М, 24-М, 25-М, 50-М, 6-Ц, 6а-Ц, 21-Ц, 17-Ю, 30-Ю, 1-З, 2-З, 3-З, 4-З работают с температурным графиком 95/70°С. Котельная N 56-К работает с температурным графиком 100/70°С. Котельные (8 шт.) N 5-К, 33-М, 10-Ц, 28-Ц, 29-Ц 11-Ю, 16-Ю, 26-Ю работают с температурным графиком 105/70°С. Котельные (5 шт.) N 2-К, 7-М, 34-М, 25-Ю, 28-Ю работают с температурным графиком 115/70°С. Рис. 4. Схема теплоснабжения г. Чебоксары [Схема в электронном виде не приводится, смотри бумажный документ] Котельная (1 шт.) N 1-К работает с температурным графиком 130/70°С. Котельные (3 шт.) N 8-К, 9-К, 86-К работают с температурным графиком 140/70°С. Котельные (10 шт.) N 4-К, 22-К, 10-М, 4-С, 5-С, 5-Ц, 22-Ц, 12-Ю, 13-Ю, 27-Ю работают с температурным графиком 150/70°С. Котельная N 28-Ц состоит из двух блоков: один блок (2 котла КВГ-6,5 -150) работает с температурным графиком 150/70°С, второй (2 котла ДКВР2,5/13) - с температурным графиком 105/70°С. Две котельные N 22-Ю и 27-М не имеют нагрузки на отопление и горячее водоснабжение. Они снабжают паром соответственно больничный комплекс и грязелечебницу. Котельные N 10-Ц, 21-Ц, 29-Ц, 2-К, 3-К, 56-К, 7-М, 10-М, 24-М, 50-М, 1-З, 4-З, 5-С работают только в отопительный период, остальные котельные круглогодично. В летний период котельная N 22-Ц обеспечивает горячей водой также потребителей котельной N 10-Ц и ЦТП "Ярославская". В зимнее время ЦТП "Ярославская" подключен к Чебоксарской ТЭЦ-2. Потребителей котельной N 2-Ц в летнее время обеспечивает горячей водой котельная N 5-Ц. Потребители котельной N 4-С подключены по открытой схеме теплоснабжения, на остальных источниках система теплоснабжения потребителей закрытая. В котельных N 2-К, 34-М, 28-Ц (блок с двумя котлами ДКВР-2,5/13) установлены только паровые котлы. В котельных N 7-К, 25-М, 11-Ю паровые котлы наряду с подачей пара потребителям принимают участие в приготовлении горячей воды для системы горячего водоснабжения. ООО "Коммунальные технологии" имеют две котельные мощностью свыше 50 Гкал/ч: N 4-С (268 Гкал/ч) и N 5-С (65 Гкал/ч). Общая протяженность тепловых сетей, эксплуатируемых ООО "Коммунальные технологии", составляет в г. Чебоксары 370,2 км в однотрубном исчислении. Кроме выработки и передачи тепловой энергии от собственных источников ООО "Коммунальные технологии" осуществляет передачу тепловой энергии, закупленной у сторонних организаций: ОАО "ТГК-5" (Чебоксарская ТЭЦ-2, Новочебоксарская ТЭЦ-3) и ФГУП "Чебоксарское производственное объединение имени В.И.Чапаева" (далее - ФГУП "ЧПО им. В.И.Чапаева"). Для повышения энергобезопасности и энергоэффективности столицы Чувашской Республики целесообразным является возведение когенерационных станций с замещением части тепловых мощностей котельных N 4-С, ФГУП "ЧПО им. В.И.Чапаева" и N 8-9К с тепловой мощностью до 300 Гкал/ч. Район предполагаемой установки когенерационных станций приведен на рис. 5. Рис. 5. Схема тепловых сетей районов с перспективной когенерацией [Схема в электронном виде не приводится, смотри бумажный документ] V. Основные направления развития электроэнергетики Чувашской Республики В соответствии с Энергетической стратегией Чувашской Республики на период до 2020 года для повышения уровня благосостояния населения требуется дальнейшее повышение энерговооруженности труда, а также роста потребления электрической энергии с приближением душевого потребления электрической энергии до среднероссийских значений - 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 по результатам реализации Республиканской целевой программы энергосбережения в Чувашской Республике на 2010-2015 годы и на период до 2020 года Чувашская энергосистема докризисной загрузки (2008 год) достигнет не ранее 2014-2015 годов. 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 2014-2016 годах и в будущем ПС-220 кВ Новый город. Анализ схемы теплоснабжения г. Чебоксары показывает три перспективные зоны для развития комбинированной выработки электрической и тепловой энергии: 1. Северо-Западный район (далее - СЗР) с центром нагрузок в районе котельной N 4-С. 2. ЮЗР. 3. Строящийся район улицы Б.Хмельницкого. Наиболее перспективно создание электрогенерирующих мощностей на покрытие существующих тепловых нагрузок. Такими районами перспективной когенерации являются районы котельных N 4-С (рис. 6), 9-К, ФГУП "ЧПО им. В.И.Чапаева". График расходов теплоты по продолжительности тепловых нагрузок (район 4с и 5с) [Рисунок в электронном виде не приводится, смотри бумажный документ] Рис. 6. График продолжительности тепловых нагрузок СЗР Районная котельная N 4-С находится в центре тепловых нагрузок и позволяет круглогодично вырабатывать электрическую энергию для покрытия тепловой нагрузки ГВС, а отопительную нагрузку покрыть существующими мощностями котельной. Строительство когенерационной электрической станции мощностью 25-30 МВт на территории котельной N 4-С позволяет повысить надежность электроснабжения, а также разгрузить ПС Западная и Студенческая, линии ВЛ Южная-1, -2. Администрацией г. Чебоксары предлагается создание в ЮЗР когенерационных мощностей с электрической мощностью 15 МВт на территории котельной 9-К и 10-К (нефункционирующая). Анализ показывает, что при существующей тепловой нагрузке потребителей котельных N 8-К, 9-К, присоединяемых в летнем режиме к сетям когенерационной станции, электрическая мощность составит около 3-4 МВт. В целях минимизации затрат и повышения эффективности и надежности схемы электроснабжения города администрации г. Чебоксары целесообразно рассмотреть создание ТЭЦ с покрытием тепловых нагрузок большей части ЮЗР и месторасположением в районе котельной и электрической ПС-110 кВ ФГУП "ЧПО им. В.И.Чапаева". Это позволит увеличить тепловую загрузку на объемы потребления от котельной ФГУП "ЧПО им. В.И.Чапаева" (рис. 7), а теплофикационную выработку в летний период довести до заявленных администрацией города 12-15 МВт. Кроме того, необходимо проработать вопрос совмещения создания ТЭЦ с реконструкцией ПС ФГУП "ЧПО им. В.И.Чапаева", парковый ресурс которой выработан. График расходов теплоты по продолжительности тепловых нагрузок (район ПО им. Чапаева) [Рисунок в электронном виде не приводится, смотри бумажный документ] Рис. 7. График расходов теплоты по продолжительности тепловых нагрузок (ЮЗР) Город Новочебоксарск практически на 100% обеспечивается теплофикационной нагрузкой Новочебоксарской ТЭЦ-3, тепловые сети составляют 212,0 км в однотрубном исчислении. Филиалом ОАО "ТГК-5" "Марий Эл и Чувашии" в 2012-2013 годах запланирована реконструкция Новочебоксарской ТЭЦ-3 с установкой турбоагрегата ПТ-80/100-130/13, станционный N 7. Город Канаш. Возможно создание ТЭЦ мощностью 12 МВт на основе котельной ОАО "Канашский вагоноремонтный завод" с использованием существующего котельного оборудования. Город Алатырь. Анализ схемы теплоснабжения города показывает возможность создания мини-ТЭЦ на базе централизованного отопления микрорайонов "Западный-1" и "Западный-2" с установкой пиковых котлов на отопительную нагрузку и газопоршневых установок электрической мощностью 1-1,5 МВт и тепловой мощностью 1,2-1,5 МВт на ГВС. Кроме того, возможна установка когенерационных установок на ряде промышленных предприятий. Город Шумерля. Требуется дополнительная проработка вопроса с изучением фактического состояния схемы тепло- и электроснабжения. IV. 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 из-за значительного резерва электросетевых и трансформаторных мощностей. VII. Основные выводы по развитию объектов электросетевого хозяйства электроэнергетического комплекса Чувашской Республики Основные направления развития электроэнергетического комплекса Чувашской Республики на 2012-2016 годы сведены в табл. 17. Таблица 17 ——————|——————————————————————————————————————|———————————|——————————————|————————————— N | Наименование объекта | Проектная | Год начала / | Стоимость пп | | мощность, | окончания | объекта, | | МВА | | млн. рублей ——————|——————————————————————————————————————|———————————|——————————————|————————————— Сетевое строительство 110-35 кВ 1. Реконструкция участка ВЛ-110 кВ 2015/2016 48,00 Студенческая - Заовражная 2. Строительство второй цепи ВЛ-35 кВ 2013/2014 34,00 Катраси - Чандрово 3. Реконструкция ПС 110/6 кВ Западная 3х25 2008/2012 170,00 4. Реконструкция ПС 110/10 кВ Радуга 2х25 2008/2012 155,17 5. Реконструкция ПС 110/10 кВ Вурна- 2х25 2011/2014 62,6 ры 6. Реконструкция ПС 110/10 кВ Перво- 2х2,5 2006/2014 88,15 майская (II очередь) 7. Реконструкция ПС 110/1 0кВ Вур- 2х25 2008/2015 144,01 манкасы 8. Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Ур- 2х25 2013/2016 115,17 мары 9. Реконструкция ПС 110/10 кВ Лапсар- 16 2012/2013 65,39 ская 10. Замена короткозамыкателя - отдели- 2011/2013 55,26 теля нагрузки ОДКЗ-110 на элегазо- вом выключателе ВГТ-110 кВ на ПС Заовражная, Кировская, Парковая, Светлая, Новая, Восточная, Тормоз- ная 11. Реконструкция ПС 110/10 кВ Кугеси 2х16 2014/2016 110,16 12. Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Кат- 2х16 2013/2014 раси 13. Реконструкция ПС Студенческая, за- 40 2013/2014 мена 2х16 на 40, заходы с двухцепных на одноцепные 14. Строительство ПС Коммунальная 2013/2016<*> 1000,0 110/10 кВ с разрезанием ВЛ-110 кВ Южная-1, -2. Завершение строитель- ства ВЛ-110 кВ Чапаевская-2 15. Строительство ОРУ-220 кВ ПС Кат- 2х125 2014/2016 1120,00 раси-2, выполнение захода на ПС Кат- раси-2 ВЛ-220 кВ Чебоксарская ГЭС - Венец, установка АТ-1, -2 220/110 кВ мощностью 125 МВА, ус- тановка БСК-110 кВ. Строительство ВЛ-220 кВ Чебоксарская ГЭС - Кат- раси-2 Генерация (МВт) 16. ПТ-80 (Новочебоксарская ТЭЦ-3) 80 2012/2014 1350 17. ТЭЦ СЗР (район 4-С) 25-30 2013/2016 1080<***> 18. ТЭЦ ЮЗР<***> 15-20<**> 2015/2017 720<***> _____________________ <*> При наличии заявленной мощности (нагрузки) и выполнении инвестором технических условий по развитию центра питания. <**> Определяется проектом. <***> Уточняется при проектировании возможность замещения котельной ФГУП "ЧПО им. В.И.Чапаева" и увеличения мощности. 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 110/6 кВ Западная - замена двух трансформаторов по 16 МВА на 25 МВА, обеспечение электроэнергией быстроразвивающегося СЗР г. Чебоксары. 4. Реконструкция ПС 110/10 кВ Радуга - замена двух трансформаторов по 16 МВА на 25 МВА, обеспечение электроэнергией быстроразвивающегося новоюжного района г. Чебоксары. 5. Реконструкция ПС 110/10 кВ Вурнары - замена трансформатора 10 МВА на 25 МВА, обеспечение электроэнергией быстроразвивающегося района пгт Вурнары. 6. Реконструкция ПС 110/10кВ Первомайская (II очередь) - установка второго трансформатора на 2,5 МВА. Повышение надежности электроснабжения. 7. Реконструкция ПС 110/10 кВ Вурманкасы - замена двух трансформаторов по 16 МВА на 25 МВА, обеспечение электроэнергией быстроразвивающегося новоюжного района г. Чебоксары. 8. Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Урмары - замена трансформатора 16 МВА на 25 МВА, обеспечение электроэнергией быстроразвивающегося района пгт Урмары. 9. Реконструкция ПС 110/10 кВ Лапсарская - замена трансформатора 10 МВА на 16 МВА, обеспечение электроэнергией быстроразвивающегося района пос. Лапсары. 10. 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. 11. Реконструкция ПС 110/10 кВ Кугеси - замена двух трансформаторов по 10 МВА на 16 МВА, обеспечение электроэнергией быстроразвивающегося СЗР г. Чебоксары. 12. Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Катраси - замена двух трансформаторов по 10 МВА на 16 МВА, обеспечение электроэнергией быстроразвивающихся районов Хыркасы и Чандрово. 13. Реконструкция ПС Студенческая - замена двух трансформаторов по 16 МВА на один трансформатор 40 МВА, обеспечение электроэнергией быстроразвивающегося СЗР г. Чебоксары. Перевод участка ВЛ-110 кВ из двухцепного исполнения в одноцепный. Это повысит надежность электроснабжения ПС. 14. Строительство ПС Коммунальная 110/10 кВ с разрезанием ВЛ-110 кВ Южная-1, -2, завершение строительства ВЛ-110 кВ Чапаевская-2 - по состоянию на 2010 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. 15). 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 существующего распределительного пункта 6 кВ. По мере застройки микрорайона "Богданка" следует производить поэтапный ввод трансформирующих мощностей. Ввод в работу ОРУ110 кВ ПС Коммунальная необходимо синхронизировать по времени с выполнением первого этапа пункта 15 табл. 17. 15. 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 СЗР 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. 16. 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. 17. ТЭЦ СЗР (район 4-С) - строительство когенерационной станции на газовом топливе в районе котельной N 4-С с суммарной мощностью до 30 МВт. Общее число генераторов 4-6 машин. Выработка тепловой энергии в виде отопления и горячего водоснабжения на коммунально-бытовую нагрузку СЗР г. Чебоксары. Выработка электроэнергии на коммунально-бытовую нагрузку СЗР г. Чебоксары на напряжении 6 кВ. 18. ТЭЦ ЮЗР - строительство когенерационной станции на газовом топливе в районе Чапаевского поселка с суммарной мощностью до 20 МВт. Общее число генераторов 4-6 машин. Выработка тепловой энергии в виде отопления и горячего водоснабжения на коммунально-бытовую нагрузку Чапаевского поселка г. Чебоксары. Выработка электроэнергии на коммунально-бытовую нагрузку Чапаевского поселка г. Чебоксары на напряжении 6 кВ. Приложение N 1 к Схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Чувашской Республики на 2012-2016 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 | максимальное | 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 гг. [Схема 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
|
