О Схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Чувашской Республики на 2014–2018 годы



ГУБЕРНАТОР КАМЧАТСКОГО КРАЯ

КАБИНЕТ МИНИСТРОВ ЧУВАШСКОЙ РЕСПУБЛИКИ

ПОСТАНОВЛЕНИЕ

30.04.2013 № 170

О Схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Чувашской Республики на 2014–2018 годы

Признан утратившим силу постановлением Кабинета Министров Чувашской Республики от 28 мая 2014 г. № 188

В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. № 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. № 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. № 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   № 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. № 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. № 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. № 229 (зарегистрирован в Министерстве юстиции Российской Федерации 20 июня 2003 г., регистрационный № 4799);

Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2012–2018 годы, утвержденные приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 13 августа 2012 г. № 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).

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 № 5" (далее – Чебоксарская ТЭЦ-1);

Чебоксарская ТЭЦ-2 филиала "Марий Эл и Чувашии" ОАО "Территориальная генерирующая компания № 5" (далее – Чебоксарская ТЭЦ-2);

Новочебоксарская ТЭЦ-3 филиала "Марий Эл и Чувашии" ОАО "Территориальная генерирующая компания № 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

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:

__________

*              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).

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. № 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:

ОАО "Территориальная генерирующая компания № 5" (далее – ОАО "ТГК-5").

Филиал ОАО "РусГидро" – "Чебоксарская ГЭС".

Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" – "МЭС Волги" (по сетям магистральных сетевых компаний Чувашской Республики).

ООО "Русэнергоресурс" (по объектам ОАО "Северо-Западные магистральные нефтепроводы").

ООО "Русэнергосбыт" (для потребителей ОАО "Российские железные дороги" в границах Чувашской Республики).

ОАО "Межрегионэнергосбыт" (по объектам ООО "Газпром трансгаз Нижний Новгород").

ОАО "Чувашская энергосбытовая компания".

ОАО "Химпром".

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

Рис. 2. Динамика изменения потребления и выработки электроэнергии
по Чувашской Республике за 2008–2012 годы

___________

*Собственные нужды энергообъектов и потери электроэнергии включительно.

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

№ пп

Потребитель

Максимально потребляемая мощность, МВт

Присоединенная мощность, МВА

1.

Филиал ООО "Газпром трансгаз Нижний Новгород"

77

210,5

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 дороги" – "Горьковская железная дорога"

50

190

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

№ пп

Наименование ПС

Диспетчерское наименование трансформатора

Тип

Мощность,

МВА

Напряжение, кВ

Год ввода в эксплуа­та­цию

высо­кое

среднее

низкое

1

2

3

4

5

6

7

8

9

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 (открытое распределительное устройство (далее – ОРУ)-110 кВ)

Т-1

ТДНГ-1

15,0

110,0

0,0

6,6

01.01.1965

Т-2

ТДНГ-2

15,0

110,0

0,0

6,6

01.01.1964

16.

Чебоксарская ТЭЦ-2 (ОРУ-110 кВ)

1Т

ТРДН

32,0

110,0

0,0

6,6

11.11.1974

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 производственное объединение им. В.И. Чапаева"

Т-1

ТРДН

40,0

110,0

0,0

6,0

н/д

Т-2

ТРДН

40,0

110,0

0,0

6,0

н/д

18.

ОАО "Всероссийский научно-исследова­тель­ский, проектно-конст­рук­торский и технологический институт релестроения с опытным производством"

Т-1

ТМ

6,3

110,0

0,0

6,0

н/д

Т-2

ТМ

6,3

110,0

0,0

6,0

н/д

19.

ОАО "Чебоксарский хлопчатобумажный ком­бинат", главная понизительная подстанция № 2 (далее – ГПП)

Т-1

ТРДН

40,0

115,0

6,3

6,3

н/д

Т-2

ТРДН

40,0

115,0

6,3

6,3

н/д

ОАО "Чебоксарский хлоп­чато­бумажный комбинат", ГПП-1

Т-1

ТДТНГ

40,0

110,0

6,0

6,0

н/д

Т-2

ТРДН

31,5

110,0

6,0

6,0

н/д

20.

ОАО "Чебоксарский аг­регатный завод", ГПП‑1

Т-1

ТДНГ

31,5

110,0

0,0

6,0

н/д

Т-2

ТДНГ

31,5

110,0

0,0

6,0

н/д

ОАО "Чебоксарский аг­регатный завод", ГПП-2

Т-1

ТРДН

40,0

110,0

6,0

6,0

н/д

Т-2

ТРДН

40,0

110,0

6,0

6,0

н/д

21.

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", ГПП-1

Т-1

ТДН

16,0

110,0

0,0

6,0

н/д

Т-2

ТДН

16,0

110,0

6,0

6,0

н/д

ОАО "Промтрактор", ГПП-2

Т-1

ТРДЦН

80,0

110,0

6,0

6,0

н/д

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", ГПП-3

Т-1

ТРДЦН

63,0

110,0

6,0

6,0

н/д

Т-2

ТРДЦН

63,0

110,0

6,0

6,0

н/д

ОАО "Промтрактор", ГПП-4

Т-1

ТРДЦН

63,0

110,0

6,0

6,0

н/д

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 Нижний Новгород"

Т-1

ТРДЦН

63,0

220,0

10,0

10,0

н/д

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

№ пп

Наименование ПС

Диспетчерское наименование трансформатора

Тип

Мощность,

МВА

Данные по нагрузкам, МВА

2012 г.

2016 г.

2020 г.

1.

Заовражная

Т-1

ТДН

16,0

6,0

6,5

6,75

Т-2

ТДН

16,0

2.

Западная

Т-1

ТДН

16,0

45,76

55,96

55,96

Т-2

ТРДН

25,0

Т-3

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 № 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. № 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 № 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 Заовражная‑2

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

ПС Студенческая-1

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

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 Южная-1

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

ВЛ 110 кВ Южная-2

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

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 № 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)

№

пп

Аварийное
возмущение (режим)

Критические места
энергосистемы

Решение

1

2

3

4

1.

Отключение ВЛ-110 кВ Южная-1, -2 цепь

загрузка оставшейся в работе ВЛ-110 кВ Южная-2, -1 превыша­ет максималь­но допустимое значение (108 ÷ 124%)

для обеспечения надежного электроснабжения потребителей, получающих питание от ВЛ-110 кВ Южная-1, -2, в ремонтных 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, получающих питание от ВЛ-110 кВ Южная‑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 Чебоксарской 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 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 отключение ВЛ-110 кВ Чебоксарская ТЭЦ‑2 – Катраси и ВЛ-110 кВ Новочебоксарская ТЭЦ-3 – Катраси

при одновременном отклю­чении ВЛ-110 кВ Чебоксарская ТЭЦ-2 – Катраси и
ВЛ-110 кВ Новочебоксарская ТЭЦ-3 – Катраси (участков данных ВЛ ) напряжение на ПС Катраси снижается до уровня 104–96 кВ и ниже в зависимости от уровня потребления и схемы основной сети Чувашской энергосистемы

для обеспечения повышения напряжения в ремонтных/аварийных режимах необходима установка БСК-110 кВ на ПС Катраси либо, что более предпочтительно, новое сетевое строительство (заход ВЛ-220 кВ Чебоксарская ГЭС – Венец на ПС Катраси-2 с установкой АТ 220/110 кВ на ПС Катраси-2)

3.

Отключение ВЛ-110 кВ Чебоксарская ТЭЦ‑2 – Катраси (после перевода на ПС Катраси электроснабжения части ПС, получающих в настоящее время электроснабжение по ВЛ-110 кВ Южная-1, -2 с Чебоксарской ТЭЦ-2,  без сетевого строительства)

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)

для обеспечения повышения напряжения и обеспечения поддержания перетоков мощности в допустимых пределах в ремонтных/аварийных режимах необходимо новое сетевое строительство (заход
ВЛ-220 кВ Чебоксарская ГЭС – Венец на ПС Катраси-2 с установкой АТ на ПС Катраси-2)

4.

Отключение ВЛ-110 кВ Новочебоксарская ТЭЦ-3 – Катраси с от­пайкой на ПС Новая (после перевода на ПС Катраси электроснабже­ния части ПС, полу­чающих в настоящее время электроснабжение по ВЛ-110 кВ Юж­ная‑1, -2 с Чебоксарской ТЭЦ-2, без се­тевого строительства)

при отключении ВЛ-110 кВ Новочебоксарская ТЭЦ-3 – Катраси с отпайкой на ПС Новая загрузка оставшейся в работе ВЛ-110 кВ Чебоксарская ТЭЦ-2 – Катраси превысит максимально допустимое значение (до 130,5% в зимний период), вызовет снижение напряжения на ПС Катраси (до 109÷108 кВ летом и до 98÷96 кВ зимой)

для обеспечения повышения напряжения и обеспечения поддержания перетоков мощности в допустимых пределах в ремонтных/аварийных режимах необходимо новое сетевое строительство (заход
ВЛ-220 кВ Чебоксарская ГЭС – Венец на ПС Катраси-2 с установкой АТ на ПС Катраси-2)

5.

Отключение ВЛ 220 кВ Чебоксарская ГЭС – Чебоксарская ТЭЦ-2 – I (II) цепь или АТ‑1, -2 220/110 кВ Чебоксарской ТЭЦ-2

перегруз на 9,6% оставшегося в работе АТ-1, -2 220/110 кВ Чебоксарской ТЭЦ-2 (при уровне нагрузок 2010 г.)

строительство новых когенерационных станций в районе котельной № 4-С и юго-западном районе г. Чебоксары

Потокораспределение мощности по сети 110 кВ для нормального и аварийного режимов приведены в приложении № 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. № 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

Для решения проблем повышения энергоэффективности и надежности энергоснабжения целесообразно провести проектные работы по созданию ТЭЦ в г. Чебоксары.

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.

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

№

пп

Наименование объекта

Проектная мощность, МВА

Год начала / окончания

Ориентировочная стоимость объекта, млн. рублей

Сетевое строительство 110–35 кВ

Реконструкция участка ВЛ-110 кВ Студенческая – Заовражная

2015/2016

48,00

ПИР на строительство второй цепи ВЛ‑35 кВ Катраси – Чандрово

2018

6,56

Реконструкция ПС 110/10 кВ Вурнары

2х25

2011/2014

62,6

Реконструкция ПС 110/10 кВ Первомайская (II очередь)

2х2,5

2006/2014

88,15

Реконструкция ПС 110/10 кВ Вурманкасы

2х25

2008/2015

138,83

Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Урмары

2х25

2014/2019

114,39

Реконструкция ПС 110/10 кВ Лапсарская

16

2012/2013

88,45

Замена короткозамыкателя – отделителя нагрузки ОДКЗ-110 на элегазовом выключателе ВГТ-110 кВ на ПС Заовражная, Кировская, Светлая, Новая

2011/2019

117,68

Реконструкция ПС 110/10 кВ Кугеси

2х16

2014/2016

127,29

Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Катраси

2х16

1995/2016

217,73

Реконструкция ПС Студенческая, замена 2х16 на 40, заходы с двухцепных на одноцепные

40

2013/2014

93,50

Строительство ПС Коммунальная 110/10 кВ с разрезанием ВЛ-110 кВ Южная-1, -2. Завершение строительства ВЛ-110 кВ Чапаевская-2

2013/2016

253,94

Строительство ОРУ-220 кВ ПС Катраси-2, выполнение захода на ПС Катраси-2 ВЛ-220 кВ Чебоксарская ГЭС – Венец, установка АТ-1
220/110 кВ мощностью 125 МВА

2х125

2014/2017

1120,00

Генерация (МВт)

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.*

_________

*              При наличии заявленной мощности (нагрузки) и выполнении инвестором технических условий развития центра питания.

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 ПТ-80/10-130/13 в рамках модернизации ТЭЦ-3 по распоряжению Правительства Российской Федерации от 11 августа 2010 г. № 1334-р.

_____________

Приложение № 1

к Схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Чувашской Республики

на 2014–2018 годы

Данные по загрузке центров питания 35–110 кВ

№

пп

Наименование ПС

Данные по загрузке

трансформатор

Sном

Sфакт
17.12.08

Sфакт

16.12.09

Sфакт
15.12.10

S
2011

S
2012

S
2013

S
2014

S
2015

максимальное
значение

год максимума

МВА

МВА

МВА

МВА

МВА

МВА

МВА

МВА

МВА

МВА

%

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

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

110/35/10 кВ

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

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

(Т-2)

40,00

13,146

12,197

17,856

17,956

18,056

18,156

18,256

18,356

18,356

45,9

2015

Т-5

(Т-1)

40,00

-

0,000

10,803

10,903

11,003

11,103

11,203

11,303

11,303

28,3

2015

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

10/35/10 кВ

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

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 № 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

АВАРИЙНЫЕ РЕЖИМЫ