Основная информация
| Дата опубликования: | 18 апреля 2011г. |
| Номер документа: | RU18000201100194 |
| Текущая редакция: | 1 |
| Статус нормативности: | Нормативный |
| Субъект РФ: | Удмуртская Республика |
| Принявший орган: | Правительство Удмуртской Республики |
| Раздел на сайте: | Нормативные правовые акты субъектов Российской Федерации |
| Тип документа: | Распоряжения |
Бесплатная консультация
У вас есть вопросы по содержанию или применению нормативно-правового акта, закона, решения суда? Наша команда юристов готова дать бесплатную консультацию. Звоните по телефонам:Федеральный номер (звонок бесплатный): 8 (800) 555-67-55 доб. 732Москва и Московская область: 8 (499) 350-55-06 доб. 192Санкт-Петербург и Ленинградская область: 8 (812) 309-06-71 доб. 749
Текущая редакция документа
Are You suprised ?
1
ПРАВИТЕЛЬСТВО УДМУРТСКОЙ РЕСПУБЛИКИ
РАСПОРЯЖЕНИЕ
от 18 апреля 2011 года № 253-р
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ПРОГРАММЫ И СХЕМЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА УДМУРТСКОЙ РЕСПУБЛИКИ НА 2011-2015 ГОДЫ И НА ПЕРСПЕКТИВУ ДО 2020 ГОДА
В соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденных Постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики», и в целях обеспечения энергетической безопасности Удмуртской Республики, развития индустриального и социального комплексов, качественного и надежного энергоснабжения потребителей энергии:
утвердить прилагаемую Программу и схему развития электроэнергетического комплекса Удмуртской Республики на 2011 – 2015 годы и на перспективу до 2020 года.
Исполняющий обязанности Председателя Правительства Удмуртской Республики – В.В.Богатырёв
Утверждена распоряжением Правительства Удмуртской Республики от 18 апреля 2011 года № 253-р
ПРОГРАММА И СХЕМА РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА УДМУРТСКОЙ РЕСПУБЛИКИ НА 2011-2015 ГОДЫ И НА ПЕРСПЕКТИВУ ДО 2020 ГОДА
Общая характеристика Удмуртской Республики
Рис.1 Карта Удмуртской Республики
Удмуртская Республика - субъект Российской Федерации, входящий в состав Приволжского федерального округа. Столица Республики - г. Ижевск.
Удмуртская Республика расположена в западной части Среднего Урала в междуречье Вятки и Камы. Площадь республики 42,01 тысячи квадратных километров, что составляет 0,25 процента общей площади Российской Федерации.
Среди республик Российской Федерации она занимает по площади одиннадцатое место. От столицы Удмуртии Ижевска до Перми 376 км, до Казани – 395 км, до Екатеринбурга – 800 км, до Москвы - 1129 км. Территория простирается с севера на юг на 320 км, с запада на восток - 200 км. На севере и западе граничит с Кировской областью, на востоке - с Пермским краем, на юго-востоке - с Республикой Башкортостан, на юге - с Республикой Татарстан. Как государственное образование, Удмуртия возникла после Октябрьской Революции. 4 ноября 1920 г. Ленин подписал постановление ВЦИК и СНК РСФСР об образовании ряда новых автономных областей, в котором, в частности, говорилось: «образовать… автономные области трудовых народов - калмыцкого, марийского и вотяцкого». 1 января 1932 г. постановлением ВЦИК СССР название области было изменено: «Ввиду того, что коренное население Вотской автономной области… является удмуртским народом, … переименовать Вотскую автономную область в Удмуртскую автономную область».
28 декабря 1934 г. ВЦИК СССР принял постановление «О преобразовании Удмуртской автономной области в Удмуртскую Автономную Советскую Социалистическую Республику. 11 октября 1991 г. Верховный Совет Удмуртской АССР принял закон, согласно которому Удмуртская АССР приобрела новое название - Удмуртская Республика.
Республика располагается в умеренном тепловом поясе. Расположена она к востоку от нулевого меридиана, в третьем российском часовом поясе, называемом «волжским». Время московское. Климат Удмуртии умеренно континентальный с продолжительной холодной зимой, довольно теплым летом и хорошо выраженными переходными сезонами. Средняя температура воздуха в январе - 14…-16 градусов, в июле + 17… +19 градусов. За год выпадает в среднем около 500 - 600 мм осадков.
Удмуртия расположена в восточной части Русской равнины, в среднем Предуралье, и состоит из ряда возвышенностей и низменностей. Наивысшая точка (332 м) расположена на самом северо-востоке республики на Верхнекамской возвышенности. Самая низкая точка республики (51 м) - в юго-западной части, почти на границе с Республикой Татарстан, в пойме реки Вятки.
Республика богата нефтью, торфом, строительными материалами, открыты запасы каменного угля. Основные отрасли промышленности - машиностроение и металлообработка, нефтедобыча, черная металлургия. В сельском хозяйстве - зерноводство, льноводство, овощеводство, производство мяса, молока и яиц.
Развитию экономики, особенно промышленности, благоприятствуют как расположение Удмуртии в бассейне судоходной реки Камы, так и две основные железнодорожные магистрали, которые пересекают территорию республики в широтном направлении. Железнодорожная магистраль меридионального направления служит для внутриреспубликанских связей. Общая протяженность железных дорог составляет 1007,4 км. Наличие широкой сети автомобильных дорог (дорог с асфальто-бетонным покрытием 3279 км, с гравийным - 2159 км), транзитных газо- и нефтепроводов улучшает экономико-географическое положение республики.
В Удмуртии берет свое начало одна из крупнейших рек России Кама. Здесь же, почти на границе с Кировской областью, истоки крупного притока Камы реки Вятки, также судоходной. Другие значительные реки: притоки Вятки Чепца и Кильмезь, приток Кильмези - Вала, притоки Камы - Иж, Вотка, Сива.
Таблица 1
Общие сведения об Удмуртской Республике
Год
Площадь территории Удмуртской
Республики тыс.кв. км.
Количество административных районов, ед.
Численность населения, тыс. чел.
Количество горо-дов
Количество населенных пунктов
В том числе
город-ское
сель-ское
всего
в том числе сельхоз.угодий
2009
42,1
16,8
25
1548,6
1073,3
475,3
5
2135
Основная часть населения (более 60%) проживает в промышленных районах:
Ижевском - 629 тыс. человек (40,3%);
Глазовском - 136 тыс. человек (8,7%);
Воткинском - 67 тыс. человек (4,3%);
Сарапульском - 137 тыс. человек (8,8%).
Административное деление: 5 городов, 25 сельских районов, 11 поселков городского типа, 2119 сельских населенных пунктов. Плотность населения – 37 человек на квадратный километр.
Существующее состояние электроснабжения Удмуртской энергосистемы
2.1. Характеристика энергосистемы, осуществляющей электроснабжение
потребителей Удмуртской Республики
Структура электрического комплекса Удмуртской Республики
Удмуртская энергосистема входит в состав ОЭС Урала и обеспечивает электроснабжение Удмуртской Республики.
Рис.2 Структура электрического комплекса Удмуртской Республики
Максимальная нагрузка потребителей Удмуртской энергосистемы в 2009 году зафиксирована 17.12.2009 году и составила 1480 МВт, что на 35 МВт выше максимума 2008 года (1445 МВт 23.12.2008год). Увеличение максимальной нагрузки объясняется низкими температурами окружающей среды в декабре 2009 года.
Нагрузка электростанций в час максимума составила 471 МВт.
Электропотребление в 2009 году по территории Удмуртской Республики составило 8374 млн. кВт.ч.
Электростанции Удмуртской энергосистемы выработали 3038 млн. кВт.ч, что на 138 млн. кВт.ч (4,35 %) меньше, чем в 2008 году.
Удмуртская энергосистема приняла в 2009 году из ЕЭС 5335,9 млн. кВт.ч электроэнергии против 5647,6 млн. кВт.ч в 2008 году.
Поставщиками услуг по передаче электроэнергии и технологическому присоединению к электросетям Удмуртской Республики являются сетевые компании, действующие на территории Удмуртской Республики:
Пермское предприятие МЭС Урала – филиал ОАО «ФСК ЕЭС» - электрические сети 220-500 кВ;
Филиал «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья»-распределительная сетевая компания – электрические сети 0,4-220 кВ;
ООО «Электрические сети Удмуртии» - распределительная сетевая компания – в аренде на обслуживании муниципальных электрических сетей;
МУП г. Ижевска «ИЭС», МУП «ВГЭС» г.Воткинск, МУП ЖКХ г.Можга- муниципальные сетевые предприятия.
Сетевые компании отвечают за перераспределение и транспорт электрической энергии в Удмуртской Республике, надежное функционирование и развитие электросетевого хозяйства республики.
В 2009 году на территории Удмуртской Республики работали следующие субъекты НОРЭМ:
ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания», ОАО «ТГК-5», ОАО «ИжАвто», ОАО «Нижноватомэнергосбыт», ООО «Транснефтьсервис С», ООО «Мечел-энерго», ОАО «Энергосбытовая компания «Восток» (с 01.10.2009 данная ГТП исключена из торговой системы ОРЭ), ООО «Русэнергосбыт», ООО «Русэнергоресурс» и ООО «Промэнергосбыт».
Сбытовая компания - ООО «Региональный энергосбытовой комплекс» со статусом гарантирующего поставщика с границами зоны деятельности, совпадающими с административными границами Удмуртской Республики.
Электросетевая компания филиал «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья»
«Удмуртэнерго» является филиалом открытого акционерного общества «Межрегиональная распределительная сетевая компания Центра и Приволжья» - единой операционной компании с центром ответственности в г. Нижний Новгород, являющейся основным поставщиком услуг по передаче электроэнергии и технологическому присоединению к электросетям во Владимирской, Ивановской, Калужской, Кировской, Нижегородской, Рязанской, Тульской областях, а также в Республике Марий Эл и Удмуртской Республике.
В настоящее время филиал «Удмуртэнерго» отвечает за перераспределение и транспорт электрической энергии в Удмуртской Республике, надежное функционирование и развитие электросетевого хозяйства республики.
«Удмуртэнерго» обеспечивает энергоснабжение 25 районов Удмуртской Республики. В структуре полезного отпуска электроэнергии филиала предприятия нефтедобычи, машиностроения, металлургии, деревообрабатывающей и химической промышленности, железнодорожный транспорт, сельское хозяйство, строительные компании и предприятия ЖКХ, население и объекты социальной сферы.
Общая протяженность ЛЭП составляет 24142,12 км.
Количество ТП 6-10 кВ - 5511 шт.
Количество ПС 35 кВ и выше – 218 шт.
Установленная мощность ПС и ТП – 4617,42 МВА
Таблица 2
Количество подстанций, мощность и протяженность ЛЭП
Наименование, напряжение
Количество,
шт.
Протяженность
по трассе, км
ВЛ-220 кВ
2
4,8
ВЛ-110 кВ
174
1989,2
ВЛ-35 кВ
154
2207,8
ВЛ-10 кВ
969
11780,2
ВЛ-6 кВ
26
177,5
КЛ-35 кВ
2
7
КЛ-10 кВ
17
57
ВЛ-0,4 кВ
7930
Наименование, напряжение
Количество,
шт.
Установленная
мощность, МВт
ПС–220 кВ
2
120
ПС–110 кВ
96
2802,2
ПС – 35 кВ
120
566,5
Таблица 3
Данные по электросетевым объектам ОАО «ФСК ЕЭС» на территории Удмуртской Республики
№ п/п
Наименование ПС
Трансформаторная мощность, МВА
1
ПС 500 кВ Удмуртская
2Х501
2
ПС 220 кВ Ижевск
2х125
3
ПС 220 кВ Сива
2х125
4
ПС 220 кВ Садовая
1х125
5
ПС 220 кВ Позимь
2х125
6
ПС 220 кВ Сюга
2х125
7
ПС 220 кВ Кама
2х125
7
ПС 220 кВ Балезино
2х125
9
ПС 220 кВ Звездная
2х125
10
ПС 220 кВ Комсомольская
2х63
11
ПС 220 кВ Игра
1х20 + 1х25
Итого:
2923
Протяженность ВЛ 500 кВ- 263,4 км, ВЛ 220 кВ- 992,7 км.
Краткая характеристика энергоисточников Удмуртской Республики
Установленная мощность электростанций Удмуртской энергосистемы в 2009 году составила 589,9 МВт.
Ижевская ТЭЦ-1
Ижевская ТЭЦ-1 принадлежит ОАО «ТГК-5». Ввод первого энергоблока осуществлён в 1934 году, последнего - в 1989 году. На Ижевской ТЭЦ-1 эксплуатируется семь турбогенераторов единичной мощностью 12 МВт, два из которых в 2003 году перемаркированы и единичная мощность каждого равна 9 МВт (№5 и №6 производства «Инвест», Чехословакия). Они были введены в эксплуатацию в 1957 г. и наиболее изношены, отработали парковый ресурс и подлежат замене.
Также отработала парковый ресурс турбина № 2. Турбоагрегаты № 1, 3, 4 и 7 установлены вместо демонтированных и отслуживших свой срок турбин сравнительно недавно (с 1984 по 1989 года) и находятся в хорошем состоянии.
Установленная электрическая мощность Ижевской ТЭЦ-1 на 01.01.2008 составила - 78 МВт.
В 2006 г. на Ижевской ТЭЦ-1 было выработано 358,1 млн. кВт.ч, в 2007году - 366,5 млн. кВт.ч (или 13,4 % и 11,6 % от суммарной выработки электроэнергии по Удмуртской энергосистеме соответственно). В 2008 году выработка составила 352,4 млн.кВт.ч, 2009 году- 340,8 млн.кВт.ч.
В 2010 году выбран исполнитель и ведется проектирование по проектам «Реконструкция Ижевской ТЭЦ-1» с установкой ПГУ- 230 МВт и «Схема выдачи мощности Ижевской ТЭЦ-1 при реконструкции с применением ПГУ». Ввод новых мощностей 230 МВт согласно Договору о предоставлении мощности планируется 31.12.2013 г.
В 2014 году предполагается демонтировать турбогенераторы № 5, 6 суммарной мощностью 18 МВт.
Ввод новых объектов генерации на Ижевской ТЭЦ-1 повысит надежность электроснабжения потребителей Ижевского энергоузла, снизит загрузку АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Ижевск, Позимь, Металлург. Для выдачи мощности Ижевской ТЭЦ-1 рекомендуется осуществить заход обеих цепей транзита 110 кВ Ижевск – Машзавод в КРУЭ 110 кВ Ижевской ТЭЦ-1. Установка компенсирующих устройств в сети 220, 110 кВ Ижевского энергоузла, на Ижевской ТЭЦ-1, в этом случае не потребуется.
Ижевская ТЭЦ-2
В 1977 году пущен в эксплуатацию первый энергоблок Ижевской ТЭЦ-2. ТЭЦ-2 предназначена для теплоснабжения северо-восточного промышленного района г. Ижевска. В состав основного энергетического оборудования входят:
паровые котлы 4хТП-87 производительностью 420 тн/час каждый, водогрейные котлы 2хПТВМ-180 производительностью 180 Гкал/час каждый и 3хКВГМ-180 производительностью 180 Гкал/час каждый, а также четыре турбоагрегата (1хПТ-60 и 3хТ-110).
На 01.01.2008 установленная электрическая мощность Ижевской ТЭЦ-2 составила 390 МВт, тепловая - 1474 Гкал/час, располагаемая мощность - 330 МВт.
Присоединенная тепловая нагрузка Ижевской ТЭЦ-2 составляет порядка 1100 Гкал/ч. В 2006 году Ижевской ТЭЦ-2 было выработано 2185,3 млн.кВт.ч или 83,7 % от общего производства электроэнергии филиала ОАО «ТГК-5» «Удмуртский».
В 2003 году достигли предельного срока наработки турбоагрегаты №№ 1 и 2, суммарная электрическая мощность которых составляет 170 МВт или 44 % от установленной мощности Ижевской ТЭЦ-2.
В 1986 г. Северо-Западным отделением института «ВНИПИ энергопром» выполнен проект первой очереди расширения Ижевской ТЭЦ-2. По утвержденному проекту намечался ввод двух паровых котлов (2хБКЗ-420-140пт), трех пиковых водогрейных котлов (ЗхКВГМ-180) и турбины типа Т-185-130.
В начале девяностых годов началось строительство первой очереди расширения Ижевской ТЭЦ-2. В 1992-1993 г.г. были введены три водогрейных котла (3хКВГМ-180) суммарной теплопроизводительностью 540 Гкал/ч. С увеличением спроса на тепловую энергию для полной загрузки оборудования Ижевской ТЭЦ-2 будет достроен третий тепловывод на город.
В соответствии с проектом сооружения Ижевской ТЭЦ-2 предусматривалось строительство пяти энергетических котлов типа ТП-87, но введено было только четыре. Вследствие этого на Ижевской ТЭЦ-2 сохраняется постоянный дефицит пара котельного оборудования, следствием чего в отопительный период ограничения установленной электрической мощности составляют порядка 60 МВт. Летом снижение располагаемой мощности до 273 МВт обусловлено недостаточной охлаждающей способностью системы оборотного водоснабжения.
Сарапульская ТЭЦ
Централизованное теплоснабжение города Сарапула осуществляется от Сарапульской ТЭЦ, установленная электрическая мощность которой на 01.01.2007года составила 12 МВт, тепловая - 284,7 Гкал/ч. Выработка электроэнергии на Сарапульскои ТЭЦ в 2006 году составила 67,8 млн. кВт.ч (по теплофикационному циклу) или 2,6 % от суммарной выработки по энергосистеме. Выработка электроэнергии в 2007 году- 68,4 млн.кВт.ч, 2008 году -69,4 млн.кВт.ч, 2009 году– 68,7 млн.кВт.ч.
Основное оборудование Сарапульской ТЭЦ вводилось в эксплуатацию в шестидесятые годы. На электростанции находятся два турбоагрегата типа ПР-6-35 и пять паровых котлов суммарной паропроизводительностью 220 т/ч. Котельные агрегаты №№ 3, 4, 5 отработали свой парковый ресурс. Турбоагрегат № 2 был введен в 1994 году, взамен устаревшего и в настоящее время находится в хорошем состоянии. В 1997 году турбоагрегат № 3 мощностью 6 МВт был демонтирован. Мощность одной из турбин ограничена до 4,7 МВт из-за не использования пара промежуточного отбора.
Воткинская ТЭЦ
Установленная электрическая мощность блокстанции - Воткинской ТЭЦ на 01.01.2008 года составила 16 МВт (Р-12-35/5М, Р-4-1,5/0,35). Основным потребителем электрической и тепловой энергии Воткинской ТЭЦ является Воткинский машиностроительный завод. Состояние основного энергетического оборудования на ТЭЦ удовлетворительное. Ограничения электрической мощности связаны, в основном, с недостатком теплового потребления от турбин с противодавлением, вследствие чего и в летний период располагаемая мощность Воткинской ТЭЦ снижается до 5 МВт.
Таблица 4
Структура установленной мощности
Установленная электрическая мощность, МВт
Установленная
тепловая мощность,
Гкал/час
Турбогенератор ст.№1
12
68
Турбогенератор ст.№2
4
40
Энергетические котлы (частичный отпуск острого пара с котлов)
-
37
Пиковые водогрейные котлы
-
400
Всего:
16
545
Турбогенератор ст.№2 введен в эксплуатацию в сентябре 2006 года.
Таблица 5
Динамика выработки электроэнергии на ТЭЦ ОАО «Воткинский завод»
млн. кВт.ч
2005
2006
2007
2008
2009
Общая выработка электроэнергии
60,5
65,0
78,2
80,2
73,0
Глазовская ТЭЦ
На ТЭЦ ОАО «ЧМЗ» установлено девять энергетических котлов паропроизводительностью по 75 тонн пара в час (давление 32 атм, температура 400 ºС), четыре пиковых теплофикационных водогрейных котла ПТВМ-100 производительностью по 100 Гкал, пять паровых турбин мощностью по 12 МВт, одна паровая турбина мощностью 6 МВт, парогазовая установка в составе газовой турбины мощностью 23,9 МВт и котла-утилизатора производительностью 40 тонн пара в час (давление 32 атм, температура 400 ºС).
Таблица 6
Динамика выработки электроэнергии на ТЭЦ ОАО «ЧМЗ» г. Глазов
млн. кВт.ч
Наименование
2005
2006
2007
2008
2009
Общая выработка
227,8
240,8
394,1
310,7
348,8
В т.ч. на ГПУ
-
-
117,1
46,3
96,2
Данные по установленной и располагаемой мощности генерирующих источников энергосистемы Удмуртской Республики на период 2008-2020 годов представлены в таблице 7.
Таблица 7
Генерирующие источники энергосистемы Удмуртской Республики
Наименование
Установленная/располагаемая мощность по годам, МВт
Принадлежность
2008-
2009
2010-
2011
2012-2013
2013-2014
2015
2020
Электростанции ОАО «ТГК-5»
Ижевская ТЭЦ-1
78/42,1
69/40,3
69/45,7
69/275,7
290/275,7
290/275,7
ОАО «ТГК-5»
Ижевская ТЭЦ-2
390/363,58
390/370,7
390/375,3
390/390
390/390
390/390
ОАО «ТГК-5»
Сарапульская ТЭЦ
12/8,4
10,7/10,7
10,7/10,7
10,7/10,7
10,7/10,7
10,7/10,7
ОАО «ТГК-5»
Блокстанции
Воткинская ТЭЦ
16/16
16/16
16/16
16/16
16/16
16/16
Глазовская ТЭЦ
89,4/87,9
89,4/87,9
89,4/87,9
89,4/87,9
89,4/87,9
89,4/87,9
ОАО
«Чепецкий
механический завод»
ТЭЦ Ижевского автозавода
-
8/6
8/6
8/6
8/6
8/6
ОАО «ИжАвто»
ТЭЦ электрогенераторного завода
-
-
-
-
-
4/3
ОАО «Сарапульский электрогенераторный завод»
Всего по энергосистеме
585,4
/515,98
583,1
/529,6
583,1
/539,6
583,1
/784,3
804,1
/784,3
808,1
/787,3
В 2008 г. в состав диспетчерируемых электростанций ОДУ Урала вошла Глазовская ТЭЦ.
Состояние основного турбинного оборудования электростанций энергосистемы Удмуртской Республики характеризуется значительным износом, который достигает 60 %.
2.2. Динамика потребления электроэнергии в Удмуртской Республике
Таблица 8
Динамика потребления электроэнергии в Удмуртской Республике
за 2005-2009 годы
млн. кВт.ч.
2005
2006
2007
2008
2009
Потребление
8009,0
8348,0
8632,3
8825,0
8374,0
2.3. Структура потребления электроэнергии в Удмуртской Республике
Таблица 9
Структура потребления электроэнергии в Удмуртской Республике
млн. кВт.час
Год
Потребление электроэнергии
Всего
в том числе по секторам экономики
Сельское хозяйство
Добыча полезных ископаемых
Обрабатывающие производства
Производство и распределение электроэнергии, газа и воды
Население
Строительство
Транспорт и связь
Потери
в сетях
Прочее
2005
8009/
2006
8348/4,2
2007
8632/3,4
337,7
1433,8
2364,3
1048,5
997,7
85,1
1060,6
452,2
852,1
2008
8825/2,23
316,8
1561,1
2261,0
1116,6
974,1
66,1
1079,4
444,9
1005
2009
8374/- 5,1
310,3
1525,3
1968,9
932,0
861,7
53,4
1039,8
400,4
1282,2
В числителе величина потребления электроэнергии в млн.кВтч, в знаменателе величина прироста потребления электроэнергии по отношению к предыдущему году в %.
Анализ таблицы показывает, что за последние 4 года наблюдался устойчивый рост потребления электроэнергии по республике, в среднем на 4,2 % в год.
Рис. 3 Структура электропотребления Удмуртской Республики по секторам экономики за
2009 год
2.4. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии в Удмуртской Республике
Таблица 10
Перечень основных крупных потребителей электрической энергии в Удмуртской Республике
Потребители
Годовое электропотребление,
млн. кВт.ч
Максимум нагрузки,
МВт
2005
2006
2010
2015
2020
2005
2006
2010
2015
2020
ОАО «Ижмаш»
7,8
7,6
9,7
13,0
14,5
3,5
3,5
3,7
3,8
3,8
МУП г.Ижевска «Ижводоканал»
108,4
110,5
113,5
113,5
113,3
15,35
16,0
16,6
16,6
16,6
МУП «ИжГорЭлектроТранс»
69,8
76,5
73,4
73,4
73,4
16,0
16,0
16,0
16,0
16,0
ДОАО «Ижевский оружейный завод»
33,6
36,3
46,8
54,4
56,0
7,0
7,75
8,3
8,5
8,6
ОАО «Ижнефтемаш»
20,4
21,5
26,0
27,0
28,0
5,7
5,8
6,0
6,5
7,0
МУП «Горэлектросеть» г.Сарапула
192,0
202,0
245,6
331,4
400,0
21-31
22-23
28-40
36-51
46-65
ОАО «Воткинский завод»
49,1
40,8
26,8
27,0
27,0
10,5
10,0
7,0
7,0
7,0
ФГУП «Ижевский механический завод»
108,8
106,9
120,0
120,0
120,0
26,0
26,0
26,0
26,0
26,0
ОАО «Нижноватомэнергосбыт»
254,4
258,0
307,0
324,1
332,6
60,1
60,3
71,4
72,9
79,4
ОАО «Белкамнефть»
42,3
48,2
57,7
61,5
65,8
56,5
60,0
66,5
71,1
75,7
ОАО «ИжАвто»
119,9
117,6
135,0
135,0
135,0
25,0
24,8
33,0
33,0
33,0
ОАО «Ижмашэнерго»
62,4
62,2
67,1
73,9
81,3
11,3
11,3
12,2
13,5
14,8
ОАО «Ижсталь»
542,4
540,9
655,0
660,0
660,0
58,8
64,0
90,0
90,0
90,0
ОАО «Ижевский Радиозавод»
21,4
20,6
24,5
25,5
26,5
7,0
7,0
7,5
7,5
8,0
ОАО «Редуктор»
13,7
17,1
23,4
25,5
29,0
3,5
4,0
8,2
8,95
14,7
ОАО Сарапульский электрогенераторный завод»
34,7
37,1
52,8
60,7
70,0
9,6
9,8
14,1
16,2
18,6
ОАО «Удмуртнефть»
765,7
832,1
1134
1327
89,9
95,5
130,7
152,8
ОАО «ЧМЗ» г.Глазов
470,0
452,7
450,0
450,0
450,0
62,0
62,0
62,0
62,0
62,0
ОАО «Сарапульский радиозавод-холдинг»
13,5
12,3
17,2
18,9
20,8
12,25
12,25
17,1
18,9
МУП «ВГЭС»
141,4
149,5
161,0
177,0
193,0
26,3
27,9
30,0
33,0
36,0
2.5. Динамика изменения максимума нагрузки
За последние 5 лет прирост максимальной нагрузки имеет стабильный характер. Средний прирост максимальной нагрузки по энергосистеме Удмуртской Республики составил 1,8%. Максимум нагрузки за последние 5 лет зафиксирован в декабре 2009 года и составил 1480 МВт при температуре воздуха -32С. Исторический максимум нагрузки по энергосистеме Удмуртской Республики зафиксирован в 1991 году и составил 1639 МВт при температуре воздуха -32,1С. Динамика изменения максимумов нагрузки по энергосистеме Удмуртской Республики и энергоузлам представлена в таблице 11.
Таблица 11
Динамика изменения максимума нагрузки
Максимальная нагрузка
2005
2006
2007
2008
2009
МВт
МВт
%
МВт
%
МВт
%
МВт
%
Удмуртская Республика
1 354
1 381
1,99
1 399
1,3
1 445
3,3
1 480
2,4
Ижевский
энергоузел
693
666
-3,9
675
1,4
655
-3,0
Можгинский энергоузел
125
144
15,2
141
-2,1
139
-1,0
Воткинский энергоузел
156
175
12,2
172
-1,7
194
12,8
Сарапульский энергоузел
187
182
-2,7
218
19,8
227
4,1
Глазовский
энергоузел
220
232
5,5
239
3,0
265
10,9
2.6. Динамика потребления тепловой энергии в Удмуртской Республике и
структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных
Основными поставщиками тепловой энергии в Удмуртской Республике являются теплоэлектростанции:
Филиал ОАО «ТГК-5» «Удмуртский» (Ижевская ТЭЦ-1, Ижевская ТЭЦ-2, Сарапульская ТЭЦ). Установленная тепловая мощность филиала ОАО «ТГК-5» «Удмуртский» - 2315,2 Гкал/час.;
ТЭЦ ОАО “ЧМЗ” г. Глазов - 797 Гкал/час;
ТЭЦ ОАО “Воткинский завод” - 545 Гкал/час.
Кроме перечисленных теплоисточников, отпуск тепловой энергии в Удмуртской Республике осуществляют котельные градообразующих промышленных предприятий, котельные ЖКХ районных центров и сельских населенных пунктов в количестве 1153 единиц.
Таблица 12
Динамика отпуска тепловой энергии от ТЭЦ
тыс. Гкал
2005
2006
2007
2008
2009
Всего, в т.ч.:
6685,4
7141,1
7026,4
6602,4
6890,7
ТЭЦ филиала ОАО «ТГК-5» «Удмуртский»
4514,0
4844,0
4850,8
4533,5
4774,0
ТЭЦ ОАО «ЧМЗ» г.Глазов
1479,3
1584,9
1503,8
1408,3
1452,1
ТЭЦ ОАО «Воткинский завод»
г. Воткинск
692,1
712,2
658,8
614,9
651,4
Мини ТЭЦ МУП «Горкоммунтеплосеть»,
котельная по ул. Дружбы, 3 г.Ижевск
13,0
45,7
13,2
Таблица 13
Структура отпуска тепловой энергии филиала ОАО «ТГК-5» «Удмуртский» в горячей воде
тыс. Гкал
Год
Станция
Январь
Фев.
Март
Апрель
Май
Июнь
Июль
Август
Сентябрь
Октябрь
Ноя
брь
Декабрь
Год
2005
ТЭЦ-1
184,7
188,4
170,3
125,4
36,5
31,9
34,1
17,2
41,3
104,3
140,4
157,1
1231,4
ТЭЦ-2
397,0
401,7
393,0
287,2
76,3
76,2
57,0
38,0
78,2
235,2
318,4
371,5
2729,7
СТЭЦ
79,5
81,4
72,4
46,9
13,5
11,5
11,8
9,2
13,5
40,1
58,5
79,3
517,8
Филиал
661,2
671,5
635,6
459,5
126,3
119,6
102,9
64,4
133,1
379,6
517,3
607,9
4479,0
2006
ТЭЦ-1
215,5
176,6
159,4
121,8
44,5
26,6
39,5
28,0
45,6
128,1
155,5
165,5
1306,6
ТЭЦ-2
492,9
401,8
368,3
293,7
94,7
83,0
45,6
69,7
88,3
293,5
356,9
354,0
2942,4
СТЭЦ
107,0
83,9
70,0
47,2
15,5
10,5
10,9
9,6
12,9
49,8
68,2
74,1
559,5
Филиал
815,4
662,4
597,7
462,7
154,8
120,2
95,9
107,2
146,7
471,4
580,5
593,6
4808,5
2007
ТЭЦ-1
158,3
193,9
155,9
121,3
64,1
44,1
34,5
24,1
44,7
111,8
160,4
197,9
1311,1
ТЭЦ-2
364,0
445,0
364,1
298,0
145,0
70,3
50,1
57,6
81,0
254,8
379,9
440,5
2950,2
СТЭЦ
74,0
91,5
69,2
52,5
21,4
13,7
9,9
8,3
12,2
46,1
68,2
90,0
556,9
Филиал
596,3
730,4
589,2
471,7
230,4
128,1
94,5
90,0
137,9
412,7
608,4
728,4
4818,2
2008
ТЭЦ-1
196,9
160,5
142,0
114,6
53,3
41,3
27,0
12,2
39,4
109,6
127,0
168,9
1192,6
ТЭЦ-2
443,8
371,9
333,6
277,4
133,6
66,5
70,8
39,1
110,5
255,6
301,3
417,3
2821,4
СТЭЦ
90,4
70,0
58,5
42,7
20,1
8,7
8,7
8,6
16,7
41,6
50,1
71,1
487,3
Филиал
731,0
602,4
534,1
434,7
207,1
116,5
106,6
59,9
166,6
406,8
478,4
657,3
4501,3
2009
ТЭЦ-1
190,5
159,8
141,3
121,7
54,9
19,9
17,5
30,3
48,6
105,6
140,8
201,7
1232,7
ТЭЦ-2
494,4
422,9
360,7
291,6
123,2
84,7
44,0
41,1
97,9
253,0
332,6
492,0
3038,0
СТЭЦ
82,7
69,6
57,1
45,6
18,0
7,7
9,2
9,6
12,7
41,2
56,3
84,9
494,5
Филиал
767,6
652,3
559,2
459,0
196,1
112,3
70,7
80,9
159,2
399,8
529,6
778,6
4765,2
Таблица 14
Структура отпуска тепловой энергии филиала ОАО «ТГК-5» «Удмуртский» в паре
тыс. Гкал
Год
Станция
Янв
арь
Февраль
Март
Апрель
Май
Июнь
Июль
Август
Сентя
брь
Октя
брь
Ноябрь
Декабрь
Год
2005
ТЭЦ-1
0,7
0,8
0,8
0,6
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,6
0,6
0,7
5,4
ТЭЦ-2
2,5
2,7
2,7
1,4
0,5
0,6
0,3
0,0
0,0
1,0
5,9
3,1
21,0
СТЭЦ
1,0
1,2
1,2
0,4
0,2
0,4
0,4
0,3
0,5
0,8
0,8
1,3
8,4
Филиал
4,3
4,7
4,6
2,4
0,9
1,1
0,8
0,5
0,6
2,4
7,4
5,1
34,8
2006
ТЭЦ-1
0,9
0,7
0,8
0,4
0,1
0,0
0,0
0,1
0,4
0,5
0,3
0,5
4,7
ТЭЦ-2
3,2
2,5
2,3
1,7
0,7
1,1
0,1
0,1
0,2
1,5
4,5
3,2
21,0
СТЭЦ
1,2
1,1
1,2
0,6
0,6
0,4
0,5
0,5
0,7
1,0
1,1
1,1
10,1
Филиал
5,3
4,3
4,3
2,7
1,4
1,5
0,6
0,7
1,3
3,1
5,9
4,8
35,8
2007
ТЭЦ-1
0,5
0,6
0,5
0,4
0,1
0,0
0,1
0,0
0,1
0,3
0,5
0,6
3,6
ТЭЦ-2
2,1
2,6
1,9
1,7
0,7
0,4
0,3
0,2
0,2
1,3
2,3
3,1
16,8
СТЭЦ
1,1
1,3
1,4
0,8
0,5
0,5
0,6
0,5
0,7
1,0
1,6
2,0
12,1
Филиал
3,7
4,5
3,8
2,9
1,2
1,0
1,0
0,7
1,0
2,6
4,4
5,7
32,6
2008
ТЭЦ-1
0,6
0,5
0,5
0,3
0,1
0,1
0,1
0,1
0,2
0,4
0,5
0,4
4,0
ТЭЦ-2
3,0
2,8
2,4
1,7
0,5
0,2
0,2
0,2
0,6
1,6
1,7
1,7
16,4
СТЭЦ
1,8
1,7
1,4
1,1
0,6
0,6
0,7
0,6
0,8
0,9
0,8
0,9
11,8
Филиал
5,5
5,0
4,3
3,0
1,2
0,8
1,0
0,9
1,6
2,9
3,0
3,0
32,2
2009
ТЭЦ-1
0,5
0,5
0,4
0,2
0,1
0,1
0,2
0,1
0,2
0,3
0,5
0,4
3,4
ТЭЦ-2
0,4
0,1
0,3
1,0
0,0
0,7
0,3
0,0
0,0
0,1
0,1
0,2
3,3
СТЭЦ
1,0
0,7
0,5
0,2
0,1
0,1
0,1
0,0
0,1
0,1
0,2
0,2
3,1
Филиал
1,9
1,2
1,2
1,4
0,2
0,8
0,5
0,2
0,3
0,4
0,8
0,8
9,8
Таблица 15
Динамика и структура отпуска тепловой энергии
от ТЭЦ «ОАО «ЧМЗ» г.Глазов
Гкал
2005
2006
2007
2008
2009
Общий отпуск теплоэнергии
в т.ч.:
1479249
1584911
1503782
1408333
1452086
теплоноситель – пар
255848
246679
251685
239195
238113
теплоноситель – горячая вода
1223401
1338232
1252097
1169138
1213973
Таблица 16
Динамика и структура отпуска тепловой энергии от
ТЭЦ ОАО «Воткинский завод» г.Воткинск
Гкал
Показатели
2005
2006
2007
2008
2009
Отпуск тепловой энергии от коллекторов
779186,0
796690,0
739319,0
690010,0
723128,0
Потери тепловой энергии в сетях
87054,0
84485,0
80568,0
75078,0
71729,0
Полезный отпуск, всего:
в том числе:
692132,0
712205,0
658751,0
614932,0
651399,0
отпуск сторонним потребителям
453113,6
447986,7
443592,5
424990,9
451328,6
отпуск собственным потребителям
239018,4
264218,3
215158,5
189941,1
200070,4
Таблица 17
Структура отпуска тепловой энергии от теплоисточников
по городам за 2006 год
Теплоисточник
Город
Сведения по теплоисточникам
Присоединённая тепловая нагрузка, Гкал/час.
Горячая вода:
а-по жилищно-коммунальному сектору;
б-по промышленному сектору;
Пар
Ижевская ТЭЦ -1
Ижевск
Тепловая мощность - 615 Гкал/час.
Производительность котлов:
установленная 750 тн/час.
Годовой отпуск тепловой энергии:
пар- 4788 Гкал/час;
горячая вода - 1307843 Гкал/час.
Горячая вода:
а- 368,2;
б-91,3;
пар - 2,32
Ижевская ТЭЦ -2
Ижевск
Тепловая мощность – 1474 Гкал/час
Производительность котлов:
установленная - 1680 тн/час;
располагаемая - 1680 нт/час.
Годовой отпуск тепловой энергии:
пар -21099 Гкал/час;
горячая вода - 2911076 Гкал/час.
Горячая вода:
а- 830;
б-347;
пар - 430
Котельная Лесозавода
ОАО «Ижмашэнерго»
Ижевск
Тепловая мощность -150 Гкал/час
Производительность котлов:
установленная - 16 тн/час;
располагаемая - 10 тн/час.
Годовой отпуск тепловой энергии:
пар - 9400 Гкал/час;
горячая вода -375321 Гкал/час.
Горячая вода:
а- 42,7;
б-33,6;
пар-1,1
Котельная на 13-ой улице ОАО “Ижмашэнерго”
Ижевск
Тепловая мощность - 400 Гкал/час.
Производительность котлов:
установленная - 250 тн/час;
располагаемая - 440 тн/час.
Годовой отпуск тепловой энергии:
пар - 112000 Гкал/час;
горячая вода -1104605 Гкал/час.
Горячая вода:
а- 171,3;
б-92;
пар - 11,9
Котельная ОАО “Буммаш”
Ижевск
Тепловая мощность -506 Гкал/час.
Производительность котлов:
установленная - 506 Гкал/час;
располагаемая - 450 тыс.Гкал;
Годовой отпуск тепловой энергии:
пар -60,3 тыс.Гкал;
горячая вода - 317,3 тыс.Гкал.
Горячая вода:
а- 205;
б-230;
пар - 36,0
Котельная ОАО “Ижнефтемаш”
Ижевск
Тепловая мощность -113,9 Гкал/час.
Производительность котлов:
установленная – 113,9 Гкал/час;
располагаемая - 6,6 тыс.Гкал.
Годовой отпуск тепловой энергии:
пар -79064 Гкал/год;
горячая вода – 7534 Гкал/год.
Горячая вода:
а- 15,5 ;
б-55,27 ;
пар - 11,27
Котельная ФГУП “Ижевский механический завод”
Ижевск
Тепловая мощность - 339 Гкал/час.
Производительность котлов:
установленная - 373 тн/час;
располагаемая - 317 тн/час.
Годовой отпуск тепловой энергии:
пар - 105810 Гкал/час;
горячая вода - 196083 Гкал/час.
Горячая вода:
а- 102,5;
б-172,1;
пар -128
Котельные МУП “Коммунальные тепловые сети”
Воткинск
Тепловая мощность - 90 Гкал/час.
Производительность котлов:
установленная - 20 тн/час;
располагаемая - 20 тн/час.
Годовой отпуск тепловой энергии:
пар -111303 Гкал/час;
горячая вода - 6518 Гкал/час.
Горячая вода:
а- 51105;
б-32313;
пар - 12862
Сарапульская ТЭЦ
Сарапул
Тепловая мощность - 285 Гкал/час.
Производительность котлов:
установленная - 220 тн/час;
располагаемая - 220 тн/час.
Годовой отпуск тепловой энергии:
пар -10111 Гкал/час;
горячая вода - 558733 Гкал/ч.
Горячая вода:
а- 210,8;
б-28,0;
пар - 15,8
Таблица 18
Обеспечение тепловой энергией жилого фонда и учреждений бюджетной сферы в городах и муниципальных районах
Удмуртской Республики
№ п/п
Наименование муниципального образования
Количество котельных
№ п/п
Наименование муниципального образования
Количество котельных
1.
Алнашский р-н
39
16.
М.Пургинский р-н
27
2.
Балезинский р-н
46
17.
Можгинский р-н
69
3.
Вавожский р-н
48
18.
Сарапульский р-н
34
4.
Воткинский р-н
31
19.
Селтинский р-н
16
5.
Глазовский р-н
28
20.
Сюмсинский р-н
29
6.
Граховский р-н
49
21.
Увинский р-н
100
7.
Дебесский р-н
38
22.
Шарканский р-н
38
8.
Завьяловский р-н
80
23.
Юкаменский р-н
16
9.
Игринский р-н
52
24.
Якшур-Бодьинский р-н
39
10.
Камбарский р-н
27
25.
Ярский р-н
35
11.
Каракулинский р-н
25
26.
г. Ижевск
50
12.
Кезский р-н
34
27.
г.Воткинск
11
13.
Кизнерский р-н
69
28.
г. Глазов
10
14.
Киясовский р-н
26
29.
г. Можга
26
15.
Красногорский р-н
17
30.
г. Сарапул
44
Итого: 1153
2.7. Перечень основных потребителей тепловой энергии в Удмуртской Республике с выделением потребности в тепловой энергии, вырабатываемой на объектах тепловой генерации
г. Ижевск:
Перечень основных потребителей тепловой энергии от ТЭЦ филиала ОАО «ТГК-5» «Удмуртский»:
ООО «Удмуртские коммунальные системы»,
ОАО «Тепличный комбинат» «Завьяловский».
Таблица 19
Реализация тепловой энергии ООО «УКС» по группам потребителей в городе Ижевске
тыс.Гкал
2006
2007
2008
2009
2010
Промышленность
207, 0
196,3
169,5
166, 4
124, 4
Транспорт и связь
40,5
36,9
34,1
35,5
34,8
ЖКХ, в т.ч.:
3 520,0
3 427,0
10,9
12, 3
11, 2
МУ "ГЖУ"
3 502, 5
3 407, 5
-
-
-
прочие
164, 7
159, 9
302, 5
288, 3
342, 5
Бюджет:
63, 0
60, 4
573, 6
576, 3
565, 6
федеральный
22, 8
24, 2
121, 5
124, 7
121, 4
республиканский
34, 4
30, 9
140, 4
146, 3
129, 5
местный
5, 7
5, 3
311, 7
305, 4
314, 7
Население:
24, 5
140, 3
3 184 ,5
3 131, 4
3 179, 0
бытовые абоненты
0,00
0,00
347,0
2 478,3
2 734,4
ТСЖ, ЖСК, УК, в т.ч.:
24, 5
140, 3
3 184, 1
3 128, 9
3 176, 3
МУ "ГЖУ"
-
-
1 992, 8
1 276, 6
893, 7
Итого реализация:
4 020, 4
4 021, 3
4 275, 7
4 210, 8
4 258, 3
В 2006 и 2007 годах ООО «УКС» арендовало магистральные сети города Ижевска.
г. Сарапул
Таблица 20
Реализация тепловой энергии ООО «УКС» по группам потребителей в городе Сарапуле
тыс.Гкал
2006
2007
2008
2009
2010
Промышленность
86,6
52,8
45,1
47,4
47,8
Транспорт и связь
0,7
1,6
1,3
1,3
1,5
ЖКХ, в т.ч.:
379,4
1,0
0,9
0,6
0,7
МКП "Энергоуправление
г. Сарапула"
378,9
-
-
-
-
прочие
9, 6
25, 0
21,2
22,5
22,5
Бюджет:
4,1
59,2
56,3
57,1
57,1
федеральный
0,3
13, 0
13, 6
13, 3
14,9
республиканский
0,5
3,9
4,3
4,6
3,8
местный
3,2
42,2
38,4
39,2
38,4
Население:
1,4
342,7
333,6
341,5
277,7
бытовые абоненты
0,04
1, 8
1, 7
1, 9
0,7
ТСЖ, ЖСК, УК
1, 3
340,9
331,9
339,6
277,0
МУП УЗ по ЖКХ г.Сарапула
-
234, 0
133,6
-
-
МУП "Городская управляющая компания" в ЖКХ г.Сарапула
-
-
89,7
217,4
-
ООО "Городская Управляющая Компания г. Сарапула"
-
-
-
-
161,1
Итого реализация:
481,7
483,2
459,3
471,3
408,2
В 2006 г. ООО "УКС" арендовало магистральные сети г. Сарапула.
В 2007 г. ООО "УКС" были переданы в аренду квартальные сети г. Сарапула.
г. Воткинск и г.Глазов
Таблица 21
Реализация тепловой энергии ТЭЦ ОАО "Воткинский завод» г.Воткинск
и ТЭЦ ОАО «ЧМЗ» г. Глазов по группам потребителей
тыс.Гкал
2010 год
ТЭЦ ОАО "Воткинский завод», г.Воткинск
МУП "Коммунальные тепловые сети"
416,4
ОАО "Воткинский завод"
251,6
МУЗ "Городская больница №1"
10,0
ОАО "Воткинская Промышленная компания"
4,1
МУП "Банно-прачечный комбинат"
4,1
ОАО "Производство строительных конструкций"
3,1
МУ ФК и С и ДОД СК "Знамя"
2,8
ФПС № 80 МЧС России
1,1
ГУ "УВД" г. Воткинска и Воткинского района
1,1
Прочие потребители г.Воткинска
5,3
Итого:
699,7
ТЭЦ ОАО «ЧМЗ», г.Глазов
ОАО «ЧМЗ»
612,4
МУП «Глазовские теплосети»
723,6
Прочие потребители г.Глазова
95,0
2.8. Структура установленной электрической мощности на территории Удмуртской Республики
Таблица 22
Структура установленной электрической мощности на территории Удмуртской Республики
МВт
2005
2006
2007
2008
2009
Ижевская ТЭЦ-1
78,0
78,0
78,0
78,0
78,0
Ижевская ТЭЦ-2
390,0
390,0
390,0
390,0
390,0
Сарапульская ТЭЦ
12,0
12,0
12,0
12,0
12,0
Воткинская ТЭЦ
12,0
16,0
16,0
16,0
16,0
Глазовская ТЭЦ
66,0
89,4
89,4
89,4
89,4
Мини ТЭЦ МУП «Горкоммунтеплосеть», г.Ижевск
-
4,5
4,5
4,5
4,5
Всего
558,0
589,9
589,9
589,9
589,9
2.9. Состав существующих электростанций (а также блок станций) с группировкой по принадлежности
Филиал ОАО «ТГК-5» «Удмуртский» состоит из трех электростанций: Ижевской ТЭЦ-1, Ижевской ТЭЦ-2, Сарапульской ТЭЦ.
Установленная электрическая мощность филиала ОАО «ТГК-5» «Удмуртский» - 469,7 МВт. Установленная тепловая мощность филиала ОАО «ТГК-5» «Удмуртский» - 2315,2 Гкал/час.
Таблица 23
Состав электростанций филиала ОАО «ТГК-5» «Удмуртский»
Станции
Оборудование
№
Тип
Выработка, Гкал
Максимальная
мощность, МВт
Номинальная
мощность, МВт
Ижевская ТЭЦ-1
Турбины
1
ПТ-12/15-35/10М
58
15
12
2
Р-12-35/5М
66
12
12
3
ПТ-12/15-35/10М
58
15
12
4
ПТ-12/15-35/10М
58
15
12
6
АПТ-9
58,5
9
9
7
ПТ-12/15-35/10М
58
15
12
356,5
81,0
69,0
Водогрейные котлы
1
ПТВМ-50
50
2
ПТВМ-50
50
3
ПТВМ-100
100
200,0
Ижевская ТЭЦ-2
Турбины
1
ПТ-60-130
139
75
60
2
Т-100/120-130-1
175
120
110
3
Т-110/120-130-3
175
120
110
4
Т-110/120-130-4
175
120
110
664,0
435,0
390,0
Водогрейные котлы
1
ПТВМ-180
180
2
ПТВМ-180
180
3
КВГМ-180
180
4
КВГМ-180
180
5
КВГМ-180
180
900,0
Сарапульская ТЭЦ
Турбины
1
ПР-6-35/15/5
45,5
4,7
4,7
2
ПР-6-35/5/1,2М
39,2
6
6
84,7
10,7
10,7
Водогрейные котлы
1
КВГМ-100
100
2
КВГМ-100
100
200,0
Таблица 24
Состав электростанции ТЭЦ ОАО «ЧМЗ» г. Глазов
Станция
Состав оборудования
Установленная
мощность
турбоагрегаты
котлы
электрическая, МВт
тепловая
Гкал/час
ТЭЦ ОАО «ЧМЗ»
Типа ПТ-12- 5ед., типа Р –6-1 ед.
Газовая турбина
GT 10B2
Паровые Е –75-39-
9 ед
Водогр. ПТВМ-100 –4ед
Паровой котел утилизатор ТКУ-14-
1 ед.
89,4
797
Таблица 25
Состав электростанции ТЭЦ ОАО «Воткинский завод»
Станция
Состав оборудования
Установленная
мощность
Турбо-агрегаты
Котлы
Электрическая МВт
Тепловая
Гкал/час
ТЭЦ ОАО «Воткинский завод»
Р-12-35/5М
Р-4-1,5/ 0,35
КВГМ-100- 2 ед
ПТВМ-50- 4 ед
ПТК-7- 2 ед
ЛМЗ-750- 1 ед
16
545
2.10. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и
видам собственности
В структуре выработки электроэнергии энергосистемой Удмуртской Республики на 1 января 2010 года доля ТЭС составляет 100%. Основной объем электроэнергии (86%) вырабатывается на электростанциях филиала ОАО «ТГК-5» «Удмуртский». В том числе: Ижевская ТЭЦ-1 – 11,3%, Ижевская ТЭЦ-2 – 72,5%, Сарапульская ТЭЦ – 2,2%). На блокстанциях: ТЭЦ ОАО «ЧМЗ» г. Глазов 11,6% , ТЭЦ ОАО «Воткинский завод» 8,4%.
Таблица 26
Выработка электроэнергии станциями
млн. кВт.час
2005
2006
2007
2008
2009
Всего
2902,2
2916,9
3180,1
3163,3
3037,0
ТЭЦ филиала ОАО «ТГК-5» «Удмуртский»
2613,9
2611,1
2707,8
2772,4
2598,8
ТЭЦ ОАО «ЧМЗ» г.Глазова
227,8
240,8
394,1
310,7
348,8
ТЭЦ ОАО «Воткинский завод» г. Воткинск
60,5
65,0
78,2
80,2
73,0
Мини ТЭЦ МУП «Горкоммунтеплосеть»
20,0
14,2
16,4
Таблица 27
Структура выработки электрической энергии
филиалом ОАО «ТГК-5» «Удмуртский» за 2005-2009 годы
млн. кВт.ч
Год
Станция
Январь
Февраль
Март
Апрель
Май
Июнь
Июль
Август.
Сентябрь.
Октябрь
Ноябрь
Декабрь
Год
2005
ТЭЦ-1
48,1
45,2
47,7
35,4
12,4
9,7
10,7
9,0
13,3
33,1
44,0
47,2
355,8
ТЭЦ-2
243,7
220,2
238,1
207,3
131,2
90,8
107,1
87,4
148,5
228,0
240,3
247,2
2189,6
СТЭЦ
8,1
7,5
8,2
7,0
3,0
2,9
3,1
2,4
3,6
6,8
7,8
8,1
68,5
Филиал
299,9
272,8
294,1
249,6
146,5
103,4
120,9
98,8
165,4
267,9
292,1
302,5
2613,9
2006
ТЭЦ-1
48,2
43,8
46,0
37,5
12,8
9,1
10,6
10,8
14,3
35,8
43,7
45,5
358,1
ТЭЦ-2
245,1
219,4
242,2
212,7
120,5
84,2
98,4
101,9
165,8
214,9
236,0
244,1
2185,3
СТЭЦ
8,0
7,2
8,1
7,0
2,8
2,8
3,1
2,6
3,4
7,3
7,5
8,0
67,8
Филиал
301,3
270,4
296,3
257,2
136,1
96,2
112,0
115,3
183,5
258,0
287,2
297,6
2611,1
2007
ТЭЦ-1
45,6
44,0
44,9
36,5
19,6
13,5
11,2
9,6
13,8
33,2
45,8
48,9
366,5
ТЭЦ-2
245,3
220,1
241,6
220,5
139,5
97,7
100,8
110,4
166,8
240,4
242,4
247,2
2272,9
СТЭЦ
8,0
7,3
8,0
7,9
3,8
2,7
2,3
1,8
3,0
7,8
7,9
8,1
68,4
Филиал
298,9
271,4
294,6
264,9
162,8
113,8
114,3
121,9
183,6
281,4
296,1
304,2
2707,8
2008
ТЭЦ-1
48,6
44,5
43,6
35,7
18,9
13,1
9,0
7,3
13,5
34,6
39,0
44,6
352,4
ТЭЦ-2
247,5
229,2
245,9
221,1
151,4
119,3
120,5
125,5
170,7
239,6
238,5
241,5
2350,6
СТЭЦ
8,1
7,5
8,1
7,7
4,2
2,2
2,3
2,3
3,9
7,0
8,0
8,2
69,4
Филиал
304,2
281,2
297,5
264,4
174,6
134,6
131,7
135,2
188,0
281,2
285,5
294,3
2772,4
2009
ТЭЦ-1
46,5
42,2
42,1
36,0
17,8
7,0
6,9
9,5
14,4
32,4
41,8
44,4
340,8
ТЭЦ-2
244,2
219,2
243,6
224,6
152,8
113,2
107,6
106,9
117,1
209,0
222,0
229,2
2189,2
СТЭЦ
8,2
7,4
8,1
7,8
4,3
2,0
2,3
2,3
3,0
7,5
7,7
8,1
68,7
Филиал
298,9
268,7
293,9
268,4
174,8
122,1
116,8
118,7
134,5
248,9
271,5
281,7
2598,8
Таблица 28
Структура выработки электроэнергии ТЭЦ ОАО «ЧМЗ" г.Глазов
за 2005-2009 годы
млн. кВт.ч
2005
2006
2007
2008
2009
Выработка электроэнергии, в том числе:
227,8
240,8
394,1
310,7
348,8
на ГТУ
0
0
117,1
46,3
96,2
В 2006 году на ТЭЦ ОАО «ЧМЗ» введен в работу энергоблок мощностью 24,5 МВт.
Таблица 29
Структура выработки электроэнергии
ТЭЦ ОАО «Воткинский завод» г Воткинск за 2005-2009 годы
млн. кВт.ч
2005
2006
2007
2008
2009
Турбогенератор ст.№1
60,5
59,0
57,7
59,0
53,7
Турбогенератор ст.№2
-
6,0
20,5
21,2
19,3
Всего выработка электроэнергии
60,5
65,0
78,2
80,2
73,0
В сентябре 2006 года на ТЭЦ ОАО «Воткинский завод» введен в эксплуатацию турбогенератор ст.№2 мощностью 4 МВт.
В конце 2006 года МУП «Горкоммунтеплосеть» города Ижевска на котельной по улице Дружба, 3 построена и введена в работу газопоршневая мини ТЭЦ, мощностью 4,5 МВт.
2.11 . Характеристика балансов электрической энергии и мощности за 2005-2009 годы
Таблица 30
Баланс электроэнергии по энергосистеме Удмуртской Республики
млн.кВт.ч
2005
2006
2007
2008
2009
Потребление
8009
8348
8632,3*
8825
8374
Выработка
2902,2
2916,9
3200,1*
3177,5
3037
ТЭС, в т.ч.:
2902,2
2916,9
3200,1
3177,5
3037
филиал ОАО "ТГК-5" "Удмуртский"
2613,9
2611,1
2707,8
2772,4
2598,8
электростанции промышленных предприятий
288,3
305,8
492,3
405,06
438,2
Поступление электроэнергии из соседних энергосистем
5106,8
5431,1
5432,2
5647,5
5337
Таблица 31
Баланс мощности по энергосистеме по годам
МВт
2005
2006
2007
2008
2009
Установленная мощность электростанций
504
504
587*
589,9
589,9
Располагаемая мощность электростанций
422
422
487*
490,4
499,4
Нагрузка электростанций на час максимума
399
422
487*
467
476
Максимум электропотребления
1354
1381
1399
1445
1480
Поступление мощности из соседних энергосистем
955
959
912
978
1004
* - Увеличение установленной мощности, нагрузки и выработки электростанций в 2007 году связано с включением в энергетический баланс энергосистемы Удмуртской Республики ТЭЦ ОАО «ЧМЗ" г. Глазов, выработка которой до 2007 года не учитывалась.
В период с 2005 года по 2008 год в энергосистеме Удмуртской Республики, как и в целом по Объединенной Энергосистеме Урала, отмечался рост электропотребления. За четыре года электропотребление в Удмуртской Республике выросло на 816 млн. кВт.ч. (средний прирост за период 2005-2008 годы составил около 3,3%). Наиболее высокие темпы роста электропотребления отмечались в энергосистеме Удмуртской Республики в 2006 - 2007 годах. Снижение электропотребления в 2009 году обусловлено экономическим кризисом.
Прирост электропотребления сопровождался ростом максимальных суточных нагрузок. Средний прирост максимальных нагрузок за период 2005- 2008 годы составил около 2,2 %. Несмотря на общее снижение электропотребления в 2009 году максимум нагрузки в 2009 году выше максимума нагрузки 2008 года на 2,4 %, что объясняется экстремально низкими температурами воздуха в декабре 2009 года.
2.12. Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных на территории Удмуртской Республики в 2009 году
Объемы и структура топливного баланса электростанций
филиала ОАО «ТГК-5» «Удмуртский» за 2009 год
Таблица 32
Объемы использованного топлива
тут
Станция
Январь
Февраль
Март
Апрель
Май
Июнь
Июль
Август
Сентябрь
Октябрь
Ноябрь
Декабрь
Год
ТЭЦ-1
40209
33995
31392
27488
13157
6189
5923
8522
12122
24665
31212
40000
274875
ТЭЦ-2
125862
109705
106391
95407
60870
48338
42157
42381
47989
87022
99035
123894
989051
СТЭЦ
15330
12938
11224
9310
4056
1842
2130
2177
2904
8670
10790
15959
97330
Филиал
181401
156638
149007
132205
78083
56369
50210
53080
63015
120357
141037
179853
1361256
Таблица 33
Объемы использованного природного газа
куб. м
Станция
Январь
Февраль
Март
Апрель
Май
Июнь
Июль
Август
Сентябрь
Октябрь
Ноябрь
Декабрь
Год
ТЭЦ-1
34990
29594
27321
23807
11414
5370
5167
7385
10529
21471
27185
34439
238672
ТЭЦ-2
67982
67160
69904
45674
35519
24371
35187
37088
42238
30980
34680
65682
556465
СТЭЦ
13301
11250
9737
8037
3499
1589
1845
1884
2513
7538
9381
13715
84290
Филиал
116273
108004
106962
77519
50432
31330
42199
46357
55280
59988
71246
113837
879426
Таблица 34
Объемы использованного мазута
тонн
Станция
Январь
Февраль
Март
Апрель
Май
Июнь
Июль
Август
Сентябрь
Октябрь
Ноябрь
Декабрь
Год
ТЭЦ-1
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
1,0
0,0
344,0
345,0
ТЭЦ-2
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
СТЭЦ
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
2,8
0,0
0,0
146,5
149,3
Филиал
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
2,8
1,0
0,0
490,5
494,3
Таблица 35
Объемы использованного каменного угля
тонн
Станция
Январь
Февраль
Март
Апрель
Май
Июнь
Июль
Август
Сентябрь
Октябрь
Ноябрь
Декабрь
Год
ТЭЦ-1
―
―
―
―
―
―
―
―
―
―
―
―
―
ТЭЦ-2
58275
38542
29601
47748
23560
22128
2300
0
0
56753
66355
54741
400003
СТЭЦ
―
―
―
―
―
―
―
―
―
―
―
―
―
Филиал
58275
38542
29601
47748
23560
22128
2300
0
0
56753
66355
54741
400003
Таблица 36
Структура использованного топлива
%
Станция
Топливо
Январь
Февраль
Март
Апрель
Май
Июнь
Июль
Август
Сентябрь
Октябрь
Ноябрь
Декабрь
Год
ТЭЦ-1
газ
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
98,9
99,8
мазут
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
1,1
0,2
ТЭЦ-2
газ
61,6
69,9
75,0
54,6
66,5
57,1
94,9
100,0
100,0
40,6
39,9
60,6
64,1
уголь
38,4
30,1
25,0
45,4
33,5
42,9
5,1
0,0
0,0
59,4
60,1
39,4
35,9
СТЭЦ
газ
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
99,9
100,0
100,0
98,7
99,8
мазут
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,1
0,0
0,0
1,3
0,2
Филиал
газ
73,4
78,9
82,1
67,3
73,9
63,2
95,8
100,0
100,0
57,0
57,8
72,5
73,9
уголь
26,6
21,1
17,9
32,7
26,1
36,8
4,2
0,0
0,0
43,0
42,2
27,2
26,0
мазут
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,4
0,1
Таблица 37
Объем и структура топливного баланса ТЭЦ ОАО «Воткинский завод»
г.Воткинск за 2009 год
Расход топлива
Расход условного топлива, тут
Расход природного газа, тыс. куб.м
Расход мазута, тонн
Всего
133682
117210,9
2,2
на отпущенную теплоэнергию
118207
103639,0
2,2
на отпущенную электроэнергию
15475
13571,8
0
Таблица 38
Объем и структура топливного баланса ТЭЦ ОАО «ЧМЗ» г.Глазов
за 2009 год
Расход топлива
Расход условного топлива, тут
Расход природного газа, тыс.м³
Расход мазута, тонн
Всего
324055,0
256072,0
2716,0
Таблица 39
Объемы и структура топливного баланса ОАО «Буммаш» за 2009 год
Расход топлива
Газ природный, тыс. куб.м
Мазут, тонн
Всего выработка тепловой энергии, Гкал
170 498,0
в том числе: на газе
157 747,0
26, 4
на мазуте
12 751,0
1 126,0
Всего собственные нужды котельной, Гкал
12 057,4
в том числе: на газе
12 057,4
Отпуск тепловой энергии всего, Гкал
158 440,6
24, 4
1 126,0
Объемы и структура топливного баланса котельной ОАО «Нефтемаш» за 2009 год:
Потреблено газа: 13014,1 тыс. куб.м (14758 тыс.тут).
Котельными предприятий ЖКХ Удмуртской Республики на производство тепловой энергии в 2009 году потреблено:
уголь- 287 359 тонн;
газ – 1 628 836 тыс. куб. м;
нефтепродукты - 1 424 тонн;
дрова – 37 652 куб. м;
торф – 7000 тонн.
Объемы и структура топливного баланса котельных ФГУП «Ижевский механический завод» за 2009 год
Выработано тепловой энергии 344 549 Гкал.
Потреблено: природного газа - 45 543,5 тыс. куб.м.
мазута – 813 тонн.
Объемы и структура топливного баланса котельных ОАО «Ижмашэнерго» за 2009 год
Потреблено природного газа – 99 503,1 тыс. куб.м.
мазута – 4689 тонн.
2.13. Основные характеристики электросетевого хозяйства Удмуртской Республики, существующих ЛЭП и подстанций, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ с указанием сводных данных по ним
Основная доля электросетевых объектов напряжением 35-110 кВ находится в ведении филиала «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», которое осуществляет централизованное электроснабжение потребителей на территории Удмуртской Республики. Основной задачей филиала «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» является транспорт и распределение электроэнергии, технологическое подключение потребителей к сети.
Таблица 40
Общая характеристика филиала «Удмуртэнерго»
ОАО «МРСК Центра и Приволжья»
Показатель
Значение показателя
Объем электросетевого оборудования,
94923 условных единиц
Количество центров питания 220/110/35/6-20 кВ
217 единиц
Количество фидеров 6-20 кВ
984 единиц
Количество трансформаторных подстанций 6-35/0,4 кВ
5544 единиц
Численность обслуживающего персонала
972*
Затраты на обслуживание
164008*** тыс. руб.
Стоимость электрооборудования
1852027 тыс. руб.
Стоимость основных производственных средств
2293935 тыс. руб.
Количество ПЭС
3 единиц
Количество РЭС
27 единиц
в том числе, с диспетчерскими пунктами
26 единиц
Отпуск электроэнергии в сеть
7164,2 млн. кВт.ч
Потери электроэнергии в сетях
426,2 млн. кВт.ч
Величина недоотпуска электроэнергии из-за технологических нарушений
0,127** млн. кВт.ч
Примечания:
* - численность обслуживающего персонала - фактическая среднесписочная численность ремонтного и эксплуатационного персонала за расчетный период.
** - указывается значение недоотпуска электроэнергии вследствие технологических нарушений электроснабжения, млн. кВт.ч.
*** - затраты на обслуживание - затраты по отчетным данным на эксплуатацию, ремонты,
управленческие расходы и прибыль.
Энергосистема Удмуртской Республики делится на 6 энергорайонов: Глазовский, Балезинский, Воткинский, Ижевский, Можгинский, Сарапульский.
Обслуживание энергосистемы производится тремя предприятиями электрических сетей: Центральным, Южным и Глазовским.
Общая протяжённость ЛЭП напряжением 0,4 кВ и выше - 24,15 тыс. км.
Основными центрами питания (далее по тексту ЦП) распределительной сети 35-110 кВ является подстанция с высшим напряжением 500 кВ Удмуртская и подстанции с высшим напряжением 220 кВ: Звёздная, Балезино, Комсомольская, Игра, Сива, Садовая, Ижевск, Металлург, Позимь, Кама, Сюга, Саркуз.
Подстанция напряжением 500 кВ Удмуртская имеет два независимых источника питания на ней установлено две группы однофазных автотрансформаторов. Подстанции напряжением 220 кВ имеют два и более независимых источника питания и на всех установлено по два автотрансформатора, кроме ПС 220 кВ Садовая.
Загрузка трансформаторов и автотрансформаторов на подстанциях 500 и 220 кВ в зимний и летний максимум энергосистемы 2008-2009 годов представлена в таблице 41.
Таблица 41
Загрузка автотрансформаторов основных центров питания
(по результатам контрольных замеров)
Наименование ПС
500 и 220 кВ
Мощность,
МВА
Напряжение, кВ
2008
2009
Зима
Лето
Зима
Лето
МВА
%
МВА
%
МВА
%
МВА
%
Удмуртская
АТГ1
501
500/
220
191,7
38,3
331,6
66,2
217,8
43,5
откл.
откл.
АТГ2
501
500/
220
188,6
37,6
откл.
откл
215
42,9
262,6
52,5
Звёздная
АТ1
125
220
/110
30,2
24,2
21
16,8
29,2
23,4
21,3
17,1
АТ2
125
220/
110
30,7
24,5
21,2
17,0
29,6
23,7
21,6
17,3
Балезино
АТ1
125
220/
110
58,3
46,6
23,2
18,5
70,6
56,4
откл.
откл.
АТ2
125
220/
110
48,3
38,6
20,3
16,3
62
49,6
44,7
35,7
Комсомольская
АТ1
63
220/
110
откл.
откл
19,2
30,5
12,9
20,5
12,5
19,9
АТ2
63
220/110
36,5
57,9
19
30
12,8
20,3
12,4
19,7
Игра
Т1
25
220/
35/10
6,5
25,9
6,5
25,8
10,1
40,3
2,2
9,0
Т2
20
220/
35/10
12,2
61
12,8
64
16,9
84
10,2
51
Сива
АТ1
125
220/110
72,3
57,9
94,0
75,2
72,8
58,3
57,6
46
АТ2
125
220/
110
84,9
67,9
откл.
откл
85,6
68,5
67,6
54
Садовая
АТ1
125
220/
110
43,4
34,8
34,2
27,4
48,4
38,7
откл.
откл.
Ижевск
АТ1
125
220/
110/10
28,4
22,7
66,6
53,3
47,9
38,3
48,6
38,9
АТ2
125
220/
110/10
30,4
24,3
54,5
43,6
43,8
35,0
69,4
55,5
Металлург
АТ1
125
220/110/6
28,2
22,5
35,7
28,5
32,3
25,8
49,4
39,5
АТ2
125
220/110/6
27,7
22,2
35,0
28,0
31,8
25,4
48,7
38,9
Позимь
АТ1
125
220/
110
39,1
31,3
45,3
36,2
57,4
45,9
69,8
55,8
АТ2
125
220/
110
39
31,2
45,1
36,1
57,4
45,9
откл.
откл.
Кама
АТ1
125
220/
110
65,4
52,3
39,9
32,0
56,1
44,9
59,5
47,6
АТ2
125
220/
110
63,7
50,9
57,6
46,1
54,5
43,6
49,0
39,2
Сюга
АТ1
125
220/
110
27,4
21,9
19,0
15,2
25,6
20,5
откл.
откл.
АТ2
125
220
/110
30,8
24,7
21,3
17,1
28,8
23,0
53,0
42,4
Саркуз (абонентская)
АТ1
63
220/
110
17,2
27,3
20,1
31,8
14,3
22,7
10,7
17
АТ2
63
220/110
откл.
откл
откл.
откл
откл.
откл
откл.
откл.
Как видно из таблицы 41, нагрузка автотрансформаторов находится в допустимых пределах.
Протяженность по трассе воздушных линий электропередачи, находящихся на балансе сетевых организаций, в том числе линий электропередачи сельскохозяйственного назначения по классам напряжения (35-220, 6-20 и 0,4 кВ) представлена в таблице 42
Таблица 42
Количество и протяженность линий электропередачи 0,4-220 кВ филиала «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья»
Наименование,
напряжение
Количество,
шт.
Протяженность по трассе,
км
ВЛ 220 кВ
2
4,8
ВЛ 110 кВ
174
1989,2
ВЛ 35 кВ
154
2207,8
ВЛ 10 кВ
969
11780,2
ВЛ 6 кВ
26
177,5
КЛ 35 кВ
2
7
КЛ 10 кВ
17
57
ВЛ 0,4 кВ
7930
Таблица 43
Количество и установленная мощность ПС 35-220 кВ филиала «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья»
Наименование,
напряжение
Количество,
шт.
Установленная мощность,
МВт
ПС 220 кВ
2
120
ПС 110 кВ
95
2802,2
ПС 35 кВ
120
566,5
Таблица 44
Протяженность по трассе, цепям и материалам опор воздушных линий электропередачи, находящихся на балансе сетевых организаций
км
Протяженность ВЛ 220 кВ по трассе , в том числе
4,8
на металлических опорах
4,8
на железобетонных опорах
0
Протяженность ВЛ 220 кВ, по цепям
9,6
Протяженность ВЛ 110 кВ, по трассе
1989,7
на металлических опорах
253,5
на железобетонных опорах
1736,2
на деревянных с железобетонными приставками
0
на деревянныз без железобетонных приставок
0
Протяженность ВЛ 110 кВ, по цепям
2627,9
Протяженность КЛ 110 кВ
0
Протяженность ВЛ 35 кВ, по трассе
2207,8
на металлических опорах
8,9
на железобетонных опорах
2198,9
на деревянных с железобетонными приставками
0
на деревянных без железобетонных приставок
0
Протяженность ВЛ 35 кВ, по цепям
2305,5
Протяженность КЛ 35 кВ
6,72
Протяженность ВЛ 6-10 кВ, по трассе
11990,7
на металлических опорах
0
на железобетонных опорах
5118,3
на деревянных с железобетонными приставками
6381,4
на деревянных без железобетонных приставок
491,0
Протяженность ВЛ 6-10 кВ по трассе сельскохозяйственного на значения
11908,0
Протяженность ВЛ 6-10 кВ, по цепям
11990,7
Протяженность КЛ 6-10 кВ
65,9
из них сельскохозяйственного назначения
58
Протяженность ВЛ 0,4 кВ, по трассе
7972,3
на металлических опорах
0
на железобетонных опорах
1484,1
на деревянных с железобетонными приставками
5757,0
на деревянных без железобетонных приставок
731,1
Протяженность ВЛ 0,4 кВ, по цепям
7972,3
Протяженность ВЛ 0,4 кВ по трассе сельскохозяйственного назначения
7874
Протяженность КЛ 0,4 кВ
43,28
из них сельскохозяйственного назначения
32
Для выполнения филиалом «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» основной своей задачи по транспорту и распределению электроэнергии, технологическому присоединению потребителей к сети, необходимо иметь надёжную электрическую сеть 35-110кВ.
Под надёжностью электрической сети (или её участка) понимается способность осуществлять передачу и распределение требуемого количества электроэнергии без ухудшения её качества от источников к потребителям и в соответствии с заданным графиком нагрузки, в нормальных и послеаварийных режимах.
В свою очередь, надёжность сети зависит от технического уровня и технического состояния, входящих в её состав элементов и схемы их соединения.
Таблица 45
Технический уровень электросетевых объектов филиала «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья»
Показатели
Количество подстанций на балансе филиала «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК «Центра и Приволжья»
110 кВ (всего 95 ед.)
35 кв (всего 120 ед.)
Единица измерения
шт
%
шт%
%
Отсутствие РПН (регулятор напряжения под нагрузкой)
(полностью на всех трансформаторах или на нескольких)
Центральные электрические сети
(110 кВ -49 шт, 35 кВ- 34 шт)
1
2
18
53
Глазовские электрические сети
( 110 кВ -13 шт, 35 кВ -42 шт)
-
-
19
45
Южные электрические сети
( 110 кВ- 33 шт, 35 кВ- 44 шт)
-
-
28
67
Всего
1
1
65
55
Отсутствие резервного питания ПС по высокой стороне
Центральные электрические сети
(110 кВ -49 шт, 35 кВ- 34 шт)
2
4
15
44
Глазовские электрические сети
( 110 кВ -13 шт, 35 кВ -42 шт)
2
15
14
33
Южные электрические сети
( 110 кВ- 33 шт, 35 кВ- 44 шт)
1
3
12
29
Всего
5
5
41
35
Однотрансформаторные подстанции
Центральные электрические сети
(110 кВ -49 шт, 35 кВ- 34 шт)
1
2
8
24
Глазовские электрические сети
( 110 кВ -13 шт, 35 кВ -42 шт)
1
8
13
31
Южные электрические сети
( 110 кВ- 33 шт, 35 кВ- 44 шт)
2
6
9
21
Всего
4
4
30
25
Подстанции на ОД и КЗ (разъединители, предохранители)
Центральные электрические сети
(110 кВ -49 шт, 35 кВ- 34 шт)
36
73
2
6
Глазовские электрические сети
( 110 кВ -13 шт, 35 кВ -42 шт)
9
69
1
2
Южные электрические сети
( 110 кВ- 33 шт, 35 кВ- 44 шт)
25
76
-
-
Всего
70
74
3
3
Технический уровень сети 110 кВ ниже среднего, так как у 74% подстанций 110 кВ первичная схема РУ (распределительных устройств) выполнена на отделителях и короткозамыкателях, 5% подстанций 110 кВ не имеют резервное питание по высокой стороне.
Технический уровень сети 35 кВ также низкий, так как на 55% трансформаторов отсутствует РПН (регулятор напряжения под нагрузкой), 35% ПС 35 кВ не имеют резервное питание по высокой стороне, 25% однотрансформаторных ПС 35 кВ и у 3% ПС 35 кВ первичная схема РУ выполнена на отделителях и короткозамыкателях.
Таблица 46
Техническое состояние подстанций 35-110 кВ филиала «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», находящихся в эксплуатации больше нормативного срока
№
Подстанция
Количество и установленная мощность трансформаторов, МВА
Год строительства
Год проведения переустройства
Срок службы, лет
Техническое состояние
Центральные электрические сети
ПС 35/10-6 кВ
1
Чур
Т-1
4
1981
27
удовлетворительное
Т-2
4
1980
28
удовлетворительное
2
Зятцы
Т-1
2,5
1968
40
удовлетворительное
Т-2
2,5
1973
35
удовлетворительное
3
Зямбай
Т-1
2,5
1968
40
удовлетворительное
Т-2
2,5
1991
17
удовлетворительное
4
Лыстем
Т-1
1,6
1974
34
удовлетворительное
5
Первомайская
Т-1
2,5
1983
25
удовлетворительное
Т-2
2,5
1983
25
удовлетворительное
6
Перевозное
Т-1
2,5
1982
26
удовлетворительное
Т-2
2,5
1983
25
удовлетворительное
7
Гавриловка
Т-1
2,5
1974
34
удовлетворительное
Т-2
2,5
1974
34
удовлетворительное
8
Кивара
Т-1
1,6
1974
34
удовлетворительное
Т-2
1,6
1974
34
удовлетворительное
9
Сокол
Т-1
0,56
1959
49
удовлетворительное
10
Монья
Т-1
2,5
1981
27
удовлетворительное
Т-2
2,5
1981
27
удовлетворительное
11
Копки
Т-1
1,6
1981
27
удовлетворительное
Т-2
1,6
1971
37
удовлетворительное
12
Сюрек
Т-1
2,5
1973
35
удовлетворительное
Т-2
4
1974
34
удовлетворительное
13
Гура
Т-1
1,1
1971
37
удовлетворительное
Т-2
1,6
1973
35
удовлетворительное
14
Тукля
Т-1
2,5
1985
23
удовлетворительное
Т-2
4
1973
35
удовлетворительное
15
Урал
Т-1
2,5
1982
26
удовлетворительное
Т-2
2,5
1982
26
удовлетворительное
16
Калининская
Т-1
2,5
1969
39
удовлетворительное
17
Киби-Жикья
Т-1
1,6
1983
25
удовлетворительное
Т-2
1,6
1983
25
удовлетворительное
18
Рябово
Т-1
2,5
1980
28
удовлетворительное
Т-2
2,5
1980
28
удовлетворительное
19
Каракалай
Т-1
2,5
1974
34
удовлетворительное
Т-2
2,5
1974
34
удовлетворительное
ПС 110/10-6 кВ
20
Водозабор
Т-1
25
1974
34
удовлетворительное
Т-2
25
1974
34
удовлетворительное
21
Инструментальная
Т-1
15
1972
36
удовлетворительное
Т-2
10
2006
2
удовлетворительное
22
Гравийная
Т-1
16
1985
23
удовлетворительное
Т-2
15
1978
30
удовлетворительное
23
Городская
Т-1
16
1978
30
удовлетворительное
Т-2
16
1970
38
удовлетворительное
24
Волковская
Т-1
6,3
1967
41
удовлетворительное
Т-2
6,3
1970
38
удовлетворительное
25
Автозавод
Т-1
63
1984
24
удовлетворительное
Т-2
63
1968
40
удовлетворительное
26
Танково
Т-1
16
1971
37
удовлетворительное
Т-2
16
1971
37
удовлетворительное
27
Машзавод
Т-1
63
1991
17
удовлетворительное
Т-2
63
1976
32
удовлетворительное
28
Соцгород
Т-1
25
1971
37
удовлетворительное
Т-2
15
1961
47
удовлетворительное
29
Парковая
Т-1
15
1967
41
удовлетворительное
Т-2
15
1968
40
удовлетворительное
30
Рабочая
Т-1
40
1986
22
удовлетворительное
Т-2
40
1981
27
удовлетворительное
31
Прессовая
Т-1
63
1975
33
удовлетворительное
Т-2
63
1991
17
удовлетворительное
32
Кузнечная
Т-1
16
1976
32
удовлетворительное
Т-2
16
1978
30
удовлетворительное
33
Пирогово
Т-1
25
1970
38
удовлетворительное
Т-2
25
1977
31
удовлетворительное
34
Медведево
Т-1
10
1980
28
удовлетворительное
Т-2
10
1980
28
удовлетворительное
35
Восточная
Т-1
25
1980
28
удовлетворительное
Т-2
25
1980
28
удовлетворительное
36
Турна
Т-1
2,5
1982
26
удовлетворительное
37
Удугучин
Т-1
2,5
1979
29
удовлетворительное
Т-2
2,5
1983
25
удовлетворительное
38
Полевая
Т-1
6,3
1979
29
удовлетворительное
Т-2
6,3
1983
25
удовлетворительное
39
Сосновка
Т-1
2,5
1976
32
удовлетворительное
Т-2
2,5
1988
20
удовлетворительное
ПС 110/35/10-6 кВ
40
Як-Бодья
Т-1
10
1976
32
удовлетворительное
Т-2
10
1977
31
удовлетворительное
41
Вавож
Т-1
10
1985
23
удовлетворительное
Т-2
10
1983
25
удовлетворительное
42
Воткинск
Т-1
16
1971
37
удовлетворительное
Т-2
16
1972
36
удовлетворительное
43
Лесная
Т-1
10
1967
41
удовлетворительное
Т-2
10
1972
36
удовлетворительное
44
Заречная
Т-1
15
1964
44
удовлетворительное
Т-2
16
1970
38
удовлетворительное
45
Нефтемаш
Т-1
40,5
1969
39
удовлетворительное
Т-2
40
1967
41
удовлетворительное
46
Селты
Т-1
10
1977
31
удовлетворительное
Т-2
10
1978
30
удовлетворительное
47
Орловская
Т-1
25
1979
29
удовлетворительное
Т-2
25
1980
28
удовлетворительное
48
Ува
Т-1
16
1969
39
удовлетворительное
Т-2
15
1960
48
удовлетворительное
49
Шаркан
Т-1
10
1973
35
удовлетворительное
Т-2
10
1975
33
удовлетворительное
Глазовские электрические сети
ПС 35/10-6 кВ
50
40 лет Октября
Т-1
4
1980
28
удовлетворительное
Т-2
4
1980
28
удовлетворительное
51
Бараны
2006
2
удовлетворительное
Т-2
1,6
1976
32
удовлетворительное
52
Бурино
Т-1
4
1980
28
удовлетворительное
Т-2
4
1980
28
удовлетворительное
53
Васильевская
Т-1
1,6
1981
27
удовлетворительное
54
Горная
Т-1
2,5
1979
29
удовлетворительное
Т-2
2,5
1990
18
удовлетворительное
55
Дебесы
Т-1
4
1981
27
удовлетворительное
Т-2
4
1979
29
удовлетворительное
56
Ежево
Т-1
1,6
1973
35
удовлетворительное
Т-2
1,6
1992
16
удовлетворительное
57
Заря
Т-1
4
1988
20
удовлетворительное
Т-2
4
1982
26
удовлетворительное
58
Зура
Т-1
1,6
1973
35
удовлетворительное
Т-2
1,6
1975
33
удовлетворительное
59
Кулига
Т-1
1,6
1991
17
удовлетворительное
Т-2
6,3
1980
28
удовлетворительное
60
Курья
Т-1
2,5
1994
14
удовлетворительное
Т-2
2,5
1974
34
удовлетворительное
61
Педоново
Т-1
4
1980
28
удовлетворительное
Т-2
4
1980
28
удовлетворительное
62
Пибаньшур
Т-1
1,8
1964
44
удовлетворительное
Т-2
1,6
1992
16
удовлетворительное
63
Полом
Т-1
1,6
1967
41
удовлетворительное
64
Понино
Т-1
2,5
1972
36
удовлетворительное
Т-2
2,5
1973
35
удовлетворительное
65
ПТФ
Т-1
2,5
1974
34
удовлетворительное
Т-2
2,5
1974
34
удовлетворительное
66
Пудем
Т-1
4
1972
36
удовлетворительное
Т-2
4
1969
39
удовлетворительное
67
Пышкет
Т-1
1,6
1991
17
удовлетворительное
Т-2
1,6
1983
25
удовлетворительное
68
Слудка
Т-1
1,6
1980
28
удовлетворительное
69
Факел
Т-1
4
1978
30
удовлетворительное
Т-2
4
1978
30
удовлетворительное
70
Юнда
Т-1
4
1980
28
удовлетворительное
Т-2
4
1980
28
удовлетворительное
ПС 110/10-6 кВ
71
Арлеть
Т-1
25
1980
28
удовлетворительное
Т-2
25
1981
27
удовлетворительное
72
Бройлерная
Т-1
10
1981
27
удовлетворительное
Т-2
10
1980
28
удовлетворительное
Т-3
4
1983
25
удовлетворительное
73
Валамаз
Т-1
2,5
1971
37
удовлетворительное
Южные электрические сети
ПС 35/10-6 кВ
74
Аэропорт
Т-1
4
1974
34
удовлетворительное
Т-2
4
1975
33
удовлетворительное
75
Б.Уча
Т-1
2,5
1988
20
удовлетворительное
Т-2
2,5
1976
32
удовлетворительное
76
Бемыж
Т-1
2,5
1967
41
удовлетворительное
Т-2
2,5
1971
37
удовлетворительное
77
Быргында
Т-1
1,6
1973
35
удовлетворительное
Т-2
2,5
1972
36
удовлетворительное
78
Варзи-Ятчи
Т-1
2,5
1982
26
удовлетворительное
Т-2
2,5
1973
35
удовлетворительное
79
Вичурка
Т-1
2,5
1982
26
удовлетворительное
80
Гольяны
Т-1
4
1974
34
удовлетворительное
Т-2
2,5
1983
25
удовлетворительное
81
Грахово
Т-1
4
1966
42
удовлетворительное
Т-2
3,2
2001
7
удовлетворительное
82
Гыбдан
Т-1
1,6
1968
40
удовлетворительное
Т-2
1,6
1967
41
удовлетворительное
83
Ершовка
Т-1
4
1983
25
удовлетворительное
Т-2
4
1985
23
удовлетворительное
84
Казмаска
Т-1
2,5
1993
15
удовлетворительное
Т-2
2,5
1966
42
удовлетворительное
85
Кизнер
Т-1
4
1985
23
удовлетворительное
Т-2
4
1983
25
удовлетворительное
86
Кулюшево
Т-1
1,6
1981
27
удовлетворительное
Т-2
4
1995
13
удовлетворительное
87
Люга
Т-1
2,5
1974
34
удовлетворительное
Т-2
2,5
1977
31
удовлетворительное
88
Норья
Т-1
1,6
1975
33
удовлетворительное
89
Пазял
Т-1
1,6
1979
29
удовлетворительное
Т-2
1,6
1986
22
удовлетворительное
90
Пинязь
Т-1
2,5
1975
33
удовлетворительное
Т-2
2,5
1975
33
удовлетворительное
91
Порт
Т-1
6,3
1972
36
удовлетворительное
92
Пычас
Т-1
4
1982
26
удовлетворительное
Т-2
4
1973
35
удовлетворительное
93
Р.Вожой
Т-1
2,5
1987
21
удовлетворительное
Т-2
2,5
1966
42
удовлетворительное
94
Россия
Т-1
1,6
1975
33
удовлетворительное
Т-2
1,6
1977
31
удовлетворительное
95
Салья
Т-1
2,5
1968
40
удовлетворительное
96
Сельская
Т-1
2,5
1986
22
удовлетворительное
Т-2
2,5
1975
33
удовлетворительное
97
Совхозная
Т-1
2,5
1973
35
удовлетворительное
98
Тарасово
Т-1
1,6
1972
36
удовлетворительное
Т-2
3,2
1973
35
удовлетворительное
99
Ударник
Т-1
2,5
1975
33
удовлетворительное
Т-2
2,5
1989
19
удовлетворительное
100
Уром
Т-1
2,5
1987
21
удовлетворительное
Т-2
2,5
1980
28
удовлетворительное
101
Чикерил
Т-1
1,6
1978
30
удовлетворительное
Т-2
1,6
1985
23
удовлетворительное
102
Чумайтло
Т-1
4
1967
41
удовлетворительное
Т-2
4
1967
41
удовлетворительное
103
Шабердино
Т-1
4
1983
25
удовлетворительное
Т-2
4
1978
30
удовлетворительное
104
Юськи
Т-1
4
1976
32
удовлетворительное
ПС 110/10-6 кВ
105
Азино
Т-1
5,6
1981
27
удовлетворительное
Т-2
5,6
1976
32
удовлетворительное
106
Арзамасцево
Т-1
6,3
1987
21
удовлетворительное
Т-2
6,3
1982
26
удовлетворительное
107
Высотная
Т-1
15
1964
44
удовлетворительное
Т-2
15
1966
42
удовлетворительное
108
Дзержинская
Т-1
15
1972
36
удовлетворительное
Т-2
15
1972
36
удовлетворительное
109
Кигбаево
Т-1
2,5
1983
25
удовлетворительное
Т-2
2,5
1984
24
удовлетворительное
110
Компрессорная станция
Т-1
16
1982
26
удовлетворительное
Т-2
16
1982
26
удовлетворительное
111
Машдеталь
Т-1
10
1975
33
удовлетворительное
Т-2
10
1976
32
удовлетворительное
112
Опытная
Т-1
10
1996
12
удовлетворительное
Т-2
10
1973
35
удовлетворительное
113
Подгорная
Т-1
2,5
1975
33
удовлетворительное
Т-2
2,5
1975
33
удовлетворительное
114
Уральская
Т-1
6,3
1988
20
удовлетворительное
Т-2
6,3
1982
26
удовлетворительное
115
Юрино
Т-1
6,3
1983
25
удовлетворительное
Т-2
6,3
1983
25
удовлетворительное
ПС 110/35/10-6 кВ
116
Бабино
Т-1
6,3
1983
25
удовлетворительное
Т-2
6,3
1985
23
удовлетворительное
117
Вараксино
Т-1
10
1980
28
удовлетворительное
Т-2
10
1981
27
удовлетворительное
118
Ильинская
Т-1
10
2000
8
удовлетворительное
Т-2
6,3
1981
27
удовлетворительное
119
Можга
Т-1
25
1970
38
удовлетворительное
Т-2
25
1971
37
удовлетворительное
120
Мостовое
Т-1
6,3
1980
28
удовлетворительное
121
Никольская
Т-1
10
1978
30
удовлетворительное
Т-2
10
1983
25
удовлетворительное
122
Поршур
Т-1
10
1982
26
удовлетворительное
Т-2
10
1976
32
удовлетворительное
123
Пурга
Т-1
16
1968
40
удовлетворительное
Т-2
20
1968
40
удовлетворительное
124
Сарапул
Т-1
25
1971
37
удовлетворительное
Т-2
25
1971
37
удовлетворительное
Т-3
4
1980
28
удовлетворительное
Т-4
4
1988
20
удовлетворительное
ИТОГО
ПС 35-110 кВ:
124 шт. (57,7% от общего количества ПС)
в том числе 110 кВ
53 шт. (55,8% от общего количества ПС 110 кВ)
35 кВ
71 шт. (59,2% от общего количества ПС 35 кВ)
Таблица 47
Техническое состояние подстанций 220 кВ, находящихся в эксплуатации больше нормативного срока
№
Подстанция
Количество и установленная мощность трансформаторов, МВА
Год строительства
Год проведения переустройства
Срок службы, лет
Техническое
состояние
1
Ижевск
АТ-1
125
2002
6
удовлетворительное
АТ-2
125
1967
41
удовлетворительное
2
Комсомольская
АТ-1
63
1979
29
удовлетворительное
АТ-2
63
1979
29
удовлетворительное
3
Игра
АТ-1
20
1966
42
удовлетворительное
АТ-2
25
1979
29
удовлетворительное
4
Балезино
АТ-1
125
1976
32
удовлетворительное
АТ-2
125
1993
15
удовлетворительное
5
Звездная
АТ-1
125
1980
28
удовлетворительное
АТ-2
125
1981
27
удовлетворительное
6
Позимь
АТ-1
125
1976
32
удовлетворительное
АТ-2
125
1984
24
удовлетворительное
7
Садовая
Т-1
16(110/10кВ)
1982
26
удовлетворительное
Т-2
16(110/10кВ)
1982
26
удовлетворительное
8
Сива
Т-1
16(110/10кВ)
1974
34
удовлетворительное
Т-2
16(110/10кВ)
1976
32
удовлетворительное
ИТОГО
ПС 220 кВ:
8 шт. (80 % от общего количества ПС)
Таблица 48
Техническое состояние воздушных линий 35-110 кВ, находящихся в эксплуатации больше нормативного срока
№
Наименование
Напряжение,
кВ
Протяженность в одноцепном исчислении, км
Год строительства
Срок службы, лет
Материал опор
Характеристика технического состояния
Глазовские электрические сети
1
Бараны-Красногорье
35
18,3
1962
46
Железобетон,
металл
удовлетворительное
2
Тыловай-Дебесы
35
18,5
1962
46
Железобетон,
металл
удовлетворительное
3
Шаркан-Тыловай
35
10,5
1962
46
Железобетон,
металл
удовлетворительное
4
Балезино-Пибаньшур
35
19,81
1962
46
Железобетон,
металл
удовлетворительное
5
Балезино-Сегедур
35
41,4
1962-95
46-13
Железобетон,
металл
не удовлетворительное
(20% грозотрос,
12% опоры,
5% изоляторы)
6
отп. на ПС Кез ц 1-2
110
1,36
1962
46
Железобетон,
металл
удовлетворительное
7
отп. на ПС Чепца
110
0,2
1962
46
Металл
удовлетворительное
8
Пибаньшур-Сегедур
110
21,59
1962-95
46-13
Железобетон,
металл
удовлетворительное
9
Сегедур-Кузьма ц 1-2
110
77,94
1962-95
46-13
Железобетон,
металл
удовлетворительное
Центральные электрические сети
10
Сива-Черновская
110
32,1
1957
51
Железобетон
удовлетворительное
11
Воткинск-Успенка
110
33,5
1959
49
металл
удовлетворительное
12
Воткинск-Водозабор I,II цепь
110
69,4
1957
51
металл
удовлетворительное
13
Ижевск-Лесная
110
12,5
1959
49
металл
удовлетворительное
14
Ижевск-Машзавод I и II цепь
110
25,76
1959
49
металл
удовлетворительное
ВЛ 35-110 кВ
14 (382,86 км) (7,8% от общей протяженности
ВЛ 110-35 кВ)
В том числе
110 кВ
9 (274,35 км) (10,4% от общей протяженности
ВЛ 110 кВ)
35 кВ
5 (108,51 км) (4,7% от общей протяженности
ВЛ 35 кВ)
Таблица 49
Техническое состояние воздушных линий 220 кВ, находящихся в эксплуатации больше нормативного срока
№
Наименование
Напряжение,
кВ
Протяженность в одноцепном исчислении, км
Год строительства
Срок службы, лет
Материал
опор
Характеристика технического состояния
1
ВГЭС-Ижевск, 2 ц
220
56,8
1963
45
Железобетон,
металл
удовлетворительное
2
Звездная-Фаленки
220
73,7
1963
45
Железобетон,
металл
удовлетворительное
ИТОГО
ВЛ 220 кВ
2 (130 км) (8,6 % от общей протяженности
ВЛ 220 кВ)
Срок службы электросетевых объектов определяется стандартом, исходя из усредненного экономически целесообразного времени службы основных фондов (с учетом морального износа) и в основном соответствует амортизационному периоду. Для ВЛ 35 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах стандарт устанавливает срок службы 45 лет по объекту в целом, исходя из долговечности наиболее употребляемых марок проводов, для ВЛ на деревянных опорах – 20-25 лет, исходя из физического износа опор. Для ПС, согласно соответствующим стандартам, сроки использования основного оборудования ПС до списания составляют не менее 25 лет. На практике необходимость реконструкции ПС часто возникает и по условиям морального износа. На основании выше сказанного и предоставленных исходных данных о сроках ввода основного электросетевого оборудования можно заключить, что более 50 % находящегося в эксплуатации электросетевого оборудования отработало свой срок службы и требует проведения работ по техперевооружению или строительства, взамен отработавших, новых подстанций. Большой уровень износа сетевого и подстанционного оборудования снижает надежность электроснабжения потребителей региона.
Техническое состояние сети 35-110 кВ и выше оценивается в целом удовлетворительно, хотя более 80% трансформаторов, более 8 % линий сети 220 кВ, более 57% трансформаторов и более 7% линий сети 35-110 кВ отработало нормативный срок службы. Необходимо обратить внимание на то, что при истечении срока службы электрооборудования вероятность отказа увеличивается на порядок.
Кроме того, в ходе анализа были выявлены ВЛ 220-110 кВ, где оборудование ПС является ограничивающим элементом для линии:
ВЛ 220 кВ Звездная-Фаленки-1,2 – при исполнении ВЛ проводом АС-300, номинальный ток трансформатора тока (далее ТТ) на РП 220 кВ Фаленки – 600А;
ВЛ 220 кВ Каучук-Металлург – при исполнении ВЛ проводом АС-300, ошиновка ячейки Каучук на ПС 220 кВ Металлург выполнена проводом АС-240, номинальный ток ЛР – 600 А;
ВЛ 110 кВ Ижевск-Машзавод-1,2 – в исполнении ВЛ минимальный провод АС-150, при этом ограничивающим элементом является ТТ с номинальным током 400 А;
Транзитная ВЛ 110 кВ Никольская – Нылга – Садовая – при исполнении .ВЛ проводом АС-185, ошиновка ячейки Нылга на ПС 110 кВ Никольская выполнена проводом АС-95.
На надёжность электроснабжения потребителей, кроме технического состояния и технического уровня электросетевых объектов, как было отмечено выше, также оказывает влияние схема присоединения электросетевых объектов к сети и конфигурация их связывающей сети.
Таблица 50
Количество ПС 35-110 кВ, имеющих разные типы присоединения к сети
Количество ПС 110 кВ и ПС 35 кВ, ед.
Тип присоединения
Узловая
Проходная
Ответвительная
Тупиковая
Напряжение, кВ
110
35
110
35
110
35
110
35
Глазовские электрические сети
3
3
5
32
7
7
8
9
Центральные электрические сети
8
1
5
26
36
5
17
16
Южные электрические сети
4
5
12
22
18
8
15
15
Всего:
15
9
22
80
61
20
40
40
%
10,9
6
15,9
53,7
44,2
13,4
29
26,8
Таблица показывает общую статистику типов присоединения подстанций к сети 35-110 кВ. Для сети 110 кВ основным типом присоединения подстанций к сети является «ответвительная», для сети 35 кВ – «проходная».
Как следствие, наиболее часто используемые схемы распределительных устройств (РУ) 35-110 кВ следующие:
РУ 110 кВ - №110-4 - два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий;
РУ 35 кВ - №35-5АН - мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов.
Большая часть схем РУ 110 кВ №110-4 выполнена по упрощенным схемам на отделителях и короткозамыкателях, морально устаревших, и их использование в схемах РУ снижает надежность электрической сети. При выполнении реконструкции, расширения или технического перевооружения на ПС 35-110 кВ, где в схеме первичных соединений установлены отделители и короткозамыкатели, рекомендуется произвести их замену на элегазовые выключатели.
Анализ уровней напряжения
Основными средствами регулирования напряжения в сети 110-220 кВ Удмуртэнерго являются источники реактивной мощности – батареи статических конденсаторов (таблица 51) и генераторы электростанций, а также устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) на трансформаторах подстанций (таблица 52). На ряде подстанций установлены трансформаторы, оснащенные устройствами переключения без возбуждения (ПБВ) (таблица 53).
Таблица 51
Параметры батарей статических конденсаторов, установленных на ПС 35 кВ и выше
Подстанция
Диспетчерское
наименование
Тип
Год установки
Номинальная мощность, Мвар
Номинальноенапряжение, кВ
Сюга
БСК
КС2-10,5-60-1У1
1982
52
110
Звёздная
БСК-1
КСА-0,66-20
1981
57,6
110
БСК-2
КСА-0,66-20
1981
57,6
110
Позимь
БСК
КЭК-1-0,66-40, КСА-0,66-20
1978
57,6
110
Садовая
БСК резерв
КМК2-1,05-67-1У1
1993
52
110
Общая установленная мощность, Мвар
276,8
Таблица 52
Список подстанций 35-110 кВ с трансформаторами, имеющими РПН
№
Подстанция
№
Подстанция
Глазовские электрические сети
1
ПС 110/35/10 кВ Мирная (2х25 МВА)
20
ПС 110/35/10кВ Карсовай (2х10 МВА)
2
ПС 35/10 кВ Дебесы (2х4 МВА)
21
ПС 110/35/10кВ Кестым (2х16 МВА)
3
ПС 35/10 кВ Тыловай (1х1,6+1х2,5 МВА)
22
ПС 110/35/10кВ Юкаменск (2х6,3 МВА)
4
ПС 110/35/10 Сегедур (2х10 МВА)
23
ПС 35/10 кВ Палагай (2х1,6 МВА)
5
ПС 35/10 кВ Заря (2х4 МВА)
24
ПС 35/10кВ Уни (2х1,6 МВА)
6
ПС 35/10 кВ Кулига (1х1,6 МВА)
25
ПС 110/35/10 кВ Красногорье (2х10 МВА)
7
ПС 35/10 кВ Н.Гыя (2,5 МВА)
26
ПС 110/10 кВ Валамаз (2,5 МВА)
8
ПС 110/35/10 кВ Яр (2х10 МВА)
27
ПС 220/35/6кВ Глазов (2х40 МВА)
9
ПС 35/10 кВ Укан (4 МВА)
28
ПС 220/35 кВ Юбилейная (40 МВА)
10
ПС 35/10 кВ Зура (2х2,5 МВА)
29
ПС 110/6 кВ Сибирская (2х25 МВА)
11
ПС 35/10 кВ Дружба (1,6 МВА)
30
ПС 35/6кВ Южная (2х16 МВА)
12
ПС 35/10 кВ Чутырь (2х4 МВА)
31
ПС 110/10кВ Бройлерная (2х10 МВА)
13
ПС 35/10 кВ Тюптиево (1,6 МВА)
32
ПС 110/6кВ Солдырь (2х6,3 МВА)
14
ПС 110/10 кВ Арлеть (2х25 МВА)
33
ПС 35/10кВ 40 Лет Октября (2х4 МВА)
15
ПС 35/10 кВ Юнда (2х4 МВА)
34
ПС 35/10кВ Горная (2х2,5 МВА)
16
ПС 35/10кВ Наговицыно (2х4 МВА)
35
ПС 35/10кВ Педоново (2х4 МВА)
17
ПС 35/10 кВ Андрейшур (1,6 МВА)
36
ПС 35/10кВ Парзи (2х1,6 МВА)
18
ПС 35/10 кВ Бурино (2х4 МВА)
37
ПС 35/10кВ Отогурт (2х1,6 МВА)
19
ПС 35/10кВ Люк (2х1,6 МВА)
38
ПС 110/10кВ Сянино (2,5+6,3 МВА)
Центральные электрические сети
39
ПС 110/10 кВ Автозавод (2х63 МВА)
71
ПС 110/35/10 кВ Птицефабрика (2х10 МВА)
40
ПС 110/6 кВ Вокзальная (2х25 МВА)
72
ПС 110/6 кВ Прудовая (2х6,3 МВА)
41
ПС 110/10 кВ Восточная (2х25 МВА)
73
ПС 110/6 кВ Гравийная (16+15 МВА)
42
ПС 110/35/6 кВ Заречная (15+16 МВА)
74
110/10 кВ Болгуры (2х6,3 МВА)
43
ПС 110/10 кВ Игерман (2х6,3 МВА)
75
35/10 кВ Кварса (2х2,5 МВА)
44
ПС 110/10 кВ Кировская (2х25 МВА)
76
ПС 110/35/10 кВ Успенка (2х10 МВА)
45
ПС 110/6 кВ Кузнечная (2х16 МВА)
77
ПС 110/35/10 кВ Шаркан (2х10 МВА)
46
ПС 110/6 кВ Культбаза (2х40 МВА)
78
ПС 110/10 кВ Сосновка (2х2,5 МВА)
47
ПС 110/35/6 кВ Лесная (2х10 МВА)
79
ПС 35/10 кВ Кельдыш (2х1,6 МВА)
48
ПС 110/6 кВ Майская (2х40 МВА)
80
ПС 35/10 кВ Сюрсовай (1,6 МВА)
49
ПС 110/6 кВ Машзавод (2х63 МВА)
81
ПС 110/10 кВ Газовая (2х6,3 МВА)
50
ПС 110/6 кВ Медведево (2х10 МВА)
82
ПС 110/10 кВ Малиновка (2х2,5 МВА)
51
ПС 110/35/6 кВ Нефтемаш (40,5+40 МВА)
83
ПС 35/10 кВ Карсашур (2х1,6 МВА)
52
ПС 110/6 кВ Парковая (2х15 МВА)
84
ПС 110/10 кВ Быги (6,3 МВА)
53
ПС 110/6 кВ Пирогово (2х25 МВА)
85
ПС 110/35/10 кВ Ува (16+15 МВА)
54
ПС 110/6 кВ Подборенка (2х16 МВА)
86
ПС 35/10 кВ К.Жикья (2х1,6 МВА)
55
ПС 110/6 кВ Подлесная (2х16 МВА)
87
ПС 35/10 кВ Кыйлуд (2х2,5 МВА)
56
ПС 110/10 кВ Прессовая (40+63 МВА)
88
ПС 35/10 кВ Мушковай (2х1,6 МВА)
57
ПС 110/6 кВ Рабочая (2х40 МВА)
89
ПС 110/35/10 кВ Нылга (2х16 МВА)
58
ПС 110/6 кВ Соцгород (25+15 МВА)
90
ПС 110/10 кВ Удугучин (2х2,5 МВА)
59
ПС 110/6 кВ Танково (2х16 МВА)
91
ПС 35/10 кВ Булай (2х2,5 МВА)
60
ПС 110/10 кВ Центральная (2х25 МВА)
92
ПС 35/10 кВ Рябово (2х2,5 МВА)
61
ПС 110/35/10 кВ Як-Бодья (2х10 МВА)
93
ПС 35/10 кВ Ожги (2х1,6 МВА)
62
ПС 35/10 кВ Пионерская (4,0 МВА)
94
ПС 35/10 кВ Искра (1,6 МВА)
63
ПС 35/10 кВ Мукши (2х2,5 МВА)
95
ПС 35/10 кВ Макарово (2х1,6 МВА)
64
ПС 35/10 кВ Сириус (2,5 МВА)
96
ПС 110/35/10 кВ Вала (2х10 МВА)
65
ПС 110/35/6 кВ Воткинск (2х16 МВА)
97
ПС 110/35/10 кВ Сюмси (2х10 МВА)
66
ПС 110/6 кВ Водозабор (2х25 МВА)
98
ПС 110/35/10 кВ Орловская (2х25 МВА)
67
ПС 110/6 кВ Инструментальная (15+10 МВА)
99
ПС 110/35/10 кВ Мир (2х6,3 МВА)
68
ПС 110/6 кВ Городская (2х16 МВА)
100
ПС 110/35/10 кВ Селты (2х10 МВА)
69
ПС 35/10 кВ Гавриловка (2х2,5 МВА)
101
ПС 35/10 кВ Халды (2х1,6 МВА)
70
ПС 35/10 кВ Светлое (2х2,5 МВА)
102
ПС 110/10 кВ Турна (2,5 МВА)
Южные электрические сети
103
ПС 110/35/10 кВ Камбарка (2х25 МВА)
125
ПС 110/35/10 кВ Можга (2х25МВА)
104
ПС 35/10 кВ Ершовка (2х4 МВА)
126
ПС 110/35/10 кВ Поршур (2х10МВА)
105
ПС 110/10 кВ Луч (2х10 МВА) (потреб. ПС)
127
ПС 35/10 кВ Кибья (2х6,3МВА)
106
ПС 110/35/10 кВ Киясово (2х25 МВА)
128
ПС 110/6 кВ Машдеталь (2х10МВА)
107
ПС 110/10 кВ Подгорная (2х2,5 МВА)
129
ПС 35/10 кВ Пинязь (2х2,5МВА)
108
ПС 35/10 кВ Яжбахтино (2х2,5 МВА)
130
ПС 110/10 кВ КС-(2х16,0МВА)(Опытнаях16,0МВА)
109
ПС 35/10 кВ Ильдибаево (2х2,5 МВА)
131
ПС 110/6 кВ Опытная (2х10 МВА)
110
ПС 110/35/10 кВ Пурга (16+20 МВА)
132
ПС 110/35/10 кВ С. Никольская (2х10 МВА)
111
ПС 110/35/10 кВ Яган (2х10 МВА)
133
ПС 110/35/10 кВ Вараксино (2х10 МВА)
112
ПС 110/35/10 кВ Ильинская (10+6,3 МВА)
134
ПС 110/35/10 кВ Бабино (2х6,3 МВА)
113
ПС 35/10 кВ Кечево (2х2,5 МВА)
135
ПС 110/10 кВ Каменное (2х6,3 МВА)
114
ПС 110/6 кВ Северная (2х16 МВА)
136
ПС 35/6 кВ Аэропорт (2х4,0 МВА)
115
ПС 110/10 кВ Нечкино (2х2,5 МВА)
137
ПС 110/35/10 кВ Завьялово (2х16,0 МВА)
116
ПС 110/6 кВ Высотная (2х15 МВА)
138
ПС 110/10 кВ Азино (2х5,6 МВА)
117
ПС 110/35/6 кВ Сарапул (2х25 МВА)
139
ПС 35/10 кВ Чекерил (2х1,6 МВА)
118
ПС 110/6 кВ Дзержинская (2х15 МВА)
140
ПС 35/10 кВ Кизнер-35 (2х4МВА)
119
ПС 110/10 кВ Юрино (6,3 МВА)
141
ПС 110/35/10 кВ Кизнер-110 (2х10МВА)
120
ПС 110/35/10 кВ Мостовое (6,3 МВА)
142
ПС 35/10кВ Васильево (2х1,6МВА)
121
ПС 110/10 кВ Мазунино (2х6,3 МВА)
143
ПС 35/10 кВ Мари (2х1,6МВА)
122
ПС 110/10 кВ Кигбаево (2х2,5 МВА)
144
ПС 110/35/10 кВ Алнаши (2х16МВА)
123
ПС 110/10 кВ Уральская (2х6,3 МВА)
145
ПС 35/10 кВ Асаново (4МВА)
124
ПС 110/6 кВ Дубровка (2х6,3 МВА)
146
ПС 35/10 кВ Кузебаево (2х2,5МВА)
Таблица 53
Список подстанций 35-110 кВ с трансформаторами, имеющими ПБВ
№
Подстанция
№
Подстанция
Глазовские электрические сети
1
ПС 110/35/10 кВ Васильевская (1х1,6 МВА)
9
ПС 35/10кВ Сергино (2,5 МВА)
2
ПС 35/10 кВ Ариково (2х1,6 МВА)
10
ПС 35/10кВ Ежево (2х1,6 МВА)
3
ПС 35/10 кВ Гвардейская (2х2,5 МВА)
11
ПС 35/10 кВ Пышкет (2х1,6МВА)
4
ПС 35/10 кВ Ю.Тольен (1 МВА)
12
ПС 35/10 кВ Бараны (1,6+2,5 МВА)
5
ПС35/10 кВ Полом (1,6 МВА)
13
ПС 35/10 кВ Курья (2х2,5 МВА)
6
ПС 35/10 кВ Пудем (2х4 МВА)
14
ПС 35/10 кВ Дебы (1,6 МВА)
7
ПС 35/10 кВ Факел (2х4 МВА)
15
ПС 35/6кВ ГПТФ ( 2х2,5 МВА)
8
ПС 35/6кВ Пибаньшур (1,6+1,8 МВА)
Центральные электрические сети
16
ПС 35/10 кВ Сокол (0,56 МВА)
26
ПС 35/10 кВ Урал (2х2,5 МВА)
17
ПС 35/10 кВ Ст.Зятцы (2х2,5 МВА)
27
ПС 35/10 кВ Каркалай (2х2,5 МВА)
18
ПС 35/10 кВ Чур (2х4,0 МВА)
28
ПС 110/35/10 кВ Вавож (2х10 МВА)
19
ПС 110/6 кВ Волковская (2х6,3 МВА)
29
ПС 35/10 кВ Зямбай (2х2,5 МВА)
20
ПС 35/10 кВ Кивары (2х1,6 МВА)
30
ПС 35/10 кВ Лыстем (1,6 МВА)
21
ПС 35/10 кВ Первомайская (2х2,5 МВА)
31
ПС 35/10 кВ Сюрек (2,5+4,0 МВА)
22
ПС 35/10 кВ Перевозное (2х2,5 МВА)
32
ПС 35/10 кВ Гура (1,0+1,8 МВА)
23
ПС 35/10 кВ Июльская (3,2+4,0 МВА)
33
ПС 35/10 кВ Копки (2х1,6 МВА)
24
ПС 35/10 кВ Калининская (2,5 МВА)
34
ПС 35/10 кВ Монья (2х2,5 МВА)
25
ПС 35/10 кВ Тукля (2,5+4,0 МВА)
Южные электрические сети
35
ПС 35/10 кВ Порт (6,3 МВА)
50
ПС 35/10 кВ Юськи (2,5 МВА)
36
ПС 35/10 кВ Салья (2,5 МВА)
51
ПС 35/10 кВ Гольяны (2,5+4,0МВА)
37
ПС 35/10 кВ Уром (2х2,5 МВА)
52
ПС 35/10 кВ Шабердино (2х4,0 МВА)
38
ПС 35/10 кВ Радист (2х2,5 МВА)
53
ПС35/6 кВ Р.Вожой (2х2,5 МВА)
39
ПС 35/10 кВ Норья (1,6 МВА)
54
ПС 35/10 кВ Казмаска (2х2,5 МВА)
40
ПС 35/10 кВ Сарапул (2х4 МВА)
55
ПС 35/6 кВ Россия (2х1,6 МВА)
41
ПС 35/10 кВ Тарасово (1,6+3,2 МВА)
56
ПС 35/10 кВ Совхозная (2,5 МВА)
42
ПС 110/10 кВ Пальник (2х2,5 МВА)
57
ПС 35/10 кВ Ударник (2х2,5 МВА)
43
ПС 35/10 кВ Пычас (2х4МВА)
58
ПС 35/10 кВ Бемыж (2х2,5МВА)
44
ПС 35/10 кВ Люга (2х2,5МВА)
59
ПС 35/10 кВ Гыбдан (2х1,6МВА)
45
ПС 35/10 кВ Горняк (2,5МВА)
60
ПС 35/10 кВ Вичурка (1х2,5МВА)
46
ПС 35/10 кВ Б.Уча (2х2,5МВА)
61
ПС 35/10 кВ Грахово (4+3,2МВА)
47
ПС 35/10 кВ Пазял (2х1,6МВА)
62
ПС 35/10 кВ Новогорская (2,5МВА)
48
ПС 35/10 кВ Чумойтло (2х4МВА)
63
ПС 35/10 кВ Ст.Ятчи (1,6+2,5МВА)
49
ПС 35/10 кВ Сельская (2х2,5МВА)
64
ПС 35/10 кВ В.Ятчи (2х2,5кВ)
Регулирование напряжения производится также за счет генераторов электростанций:
Ижевской ТЭЦ-1 (максимальная располагаемая реактивная мощность 59,5 Мвар, минимальная располагаемая реактивная мощность 13 Мвар);
Ижевской ТЭЦ-2 (максимальная располагаемая реактивная мощность 250 Мвар, минимальная располагаемая реактивная мощность 75 Мвар).
Сведения об использовании источников реактивной мощности за 2004-2007 годы в энергосистеме Удмуртской Республики представлены в таблице 52.
1
Таблица 54
Использование источников реактивной мощности в энергосистеме Удмуртской Республики
в зимний максимум и летний минимум нагрузки
Наименование электростанций и подстанций с конденсаторными установками
Номинальная реактивная мощность генераторов, установленная мощность батарей статических конденсаторов, Мвар
Фактическая реактивная мощность, Мвар
Коэффициент использования реактивной мощности, %
Причины недоиспользования
2004
2005
2006
2007
2004
2005
2006
2007
2004
2005
2006
2007
2004
2005
2006
2007
Зимний максимум нагрузки
Ижевская
ТЭЦ- 1
63
63
63
63
30
27
27
23
47,6
42,9
42,9
36,5
По U сети
Ижевская
ТЭЦ- 2
272
272
272
272
164
146
124
158
60,3
53,7
45,6
58,1
По U отп.
Сарапульская ТЭЦ
9
9
9
9
4
3,1
3,3
3,5
44,4
34,4
36,7
38,9
По U отп.
БСК-110 на
ПС 220 кВ Позимь
57,6
57,6
57,6
57,6
46
46
47
50
79,9
79,9
81,6
86,8
По U сети
По тех. состоянию оборудования
БСК-110 на
ПС 220 кВ Сюга
52
52
52
52
50
45
48
48
96,2
86,5
92,3
92,3
По U сети
По тех. состоянию оборудования
БСК-110 на
ПС 220 кВ Звёздная
2х57,6
2х57,6
2х57,6
2х57,6
46
46
47
46
39,9
39,9
40,8
39,9
Одна БСК отключена по режиму
По тех. состоянию оборудования, одна БСК отключена по режиму
Летний минимум нагрузки
Ижевская
ТЭЦ- 1
63
63
63
63
7
7
6
7
11,1
11,1
9,5
11,1
Неполный состав генерирующего оборудования
Ижевская
ТЭЦ- 2
272
272
272
272
100
73
73
61
36,8
26,8
26,8
22,4
Неполный состав генерирующего оборудования
Сарапульская ТЭЦ
9
9
9
9
2
2
1,2
1,2
22,2
22,2
13,3
13,3
По U отп.
БСК-110 на
ПС 220 кВ Позимь
57,6
57,6
57,6
57,6
0
0
0
48
0,0
0,0
0,0
83,3
Откл. по режиму
По тех. состоянию оборудования
БСК-110 на
ПС 220 кВ Сюга
52
52
52
52
45
0
47
0
86,5
0,0
90,4
0,0
По U сети
Откл. по режиму
По U сети
Откл. по режиму
БСК-110 на
ПС 220 кВ Звёздная
2х57,6
2х57,6
2х57,6
2х57,6
0
0
46
46
0,0
0,0
39,9
39,9
Откл. по режиму
Снижение ёмкости отденых элементов, одна БСК отключена по режиму
1
Большое влияние на уровни напряжения в сети 110 и 220 кВ оказывает расположенная на транзитной электропередаче ОЭС Урала – ОЭС Средней Волги и ОЭС Центра ПС 500 кВ Удмуртская.
Загрузка сечения в направлении ОЭС Урала – ОЭС Средней Волги и ОЭС Центра может изменяться в течение суток от нуля до величины, близкой к мощности предельной по пропускной способности по условиям статической устойчивости. Это может вызывать значительные отклонения напряжения как в сети 500 кВ, так и в сети 110, 220 кВ. Подстанция Удмуртская занимает лидирующее место среди объектов 500 кВ ОЭС Урала по числу случаев повышения напряжения свыше наибольшего рабочего напряжения – до 200 случаев в год.
Таким образом, за счет использования различных средств регулирования напряжения в сетях филиала «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», напряжение на шинах подстанций находится в основном в допустимых пределах. Исключения составляют следующие подстанции:
1. ПС 500 кВ Удмуртская – как отмечалось выше, имеют место сезонные и суточные превышения напряжения за счет изменения перетока в транзитной электропередачи ОЭС Урала – ОЭС Средней Волги и ОЭС Центра. Целесообразно рассмотреть установку в перспективе на ОРУ 500 кВ подстанции Удмуртская управляемого шунтирующего реактора 500 кВ. Применение такого реактора позволить снизить частоту использования РПН автотрансформаторов Удмуртской энергосистемы;
2.ПС 220 кВ Садовая. В режиме летнего минимума наблюдается повышение напряжения на шинах 220 кВ сверх допустимого значения (до 248 кВ). Установка реактора на ПС 500 кВ Удмуртская позволит поддерживать напряжения в допустимых пределах.
Подстанции транзита 110 кВ Балезино-Кузьма-Оверята, в нормальном режиме зимнего максимума напряжение на шинах 110 кВ имеют значение 103-107 кВ, в послеаварийных режимах наблюдается снижение до 95-97 кВ. Необходима разработка мероприятий для поддержания напряжения в допустимых пределах: установка БСК на ПС 110 кВ Сегедур, либо подпитка транзита от дополнительного источника 110-220 кВ.
Анализируя техническое состояние Удмуртской энергосистемы можно сделать вывод:
1. В период 2005-2008 годов в энергосистеме Удмуртской Республики, как и в целом по ОЭС Урала, отмечался рост электропотребления. За четыре года электропотребление выросло на 816 млн. кВт.ч. (средний прирост за период с 2005 по 2008 год составил около 3,3 %). Наиболее высокие темпы роста электропотребления отмечались в энергосистеме Удмуртской Республики в 2006 - 2007 годах. Снижение электропотребления в 2009 году обусловлено экономическим кризисом.
Прирост электропотребления сопровождался ростом максимальных суточных нагрузок. Средний прирост максимальных нагрузок за период 2005-2008 годов составил около 2,2 %. Несмотря на общее снижение электропотребления в 2009 году, максимум нагрузки в 2009 году выше максимума нагрузки 2008 года на 2,4 %, что объясняется экстремально низкими температурами воздуха в декабре 2009 года.
2. Большие темпы роста нагрузки потребителей и большой процент износа оборудования обостряют проблему дефицита электрической мощности в энергосистеме Удмуртской Республики. Для решения этой проблемы на период до 2015 года планируется ввод новых генерирующих мощностей в 2013 году – 230 МВт на Ижевской ТЭЦ-1.
3. Технический уровень сети 35-110 кВ низкий, так как у 76% подстанций 110 кВ первичная схема распределительных устройств выполнена на отделителях и короткозамыкателях, на 55% подстанций 35 кВ у трансформаторов отсутствует регулятор напряжения под нагрузкой (РПН), 35% ПС 35 кВ не имеют резервное питание по высокой стороне.
Техническое состояние сети 35-110 кВ и выше оценивается в целом удовлетворительно. Хотя более 80% трансформаторов и более 8 % линий сети 220 кВ, более 57% трансформаторов и более 7% линий сети 35-110 кВ, отработало нормативный срок службы.
4. Основными причинами снижения надёжности из-за недостатков в схеме сети являются:
большое количество схем РУ 110 кВ, выполненных по упрощенным схемам на отделителях и короткозамыкателях;
отсутствие на нескольких ПС 35-110 двух источников питания, где по категориям надежности электроснабжения потребителей они должны быть;
большое количество, превышающее нормируемое значение, промежуточных подстанций на транзитных линиях;
недостаточная пропускная способность транзитов 110 кВ в ремонтных режимах.
5. Значительное снижение технических потерь в сети филиала «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» в 2005 году стало следствием реорганизации. Потери в сети 220 кВ были исключены из баланса филиала «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья». В следующие 2006-2007 годы, снижение потерь в сети филиала «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» произошло благодаря реализации программ снижения потерь электроэнергии, внедрению механизмов материального стимулирования персонала и персональной ответственности за реализацию программ.
6. Уровни напряжения в сети 35-110 кВ в нормальном режиме в основном находятся в пределах нормально допустимых значений. Избытки реактивной мощности в сети 500 кВ ОЭС Урала, особенно в период суточного и сезонного снижения нагрузки и существенного снижения перетоков активной мощности по электропередаче 500 кВ, приводят к частому и длительному повышению уровней напряжения как в сети 500 кВ, так и в прилегающей сети 110-220 кВ.
Требуется разработка мероприятий по нормализации уровней напряжения в сети, прилегающей к ПС 220 кВ Садовая и транзита 110 кВ Балезино-Кузьма.
2.14. Основные внешние связи энергосистемы Удмуртской Республики
Рис.4 Принципиальная схема электроснабжения административных районов Удмуртской Республики
Таблица 55
Электрические сети Удмуртской энергосистемы
Диспетчерское наименование электрической сети, величина
напряжения
Количество,
ед.
Установленная мощность,
МВА
Протяженность
по трассе,
км
Из них
принадлежит
филиалу «Удмуртэнерго»
ОАО «МРСК Центра и Приволжья»
ВЛ-500
3
262
ВЛ-220
23
1037
4,8
ВЛ-110
174
2004,5
2004,5
ВЛ-35
154
2207,8
2207,8
ВЛ-10
969
11807,2
11807,2
ВЛ-6
26
176,2
176,2
КЛ-35
2
7
7
КЛ-10
17
57
57
КЛ-6
ПС – 500 кВ
1
1002
ПС – 220 кВ
15
2797,5
2/120
ПС – 110 кВ
140
4749,3
95/2734,2
ПС – 35 кВ
161
1140,7
117/545,1
Примечание: принадлежность ПС-220 кВ: 2 ед. - филиал «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», 2 ед. – ОАО «Российские железные дороги», 10 ед. – ОАО «Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы» Магистральные электрические сети, 1 ед. - ОАО «Ижсталь.
Энергосистема Удмуртской Республики является одной из девяти энергосистем, входящих в состав ОЭС Урала.
В 2009 году обеспечена устойчивая и надёжная работа Удмуртской энергосистемы в составе единой энергетической системы России. В целом обеспечено электроснабжение хозяйственного комплекса и населения Удмуртской Республики. Частота электрического тока единой энергетической системы России поддерживалась в пределах, установленных стандартом.
Среднегодовая температура наружного воздуха в 2009 году составила 3,2С, что на 1,3С ниже средней температуры 2008 года и на 0,8С выше среднемноголетнего значения. Следует отметить аномально холодную погоду второй декады декабря, среднесуточная температура в этот период достигала -35,7С (средняя многолетняя температура декабря -10,8С).
Установленная мощность электростанций Удмуртской энергосистемы в 2009 году составила 589,9 МВт.
Среднегодовая рабочая мощность электростанций филиала ОАО «ТГК-5» «Удмуртский» в отчётном году составила 329,6 МВт против 346,0 МВт в 2008 году, что объясняется невостребованностью мощности в ЕЭС России, а также увеличением количества часов работы паровых котлов на Ижевской ТЭЦ-2 в течение года на угле.
Максимальная нагрузка потребителей Удмуртской энергосистемы зафиксирована 17.12.2009 и составила 1480 МВт, что на 35 МВт выше максимума 2008 года (1445 МВт 23.12.2008). Увеличение максимальной нагрузки объясняется низкими температурами окружающей среды в декабре 2009 года. Нагрузка электростанций в час максимума составила 471 МВт.
Электропотребление по территории Удмуртской Республики уменьшилось в 2009 году на 452,2 млн. кВт.ч или на 5,13% и составило 8357,8 млн. кВт.ч.
Электростанции Удмуртской энергосистемы выработали в отчётном году 3021,9 млн. кВт.ч, что на 140,4 млн. кВт.ч меньше, чем в 2008 году. При этом Глазовская ТЭЦ увеличила свою выработку на 40,5 млн. кВт.ч (вывод из ремонта газовой турбины Siemens SGT-600). Станции, которые снизили выработку относительно 2008 года: Ижевская ТЭЦ-1 на 11,6 млн. кВт.ч (работа летом в чисто конденсационном режиме без отпуска тепла потребителям из-за замены магистральных сетепроводов), Ижевская ТЭЦ-2 на 161,4 млн. кВт.ч (увеличение количества ремонтов котлов в связи с увеличением числа часов работы котлов на угле), Сарапульская ТЭЦ на 0,7 млн. кВт.ч, Воткинская ТЭЦ на 7,3 млн. кВт.ч.
Удмуртская энергосистема приняла в 2009 году из ЕЭС 5335,9 млн. кВт.ч электроэнергии против 5647,6 млн. кВт.ч в 2008 году.
Основными связями Удмуртской энергосистемы с соседними энергосистемами являются:
с Кировэнерго
ВЛ 220 кВ Звёздная –Фаленки 1,2,
ВЛ 220 кВ Вятские Поляны – Саркуз.
с Татэнерго
ВЛ 500 кВ Удмуртская – Нижнекамская ГЭС.
с Башэнерго
ВЛ 500 кВ Кармановская ГРЭС –Удмуртская,
ВЛ 110 кВ КаГРЭС –Закамская-1,2.
с Пермэнерго
ВЛ 110 кВ Березовка – Камбарка,
ВЛ 110 кВ Дубовая – Камбарка,
ВЛ 110 кВ Каучук – Сарапул,
ВЛ 110 кВ ЧТЭЦ – Сарапул,
ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС– Водозабор -1,2 ,
ВЛ 110 кВ Сива –Ножовка-1,2 ,
ВЛ 110 кВ Сива –Черновская ,
ВЛ 110 кВ Кузьма – Верещагино,
ВЛ 110 кВ Кузьма – Зюкай,
ВЛ 220 кВ Каучук – Кама,
ВЛ 220 кВ Каучук – Металлург,
ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС – Ижевск-1,2.
Покрытие нагрузки потребителей энергосистемы Удмуртской Республики осуществляется от:
теплоэлектроцентралей, принадлежащих ОАО «ТГК-5»,
блокстанций промышленных предприятий.
Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории Удмуртской Республики
Особенностью энергосистемы является то, что системообразующие линии электропередач 220 и 110 кВ по всему периметру шунтируют сеть 500 кВ, обеспечивающую транзитный переток мощности в сечении ОЭС Урала – ОЭС Центра и Средней Волги. Отключения в сети 500-220 кВ вызывают перераспределение перетоков мощности, приводящее в некоторых режимах к перегрузке элементов сети 220-110 кВ.
Проблемы:
Проведение ремонтов в сети 220 кВ ограничивает максимально-допустимый переток (МДП) мощности в сечении ОЭС Урала – ОЭС Центра, Средней Волги.
1. При отключении ВЛ-500 кВ Воткинская ГЭС-Вятка (МДП 2100 МВт в сечении ВЛ-500 кВ НКГЭС-ЗаинскаяГРЭС и Бекетово-Бугульма) загружаются свыше величины допустимых токовых нагрузок транзиты 220 кВ ВГЭС-Ижевск-Балезино-Фаленки и Удмуртская-Комсомольская-Балезино-Фаленки. МДП ограничивается величиной 500 МВт.
2. При отключении ВЛ-500 кВ КаГРЭС-Удмуртская загружаются транзиты 220кВ Каучук-Металлург и Каучук-Кама-Позимь-Удмуртская (наиболее сильно ВЛ-220 кВ Каучук-Металлург – свыше величины допустимых токовых нагрузок). При этом транзитный переток мощности по ПС Удмуртская от шин 220 кВ направлен в сеть 500 кВ. МДП в сечении ограничивается величиной 1300 МВт, вместо 1700 МВт;
Решения:
Снятие сетевых ограничений (замена оборудования на ПС Металлург, Ижевск).
Разработка и внедрение дополнительных средств противоаварийной автоматики:
изменение логики автоматики разгрузки линий (АРЛ) ВЛ 220 кВ ВГЭС-Ижевск-1,2 (требуется воздействие на ОГ ВГЭС вместо отключения потребителей в Ижевском узле);
выполнение автоматики разгрузки линий (АРЛ) на ВЛ 220 кВ Каучук-Металлург, ВЛ-220 кВ Каучук-Кама.
3.1. Особенности электроснабжения отдельных узлов энергосистемы Удмуртской Республики (Перечень «узких мест» и мероприятий по их ликвидации)
Транзит 110 кВ Балезино-Сегедур-Кузьма-Зюкай-Оверята.
Транзит характеризуется наличием на нём потребителей первой категории (железная дорога). Суммарная нагрузка узла в максимум 180/130 МВт (зима/лето). Генерации нет. Протяжённость транзита около 200 км, преимущественно двухцепное исполнение, большое количество отпаечных и тупиковых подстанций.
Электроснабжение со стороны Удмуртской энергосистемы от АТ-1,2 ПС 220/110 кВ Балезино, со стороны Пермской энергосистемы – ВЛ-110 кВ Оверята-Григорьевская, Оверята-Сюзьва.
Проблемы:
необеспечение нормативных требований к параметрам послеаварийного режима в сети 110 кВ;
выполнение ремонтов с ограничением потребления или во время сезонного снижения потребления;
возможность технологического присоединения новых потребителей только при условии подключения их нагрузки к устройствам ПА или сетевого строительства.
Решения с учётом предложений по развитию распределительных сетей, в том числе по перечню и размещению объектов электроэнергетики:
развитие схемы питания узла нагрузки со стороны Пермской энергосистемы;
установка регулируемого ИРМ на ПС транзита;
внедрение локальной автоматики (выдано задание в филиал «Удмуртэнерго» на размещение АОСН на ПС транзита);
строительство ПС 110/35/10 кВ Пызеп с организацией транзита 110 кВ Звездная-Карсовай-Пызеп-Сегедур.
Можгинский энергоузел
Потребление Можгинского энергоузла в часы максимальных нагрузок составляет в зимний период до 180, летом до 130 МВт. Генерации в узле нет.
Технических условий на технологическое присоединение со сроком реализации 2010-2015 годы по узлу выдано суммарно на 48,1 МВт.
Электроснабжение осуществляется от транзита 220 кВ Удмуртская- Сюга-Саркуз-В. Поляны (КЭ)-К. Букаш (ТЭ) и ВЛ-110 кВ Позимь-Пурга-1,2.
Транзит 220 кВ шунтирует транзит 500 кВ Удмуртская-НКГЭС-Заинская ГЭС.
Вследствие малого запаса по пропускной способности на участке Сюга-Саркуз (провод АС-240 при исполнении всего транзита проводом АС-400 и АСО-300) при ремонтах на ВЛ 500 кВ (или аварийных отключениях ВЛ 500 кВ) в качестве мероприятия по ликвидации перегрузки транзита 220 кВ перетоками мощности из ОЭС Урала в ОЭС Средней Волги применяется его размыкание.
Проблемы:
при ремонтных схемах не обеспечиваются нормативные требования к параметрам послеаварийного режима в сети 110 кВ Удмуртской и Кировской энергосистем;
проведение ремонтов на транзите 220 кВ без ограничения потребления возможно только в период сезонного снижения потребления;
возможность технологического присоединения новых потребителей только при условии подключения их нагрузки к устройствам противоаварийной автоматики (ПА) или сетевого строительства.
Решение с учётом предложений по развитию распределительных сетей, в том числе по перечню и размещению объектов электроэнергетики:
новое сетевое строительство (строительство ВЛ 220 кВ Удмуртская- Свобода и ПС 220 кВ Свобода с питанием от новой ВЛ и заходами реконструированной ВЛ 220 кВ Саркуз-Вятские Поляны. Развитие сети предусмотрено в рамках технологического присоединения ОУХО в п. Кизнер).
Узел нагрузки РП 110 кВ Мостовое Сарапульского энергоузла
Потребление узла в часы максимальных нагрузок составляет в зимний период до 100 МВт, в летний период – 70 МВт. Собственной генерации в узле нет.
Узел нагрузки РП Мостовое имеет питание по ВЛ-110 кВ Кама-РП Мостовое-1,2, выполненной в двухцепном исполнении, а также по транзиту 110 кВ Пурга-Подгорная-РП Мостовое, выполненному в одноцепном исполнении проводом АС-70 и имеющему протяженность 85 км (в нормальном состоянии транзит разомкнут на СМВ-110 кВ ПС Подгорное, замыкается при отключении ВЛ-110 кВ Кама-РП Мостовое-1(2).
При проведении ремонтов одной из цепей ВЛ-110 Кама-РП Мостовое риском является аварийное отключение параллельной ВЛ-110 кВ Кама-РП Мостовое, которое может привести при питании узла нагрузки по транзиту 110 кВ от ПС Пурга к не обеспечению нормативных требований к параметрам послеаварийного режима (превышение допустимых токовых нагрузок, снижение напряжения ниже минимально допустимых величин с учётом действия АСН). МДП в ремонтной схеме 65 МВт.
Проблемы:
необеспечение нормативных требований к параметрам послеаварийного режима в сети 110 кВ;
выполнение ремонтов с ограничением потребления;
возможность технологического присоединения новых потребителей только при условии подключения их нагрузки к устройствам ПА или сетевого строительства.
Решения с учётом предложений по развитию распределительных сетей, в том числе по перечню и размещению объектов электроэнергетики:
развитие схемы питания узла нагрузки. Рассмотрение строительства двухцепной ВЛ-110 кВ Сарапул-РП Мостовое-1,2. В случае ранее рассматриваемой реконструкции ПС 110/35/10 кВ Каракулино – может
быть рассмотрен вариант строительства двухцепной ВЛ-110 кВ Сарапул-Каракулино-1,2;
установка регулируемого ИРМ мощностью до 50 Мвар на ПС энергоузла (РП Мостовое или ПС Каракулино);
внедрение локальной автоматики (выдано задание в филиал «Удмуртэнерго» на размещение АОСН на ПС транзита).
Энергоузел города Ижевска
Максимум потребления энергоузла г. Ижевска в зимний период до 650 МВт, в летний период – 500 МВт.
Ижевский узел является наиболее энергоёмким узлом Удмуртской Республики. Его суммарная нагрузка составляет 45% от нагрузки энергосистемы Удмуртской Республики. Основные приросты по потреблению Удмуртской Республики в ближайшие 5 лет будут определяться в основном потреблением Ижевского энергоузла.
Технических условий на технологическое присоединение со сроком реализации 2010-2015 гг. по узлу выдано суммарно на 124,11 МВт.
Связь узла с энергосистемой:
АТ-1,2 ПС Ижевск (2×125 МВА);
АТ-1,2 ПС Позимь (2×125 МВА);
АТ-1,2 ПС Металлург (2×125 МВА).
МДП в Ижевский узел в нормальной схеме определяется пропускной способностью автотрансформаторов, обеспечивающих покрытие потребления узла, и составляет 420 МВт, в ремонтной схеме МДП равен 360 МВт. Суммарная нагрузка станций энергоузла г. Ижевска в зимний максимум около 400МВт.
Проблемы:
износ оборудования ПС Ижевск, Позимь и ПС Металлург, находящегося в
эксплуатации с 1960-1970 годов;
отсутствие резерва трансформаторной мощности на ПС 220 кВ;
износ оборудования Ижевских ТЭЦ.
Решения с учётом предложений по развитию распределительных сетей, в том числе по перечню и размещению объектов электроэнергетики:
ввод в работу на Ижевской ТЭЦ-1 новых генерирующих мощностей величиной 230 МВт в 2013 году (исполнение обязательств ЗАО «КЭС» в рамках Договора о предоставлении мощности на оптовый рынок);
реконструкция ПС 220 кВ, питающих г. Ижевск (программа реновации ФСК ПС Ижевск – 2013 год);
замена на ПС Позимь БСК 110 кВ на новые устройства компенсации реактивной мощности.
Основные направления развития электроэнергетики Удмуртской Республики
4.1. Цели и задачи развития электроэнергетики Удмуртской Республики
Удмуртская Республика и ее особенности в отношении перспектив спроса на электрическую энергию и мощность
Основная особенность промышленности Уральского экономического района и Удмуртской Республики – высокая концентрация материало- и энергоёмкого промышленного производства: металлургии, машиностроения и металлообработки, в том числе предприятий ОПК, топливной, химической и нефтехимической отраслей.
Финансовый кризис оказал негативное воздействие на экономику Удмуртской Республики. В 2009 году объём отгрузки товаров собственного производства, выполненных работ и услуг собственными силами по добыче полезных ископаемых, обрабатывающим производствам, производству и распределению электроэнергии, газа и воды по полному кругу организаций производителей в 2009 году составил 87,6 % к соответствующему периоду предыдущего года. В 2010 году ожидается восстановление объемов промышленного производства до уровня 110 % к предыдущему году. В 2011 году прогнозный объем промышленного производства составит 108,7% к предыдущему году.
Экономическое развитие в предстоящие годы будет формироваться под влиянием ряда факторов:
постепенное замедление кризисных явлений в мировой экономике;
осуществление основных мер государственной антикризисной политики и эффективность её реализации;
окончание цикла снижения производственных запасов и их восстановление и как следствие рост спроса на продукцию промышленности;
рост предпринимательской активности;
переход к новому этапу развития экономики, так называемой «новой экономики», с широким использованием новейших достижений науки в области техники, технологии.
Обрабатывающие производства
Машиностроение и металлообработка исторически составляет основу промышленности и является приоритетной для Удмуртской Республики.
В настоящее время машиностроительные предприятия республики решают важнейшую задачу повышения конкурентоспособности в условиях глобального рынка. Развитие машиностроения и металлообработки имеет важное значение для социально-экономического развития Удмуртской Республики, в силу большой доли в объёме промышленного производства республики, численности занятых.
В соответствии с целевым сценарием развития Удмуртской Республики, определённым Стратегией социально-экономического развития Удмуртской Республики на период до 2025 года, в рамках Программы по обрабатывающим производствам выделяются четыре стратегические группы секторов. Критериями для идентификации секторов являются:
значимость для социально-экономического развития Удмуртской Республики (доля в объёме промышленного производства, конкурентные преимущества, перспективы развития);
возможность влияния на развитие этих секторов со стороны региональной власти (наличие законодательных, финансовых возможностей).
Оборонно-промышленный и атомный энергопромышленный комплекс
Развитие этих секторов имеет важное значение для социально-экономического развития Удмуртской Республики в силу большой доли в объеме промышленного производства республики, численности занятых, отчислений в бюджеты. Однако возможности влияния на них со стороны региональной власти существенно ограничены. Развитие этих секторов, в силу их значимости для обеспечения национальной безопасности, определяется на уровне федеральных органов власти и будет осуществляться в соответствии с направлениями, сформулированными на уровне РФ.
Автомобилестроение и производство автокомпонентов, производство стрелкового оружия, электроники и приборостроения, продукции железнодорожной тематики, нефтегазового оборудования, спецметаллургия, станкоинструментальное производство
Сектора являются значимыми для социально-экономического развития Удмуртской Республики и имеются различные законодательные, финансовые, институциональные возможности воздействия на их развитие.
Основными целями сектора «Автомобилестроение и производство автокомпонентов» являются сохранение доли в российском производстве автомобилей на уровне 5-7% российского производства автомобилей и увеличение объёмов выпуска автокомпонентов.
Реализации проектов по организации выпуска комплектующих на предприятиях республики: ОАО «Ижсталь», ОАО «СЭГЗ», ФГУП «Ижевский механический завод», ОАО «Ижевский мотозавод «Аксион-холдинг», ОАО «Сарапульский радиозавод», ООО «Мегалит» и др.
Основными целями сектора стрелкового оружия являются удержание лидерства в российском производстве боевого стрелкового и гражданского оружия, увеличение экспорта.
Электроника и приборостроение занимают ведущие позиции зарождающегося шестого технологического уклада, ключевым фактором которого являются нанотехнологии. Освоение нового технологического уровня в микро- и наноэлектронике требует соответствующих изменений в метрологическом обеспечении производства. Фактическое запараллеливание проектирования новой конечной продукции и необходимого для её производства оборудования – мощный фактор усиления конкурентных позиций в условиях инновационного соперничества:
участие предприятий в реализации мероприятий ФЦП «Развитие электронной компонентной базы и радиоэлектроники на 2008 - 2015 годы», «Национальная технологическая база» на 2007-2011 годы, «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2007-2012 годы», «Развитие гражданской авиационной техники России на 2002 - 2010 годы и на период до 2015 года»;
Основными целями на среднесрочную перспективу сектора железнодорожного оборудования являются удержание доли на российском рынке, замещение иностранных аналогов на российском рынке, увеличение экспорта продукции.
Основными целями станкоинструментального производства являются увеличение доли на рынке, импортозамещение аналогов на российском рынке.
Достижение цели возможно путём проведения технического перевооружения, внедрения новых технологий, снижения металло- и энергоемкости продукции.
В рамках поставленных задач планируется развитие производства продукции, необходимой для добычи трудноизвлекаемых «тяжелой» и «остаточных» запасов нефти, модернизация производства, развитие малых и средних производственных компаний.
Основной целью сектора спецметаллургии является позиционирование производства спецметаллов предприятий Удмуртской Республики в лидирующей группе производителей на российском рынке спецметаллургии.
Лесопромышленный комплекс. Легкая промышленность
Сектора, имеющие незначительный удельный вес в структуре промышленного производства Удмуртской Республики, но крайне значимые с точки зрения занятости населения и социально-экономического развития отдельных муниципальных образований.
Основной целью сектора является формирование лесопромышленного комплекса, ориентированного на использование инноваций, обеспечивающего эффективность производства и конкурентоспособность выпускаемой продукции путём активизации инвестиционной деятельности.
Основными целями сектора легкой промышленности являются создание условий для интенсификации развития текстильного, швейного, трикотажного производства, производства кожи, изделий из кожи, производства обуви, обеспечение экономической эффективности производств, повышения конкурентоспособности выпускаемой продукции.
Химическое производство, стекольное производство
Сектора не имеют значительной доли в объёме промышленного производства и численности занятых, однако являются важными, как обеспечивающие комплектующими другие сектора экономики.
Основными целями сектора химического производства являются повышение конкурентоспособности, расширение выпуска продукции для различных отраслей экономики.
Основной целью сектора стекольного производства остается сохранение стабильности финансово-экономической деятельности, поскольку предприятия этого сектора обеспечивают основную долю занятости населения на территориях муниципальных образований "Город Можга" и "Факельское" Игринского района, где они расположены.
Нефтедобывающий комплекс
Стратегической целью топливной отрасли на период реализации программы является сохранение добычи нефти на уровне 10 млн. тонн на максимально длительный срок.
Реализация поставленной цели будет осуществляться за счёт:
увеличения объёмов и темпов разбуривания месторождений;
внедрения новых технологий и методов интенсификации добычи нефти на действующих месторождениях.
Развитие агропромышленного комплекса, создание условий для обеспечения продовольственной безопасности
Целями государственной политики в сфере агропромышленного комплекса являются:
создание условий эффективного и устойчивого функционирования агропромышленного комплекса;
увеличение объёмов производства продукции агропромышленного комплекса;
повышение конкурентоспособности сельскохозяйственной продукции за счёт внедрения новых технологий и повышения производительности труда;
повышение устойчивости развития сельских территорий.
Создание условий для развития племенного животноводства и семеноводства сельскохозяйственных культур.
Строительство
Целью государственной политики в сфере жилищного строительства является создание условий для удовлетворения на новом более высоком качественном уровне потребностей населения в доступном и комфортном жилье.
Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:
повышение доступности жилья;
увеличение объёмов жилищного строительства;
опережающее развитие и модернизация инженерной инфраструктуры для жилищного строительства.
Транспорт
Транспорт - важнейшая часть производственной инфраструктуры Удмуртской Республики. Его эффективное функционирование является необходимым условием жизнедеятельности экономического комплекса и социальной сферы.
Удмуртская Республика располагает основными видами транспорта, ее транспортные коммуникации по размещению и структуре в целом отвечают внутренним и внешним транспортно-экономическим связям республики.
Ведущую роль в обеспечении межрегиональных связей Удмуртской Республики играет железнодорожный транспорт. Им осуществляется преобладающая часть межрегиональных перевозок грузов и пассажиров. Железнодорожные магистрали пересекают Удмуртскую Республику в широтном и меридиальном направлениях.
Основными транзитными направлениями являются двухпутные электрифицированные линии:
Казань - Агрыз - Екатеринбург (Южный ход), обслуживаемый Ижевским регионом Горьковской железной дороги - филиала ОАО «Российские железные дороги»;
Киров - Балезино - Пермь (Северный ход), обслуживаемый Кировским регионом Горьковской железной дороги – филиала ОАО «Российские железные дороги»;
Линия Балезино - Ижевск - Алнаши представляет однопутное, рокадное с
севера на юг направление, обслуживаемое тепловозной тягой.
Тупиковые малодеятельные участки Ижевск – Воткинск и Люкшудья –Кильмезь обеспечивают в значительной мере перевозки грузов, производимых в Удмуртской Республике.
Таким образом, очевидным является большой потенциал Удмуртской Республики и наличие всех предпосылок к дальнейшему росту потребления электрической энергии и мощности по основным отраслям промышленности.
4.2. Прогноз потребления электроэнергии и мощности по территории Удмуртской Республики с выделением наиболее крупных потребителей
Перспективный спрос на электрическую энергию и мощность до 2015 года
Анализ предоставленных данных показывает, что ростом электропотребления в промышленности, кроме нового строительства, может служить:
дозагрузка основных простаивающих фондов;
уплотнение графика нагрузки;
замена технологий на более энергоемкие.
Из анализа данных спроса на электроэнергию следует, что с 2005 года по всем секторам экономики Удмуртской Республики, кроме сельского хозяйства, потребность в электроэнергии увеличилась. Спрос на электроэнергию в сфере ЖКХ характеризовался нетрадиционной для Урала высокой долей (около 30%) в суммарном спросе на электроэнергию в течение ретроспективного периода.
В период до 2015 года предвидится увеличение спроса на электроэнергию. Основной рост электрических нагрузок будет определяться развитием промышленности, сферы ЖКХ и сферы обслуживания населения.
Согласно заявкам, большинство крупных предприятий Удмуртской Республики не намерены снижать достигнутый уровень электропотребления и максимума электрической нагрузки и прогнозируют постепенное их увеличение.
Таблица 56
Перечень крупных потребителей электрической энергии в Удмуртской Республике (фактическое потребление и прогноз)
Потребители
Годовое электропотребление, млн. кВт.ч
Максимум нагрузки, МВт
2005
2006
2010
2015
2005
2006
2010
2015
ОАО «Ижмаш»
7,8
7,6
9,7
13,0
3,5
3,5
3,7
3,8
МУП г.Ижевска «Ижводоканал»
108,4
110,5
113,5
113,5
15,35
16,0
16,6
16,6
МУП «ИжГорЭлектроТранс»
69,8
76,5
73,4
73,4
16,0
16,0
16,0
16,0
ДОАО «Ижевский оружейный завод»
33,6
36,3
46,8
54,4
7,0
7,75
8,3
8,5
ОАО «Ижнефтемаш»
20,4
21,5
26,0
27,0
5,7
5,8
6,0
6,5
МУП «Горэлектросеть» г.Сарапула
192,0
202,0
245,6
331,4
21-31
22-23
28-40
36-51
ОАО Воткинский завод»
49,1
40,8
26,8
27,0
10,5
10,0
7,0
7,0
ФГУП «Ижевский механический завод»
108,8
106,9
120,0
120,0
26,0
26,0
26,0
26,0
ОАО «Нижноватомэнергосбыт»
254,4
258,0
307,0
324,1
60,1
60,3
71,4
72,9
ОАО «Белкамнефть»
42,3
48,2
57,7
61,5
56,5
60,0
66,5
71,1
ОАО «ИжАвто»
119,9
117,6
135,0
135,0
25,0
24,8
33,0
33,0
ОАО «Ижмашэнерго»
62,4
62,2
67,1
73,9
11,3
11,3
12,2
13,5
ОАО «Ижсталь» Мечел
542,4
540,9
655,0
660,0
58,8
64,0
90,0
90,0
ОАО «Ижевский Радиозавод»
21,4
20,6
24,5
25,5
7,0
7,0
7,5
7,5
ОАО «Редуктор»
13,7
17,1
23,4
25,5
3,5
4,0
8,2
8,95
ОАО Сарапульский электрогенераторный завод» «СЭГЗ)
34,7
37,1
52,8
60,7
9,6
9,8
14,1
16,2
ОАО «Удмуртнефть»
765,7
832,1
1134
1327
89,9
95,5
130,7
152,8
ОАО «ЧМЗ» г.Глазов
470,0
452,7
450,0
450,0
62,0
62,0
62,0
62,0
ОАО «Сарапульский радиозавод-холдинг»
13,5
12,3
17,2
18,9
12,25
12,25
17,1
17,1
МУП «ВГЭС»
141,4
149,5
161,0
177,0
26,3
27,9
30,0
33,0
1
Таблица 57
Анализ прироста спроса на электрическую мощность по промышленным объектам до 2015 года
№
Наименование объекта
Местонахождение
Прирост потребности в электрической мощности, МВт
Срок ввода и освоения мощности
Основные обосновывающие документы
Обращения за техническими условиями на присоединение заявленной потребности
Наименование питающей подстанции
Всего до 2015г
2010
2015
1
ОАО «ЧМЗ»
г.Глазов
23,4
8,4
15,0
2007-2015
Опросные данные
Обеспечение собственной генерацией
Глазов, Юбилейная,Звездная
2
ОАО «Ижмаш», ДОАО «Ижевский инструментальный завод»
г. .Ижевск
0,3
0.1
0,2
2007-2016
Опросные данные
-
Машзавод
3
МУП г.Ижевска «Ижводоканал»
г.Ижевск
0,6
0,3
0,3
2007-2010
Опросные данные
-
Водозабор, Транково, Медведево, Заречная, Нефтемаш
4.
Объект по хранению и уничтожению химического оружия в пос.Кизнер
п.Кизнер
18,3
8,0
10,3
2010
-
В МЭС Заявлено на присоединение 18,3 МВт
Запитать планируется от перспективной ПС 220/10 кВ Свобода в поселке Кизнер
5
МУП «Горэлектросеть»
г.Сарапул
21,0
8,0
13,0
2007-2015
Опросные данные
-
Высотная, Дзержинская, Северная, Сарапул, Элеконд, Тепловая, Ершовка
6
ФГУП «Воткинский завод»
г.Воткинск
-3,0
-3,0
2007-2010
Опросные данные
ВМЗ-1, ВМЗ-2 Промышленная, Лесная, Камские склады
7
ОАО «Буммаш»
г.Ижевск
5,0
5,0
2007-2010
Опросные данные
-
Буммаш
8
ОАО «ИЭМЗ «Купол»
г.Ижевск
2,6
1,0
1,6
2007-2015
Опросные данные
-
Парковая, Химик, Шабердино, Чур, Восточная
9
ОАО «Редуктор»
г.Ижевск
5,0
2,0
3,0
2007-2015
опросные данные
-
Прессовая, Майскаz
10
ОАО «Белкамнефть»
Балезинский и Кизнерский районы
11,1
4,0
7,1
2008-2015
Опросные данные
Заявка на присоединение 4,5 МВт от 2006 года (ТУ выданы)
Вятская, Сухарево, Октябрьская, Лудзинка, Чернушка, Смольники, Тукмачи, Пызеп
11
ОАО «Ижмашэнерго»
г.Ижевск
2,1
1,0
1,1
2007-2015
Опросные данные
-
Машзавод, Заречная
12
ОАО «Ижсталь»
г.Ижевск
26,0
16,0
10?0
2007-2010
Опросные данные
-
Металлург, ГПП-3
13
ОАО «Ижевский радиозавод»
г.Ижевск
0,5
0,5
2007-2010
Опросные данные
-
Майская, Культбаза
14
ОАО «Удмуртнефть»
Балезинский и Кезский районы
57,3
20,0
37,3
2007-2012
Опросные данные
Заявка на присоединение 9,0 МВт от 2006 г (ТУ выданы)
Кыква, Киенгоп, Николаевска, Нырошур, Нефть, Башмаково, Зура, Лынга, Мишкино-3, БКНС-7, Докша, Соколовка, Смирново, Пашкино, Сигаево, Порозово, Пызеп
15
ОАО «Ижевский автомибильный завод»
г.Ижевск
8,0
8,0
2009-2010
Опросные данные
Заявлено расширение блокстанции двумя турбинами по 4 МВт (Предварительно ТУ выданы)
Автозавод, Машзавод,Заречная
16
ОАО «Сарапульский электрогенераторный завод»
г.Сарапул
6,3
2,0
4,3
2007-2014
Опросные данные
На 2015 год блокстанция 4МВт
Молодежная, Сарапульская ТЭЦ
17
ДОАО «Ижевский оружейный завод»
г.Ижевск
0,8
0,4
0,4
2007-2015
Опросные данные
нет
Машзавод
18
ОАО «Сарапульский радиозавод-холдинг»
г.Сарапул
5,8
5,8
2007-2015
Опросные данные
-
Разинская
19
МУП «Воткинские городские сети»
г.Воткинск
5,1
2,0
3,1
2007-2015
Опросные данные
-
Городская, Инструментальная
20
ОАО «Нефтемаш»
г.Ижевск
0,7
0,7
2011
Опросные данные
-
Нефтемаш
21
Производственная зона
пос.Березка и прилегающие территории Завьяловского района
0,8
0,4
0,4
2007-2015
-
Заявки на присоединение 12 МВт с учетом коттеджного строительства (ТУ выданы)
22
ОАО «Камский ремзавод»
г.Сарапул
0,6
0,6
2010-2011
-
Заявка на присоединение 0,6 МВт (ТУ выданы)
23
ОАО «Лесокомбинат»
г.Ижевск
0,5
0,5
2012
-
Заявка на присоединение 0,5 МВт (ТУ выданы)
24
ЗАО «Ошмес»
Шарканский район
0,3
0,3
2010
Опросные данные
-
25
ООО «Кама-тара»
г.Сарапул
1,8
1,8
1,0
2009-2022
Форма Ф 1-6
Дубровка
26
ОАО «Удмуртская птицефабрика»
1,1
1,1
2009-2010
Форма Ф 1-6
-
Бройлерная
27
ООО «Союз-ТМО»
1,6
1,6
2009-2010
Форма Ф 1-6
Вокзальная
28
Итого по г. Ижевску
39,1
21,3
17,8
Строки 2,3,8,9,11-13,17,20,23
29
Итого по промышленным объектам Удмуртской Республики
203,6
93?7
109?9
Таблица 58
Анализ прироста спроса на электрическую мощность по объектам соцкультбыта до 2015 года
№
Наименование объекта (мероприятия)
Местонахождение
Прирост потребности в электрической мощности, МВт
Срок ввода и освоения мощности
Наименование питающей подстанции
Всего до 2015года
2010
2015
1
Реконструкция республиканского спорткомплекса
Первомайский район г.Ижевск
11,5
10,4
1,1
2009-2013
Кировская,Зенитная
2
Жилой микрорайон
Октябрьский р-н, г.Ижевск
3,0
1,5
1,5
2010-2011
Игерман, перевод нагрузки на Пазелы
3
Микрорайон 16А «Север», торгово-развлекательный комплекс
ул.Удмуртская, г.Ижевск
1,9
1,9
2009-2010
Зенитная
4
Многофункциональный комплекс «Италмас»
Пересечение ул.10 лет Октября, Т.Барамзиной, Петрова в Устиновском районе
10,0
10,0
2008-2009
Союзная
5
Дом местной промышленности и Национальный театр
г.Ижевск
2,2
2,2
2008-2009
ТЭЦ-1, перевод нагрузки на ПС Набережная
6
Реконструкция района набережной Ижевского пруда и территории, прилегающей к Центральной площади
г.Ижевск
27
27
2012-2015
Набережная
7
Административный центр
ул.Красногеройская г.Ижевск
1,4
1,4
2008-2009
Машзавод
8
Застройка микрорайона А-10
г.Ижевск
6,3
4,1
2,2
2008-2013
Союзная
9
Гостиничный комплекс на центральной площади
г.Ижевск
1,3
1,3
2008-2009
Зенитная
10
7-й и 8-й жилые мкр.
г.Ижевск
11,5
7,3
4,2
2008-2012
Автозавод, Восточная
11
Индивидуальная застройка поселка Мыльники
г.Сарапул
1,1
1,1
2010-2012
Дубровка
12
Застройка территории микрорайона . №12 (жилого района «Север»)
г.Ижевск
13,6
13,6
2010-2014
Майская, перевод нагрузки на ПС Набережная
13
Строительство комплекса жилых домов по ул.Орговская
г. Ижевск
1,8
0,9
0,9
2009-2012
Заречная
14
Жилой дом по ул.Ухтомского
г.Ижевск
1,4
0,7
0,7
2009-2011
Кировская, перевод нагрузки на ПС Союзная
15
Жилой квартал
п.Октябрьский
3,5
2,0
1,5
2010-2013
Нефтемаш
16
Застройка жилого комплекса микрорайона «Восточный»
г.Ижевск
2,9
1,0
1,9
2009-2013
Восточная, перевод нагрузки на ПС Союзная
17
Застройка жилого квартала Советская-Орджоникидзе-Прасовский
г.Ижевск
7,5
1,6
5,9
2010-2015
Зенитная
18
Планировка территории на ул.Камбарская
г.Ижевск
15,0
15,0
2010-2012
Союзная
19
Жилой микрорайон «Чистопрудный»
г.Ижевск
1,4
0,7
0,7
2009-2011
Сириус, перевод нагрузки на Пазелы
20
Многоэтажный жилой дом по ул.Халтурина,13
г.Ижевск
1,3
1,3
2009-2010
Кировская
21
Жилые дома
г.Воткинск
1,7
1,7
2010-2012
Инструментальная
22
Многоквартирный жилой дом по ул.. С.Ковалевской
г.Ижевск
1,2
1,2
2010-2011
Культбаза
23
Реконструкция жилого района ограниченного улицами Ленина, 40 лет Победы, 10 лет Октября, Совхозная
г.Ижевск
27,5
27,5
2013-2015
Метеор
24
Многоэтажная затройка
п.Ягул
3,1
0,5
2,6
2010-2015
Лесная
25
Жилые микрорайоны . «Молдованка», Медик»
с.Завьялово
5,5
5,5
2010-2012
Районная
26
Малоэтажная застройка поселка. «Первомайский»,
Завьяловский район
1,2
1,2
2010-2013
Опытная
27
Жилой микрорайон. № 11, жилой район «Аэропорт»
ул.Закирова, г.Ижевск
3,4
3,4
2011-2014
Союзная
28
Малоэтажная застройка д.Каменное
Завьяловский район
1,2
1,2
2010-2012
Каменное
29
Поселок Новый
Воткинский район
3,6
3,6
2009-2010
Волковская
30
Оранжерейный комплекс
Сарапульский район
2,0
2,0
2009-2010
Уральская
31
Жилой микрорайонн «Восточный»
п.Балезино
3,6
3,6
2009-2011
32
Строительство моста через реку Кама
Сарапульский, Камбарский районы
9,6
9,6
2010-2012
Камбарка,Соколовка
33
Итого по городу Ижевску
153,1
47,5
105,6
34
Итого по Удмуртской Республике
189,2
60,4
128,8
1
Анализ спроса на электрическую мощность промышленных потребителей за 2005-2007 годы показывает увеличение спроса на электрическую мощность в перспективе до 2015 года в объеме 203 МВт.
Данный прогноз не учитывает появление в перспективе новых заявок, однако отражает динамику роста потребления электрической мощности в перспективе.
Основной прирост спроса на электрическую мощность в расчетный период до 2015 года по городу Ижевску определяют объекты коммунально-бытового хозяйства и социальной инфраструктуры - 153,1 МВт, при незначительном объеме промышленной нагрузки - 39,1 МВт.
4.3. Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность по Удмуртской Республике на 2010 - 2014 годы
Таблица 59
Прогноз электропотребления энергосистемы Удмуртской Республики
по энергоузлам
млн.кВт.ч
2010
2011
2012
2013
2014
Территория
8 600,0
8 696,0
8 945,0
9 098,0
9 205,0
Ижевский узел
3 797,8
3 840,2
3 950,2
4 017,7
4065,0
Воткинский узел
1 132,7
1 145,4
1 178,2
1 198,3
1 212,4
Сарапульский узел
1 265,4
1 279,6
1 316,2
1 338,7
1 354,4
Глазовский узел
1 589,6
1 607,4
1 653,4
1 681,7
1 701,4
Можгинский узел
814,4
823,5
847,1
861,6
871,7
Производство
3059,0
3070,0
3084,0
3091,0
4192,0
Сальдо
5541,0
5626,0
5861,0
6007,0
5012,0
Таблица 60
Прогноз максимальных нагрузок энергосистемы Удмуртской Республики
по энергоузлам
МВт
2010
2011
2012
2013
2014
Территория
1 480
1 490
1 522
1 543
1 554
Ижевский узел
664
669
690
708
715
Воткинский узел
187
188
192
192
193
Сарапульский узел
232
233
236
239
240
Глазовский узел
252
253
255
255
256
Можгинский узел
145
146
149
149
149
Таблица 61
Прогноз генерирующих мощностей в Удмуртской Республике
МВт
2010
2011
2012
2013
2014
Установленная мощность всего
586,1
586,1
586,1
586,1
807,1
Ижевская ТЭЦ-1
69,0
69,0
69,0
69
290,0
Ижевская ТЭЦ-2
390,0
390,0
390,0
390,0
390,0
Сарапульская ТЭЦ
10,7
10,7
10,7
10,7
10,7
Воткинская ТЭЦ
16,0
16,0
16,0
16,0
16,0
ТЭЦ Чепецкого механического завода
89,4
89,4
89,4
89,4
89,4
МиниТЭЦ Горкоммунтеплосети (г.Ижевск)
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
Ижавто
6,5
6,5
6,5
6,5
6,5
Ввод мощности всего
6,5
0,0
0,0
230
0,0
Ижевская ТЭЦ-1
0,0
0,0
0,0
230
0,0
Ижевская ТЭЦ-2
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Сарапульская ТЭЦ
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Воткинская ТЭЦ
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
ТЭЦ Чепецкого механического завода
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
МиниТЭЦ Горкоммунтеплосети (г.Ижевск)
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Ижавто
6,5
0,0
0,0
0,0
0,0
Демонтаж/перемаркировка
-19,3
0,0
0,0
0,0
9
Ижевская ТЭЦ-1
-18,0
0,0
0,0
0,0
9
Ижевская ТЭЦ-2
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Сарапульская ТЭЦ
-1,3
0,0
0,0
0,0
0,0
Воткинская ТЭЦ
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
ТЭЦ Чепецкого механического завода
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
МиниТЭЦ Горкоммунтеплосети (г.Ижевск)
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Ижавто
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Ограничения мощности всего
58,9
45,5
39,5
38,2
24,8
Ижевская ТЭЦ-1
38,1
28,7
23,3
23,3
23,3
Ижевская ТЭЦ-2
19,3
15,3
14,7
13,4
0,0
Сарапульская ТЭЦ
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Воткинская ТЭЦ
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
ТЭЦ Чепецкого механического завода
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
МиниТЭЦ Горкоммунтеплосети (г.Ижевск)
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Ижавто
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Располагаемая мощность всего
527,2
540,6
546,6
547,7
791,3
Ижевская ТЭЦ-1
30,9
40,3
45,7
45,7
275,7
Ижевская ТЭЦ-2
370,7
374,7
375,3
376,6
390,0
Сарапульская ТЭЦ
10,7
10,7
10,7
10,7
10,7
Воткинская ТЭЦ
16,0
16,0
16,0
16,0
16,0
ТЭЦ Чепецкого механического завода
87,9
87,9
87,9
87,9
87,9
МиниТЭЦ Горкоммунтеплосети (г.Ижевск)
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
Ижавто
6,5
6,5
6,5
6,5
6,5
Нагрузка всего
527,2
540,6
546,6
547,7
791,3
Ижевская ТЭЦ-1
30,9
40,3
45,7
45,7
275,7
Ижевская ТЭЦ-2
370,7
374,7
375,3
376,6
390,0
Сарапульская ТЭЦ
10,7
10,7
10,7
10,7
10,7
Воткинская ТЭЦ
16,0
16,0
16,0
16,0
16,0
ТЭЦ Чепецкого механического завода
87,9
87,9
87,9
87,9
87,9
МиниТЭЦ Горкоммунтеплосети (г.Ижевск)
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
Ижавто
6,5
6,5
6,5
6,5
6,5
Потребление мощности
1480,0
1490,0
1522,0
1543,0
1554,0
Прирост, %
100,7
102,2
101,4
100,7
Дефицит(избыток) по территории ЭС
952,8
949,4
975,4
995,3
762,7
4.4. Прогноз потребления тепловой энергии на 2011-2015 годы с выделением крупных потребителей
Таблица 62
Прогноз отпуска тепловой энергии филиалом ОАО «ТГК-5» «Удмуртский» на пятилетний период
тыс. Гкал
Год
Станция
Январь
Февраль
Март
Апрель
Май
Июнь
Июль
Август
Сенябрь.
Октябрь
Ноябрь.
Декабрь
Год
2011
ТЭЦ-1
186,2
171,0
145,9
120,5
47,1
20,1
19,1
20,1
44,2
110,5
150,9
169,0
1205
ТЭЦ-2
452,9
404,4
354,0
284,6
122,5
85,5
67,4
51,8
94,1
244,0
345,8
411,4
2919
СТЭЦ
84,2
71,2
57,2
45,1
18,1
8,1
9,6
10,1
12,6
42,1
60,1
78,2
496
Филиал
723,3
646,6
557,1
450,2
187,7
113,7
96,1
81,9
150,9
396,7
556,8
658,7
4620
2012
ТЭЦ-1
186,2
166,2
159,4
118,1
49,5
33,6
30,3
30,3
37,2
115,7
153,5
180,6
1261
ТЭЦ-2
420,3
373,1
358,1
271,9
117,7
75,7
68,4
68,4
88,0
266,7
344,3
406,3
2859
СТЭЦ
88,2
78,4
74,1
49,1
18,9
11,7
10,9
10,9
13,2
48,3
71,3
85,2
560
Филиал
694,7
617,7
591,6
439,1
186,1
121,0
109,6
109,6
138,4
430,7
569,1
672,1
4680
2013
ТЭЦ-1
186,2
166,2
159,4
118,1
49,5
33,6
30,3
30,3
37,2
115,7
153,5
180,6
1261
ТЭЦ-2
420,3
373,1
358,1
271,9
117,7
75,7
68,4
68,4
88,0
266,7
344,3
406,3
2859
СТЭЦ
88,2
78,4
74,1
49,1
18,9
11,7
10,9
10,9
13,2
48,3
71,3
85,2
560
Филиал
694,7
617,7
591,6
439,1
186,1
121,0
109,6
109,6
138,4
430,7
569,1
672,1
4679
2014
ТЭЦ-1
186,2
166,2
159,4
118,1
49,5
33,6
30,3
30,3
37,2
115,7
153,5
180,6
1260
ТЭЦ-2
420,3
373,1
358,1
271,9
117,7
75,7
68,4
68,4
88,0
266,7
344,3
406,3
2859
СТЭЦ
88,2
78,4
74,1
49,1
18,9
11,7
10,9
10,9
13,2
48,3
71,3
85,2
560
Филиал
694,7
617,7
591,6
439,1
186,1
121,0
109,6
109,6
138,4
430,7
569,1
672,1
4680
2015
ТЭЦ-1
186,2
166,2
159,4
118,1
49,5
33,6
30,3
30,3
37,2
115,7
153,5
180,6
1261
ТЭЦ-2
420,3
373,1
358,1
271,9
117,7
75,7
68,4
68,4
88,0
266,7
344,3
406,3
2859
СТЭЦ
88,2
78,4
74,1
49,1
18,9
11,7
10,9
10,9
13,2
48,3
71,3
85,2
560
Филиал
694,7
617,7
591,6
439,1
186,1
121,0
109,6
109,6
138,4
430,7
569,1
672,1
4680
Таблица 63
Покупка тепловой энергии ООО "УКС"
Гкал
Поставщики
2011
2012
2013
2014
2015
г. Ижевск
Ижевская ТЭЦ-1
1 198 000,0
1 226 088,1
1 254 899,6
1 290 142,4
1 333127,0
Ижевская ТЭЦ-2
2 754 243,0
2 868 513,0
2 938 034,2
3 023 074,0
3 126794,4
ОАО "Буммаш"
51 200,0
0,0
0,0
0,0
0,0
ФГУП "Ижевский механический завод"
84 000,0
90 000,0
90 000,0
90 000,0
90 000,0
ОАО "Иж-Авто"
206 000,0
206 000,0
206 000,0
206 000,0
206 000,0
ОАО "Ижмашэнерго"
403 034,0
403 034,0
403 034,0
403 034,0
403 034,0
ОАО "Ижмашэнерго" (котельная "Заячья усадьба")
471,4
471,4
471,4
471,4
471,4
ОАО "АгроХолодМаш"
31 090,0
31 090,0
31 090,0
31 090,0
31 090,0
ОАО "Российские железные дороги"
19 592,6
19 592,6
19 592,6
19 592,6
19 592,6
Филиал УПП №8 ФГУП "УССТ №8 при спецстрое России
30 830,0
30 830,0
30 830,0
30 830,0
30 830,0
ФГУП "Управление специализированных работ №602 при Спецстрое России
34 320,0
34 320,0
34 320,0
34 320,0
34 320,0
ОАО "Ижнефтемаш" (от котельной)
12 102,5
12 102,5
12 102,5
12 102,5
12 102,5
ОАО "Ижнефтемаш" (через ЦТП)
13 620,0
13 620,0
13 620,0
13 620,0
13 620,0
ОАО ИПОПАТ
2 600,0
2 600,0
2 600,0
2 600,0
2 600,0
ГОУ НПО ПУ № 23
2 446,0
2 446,0
2 446,0
2 446,0
2 446,0
ООО "ЦБПО"
9 628,3
9 628,3
9 628,3
9 628,3
9 628,3
ОАО "Управление строймеханизации"
3 200,1
3 200,1
3 200,1
3 200,1
3 200,1
ОАО "Удмуртгеофизика"
2 064,0
2 064,0
2 064,0
2 064,0
2 064,0
МУП "Ижводоканал"
10 750,0
10 750,0
10 750,0
10 750,0
10 750,0
ФГУП "Ижевский механический завод"
5 450,0
5 450,0
5 450,0
5 450,0
5 450,0
МУП "Ижкомтранс"
714,6
714,6
714,6
714,6
714,6
МУП "ДЦК"
1 337,6
1 337,6
1 337,6
1 337,6
1 337,6
АУ УР "РССК им. Демидова А.М."
800,2
800,2
800,2
800,2
800,2
Филиал СУПР ДОАО "Спецгазавтотранс" от ЦТП Ижмашэнерго
17,6
17,6
17,6
17,6
17,6
МУП "Горкоммунтеплосеть"
58 834,0
58 834,0
58 834,0
58 834,0
58 834,0
ООО "СельхозАвтоЗапчасть"
6 448,4
6 448,4
6 448,4
6 448,4
6 448,4
Итого:
4 942 794,4
5 039 952,5
5 138 285,3
5 258 567,8
5 405 272,8
г. Сарапул
Сарапульская ТЭЦ
495 000,0
498 000,0
501 000,0
504 000,0
508 000,0
ЗАО "Сарапульская птицефабрика
150,0
150,0
150,0
150,0
150,0
ФГУ ИК-5 УФСИН РФ
268,0
268,0
268,0
268,0
268,0
МУП г.Сарапула "Сарапульский водоканал"
2 320,0
2 320,0
2 320,0
2 320,0
2 320,0
ООО "Сарапульская швейная фабрика"
178,0
178,0
178,0
178,0
178,0
ООО "Коммунэнерго"
7 676,1
7 676,1
7 676,1
7 676,1
7 676,1
ООО "Контакт"
319,0
319,0
319,0
319,0
319,0
НПЦ "ПромТех"
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
Итого:
506 011,1
509 011,1
512 011,1
515 011,1
519 011,1
Итого по ООО "УКС":
5 448 805,5
5 548 963,7
5 650 296,4
5 773 578,9
5 924 283,9
Таблица 64
Прогноз отпуска тепловой энергии ТЭЦ ОАО «Воткинский завод»
г. Воткинск
Гкал
2010
2011
2012
2013
2014
Полезный отпуск,
в том числе:
699686,0
650 952,0
650952,0
650952,0
650952,0
МУП "Коммунальные тепловые сети"
416444,5
414620,9
414621,0
414621,0
414621,0
ОАО "Воткинский завод"
251617,3
201915,5
201916,0
201916,0
201916,0
Таблица 65
Прогноз отпуска тепловой энергии ТЭЦ ОАО «ЧМЗ» г.Глазов
Гкал
2010
2011
2012
2013
2014
Полезный отпуск,
в том числе:
1431000
1400000
1400000
1400000
1400000
ОАО «ЧМЗ»
612400
581400
581400
581400
581400
МУП «Глазовские теплосети»
581400
581400
581400
581400
581400
Прогие потребители г.Глазова
95000
95000
95000
95000
95000
Таблица 66
Прогноз выработки тепловой энергии котельными
ФГУП «Ижевский механический завод»
2010
2011
2012
2013
2014
Котельная основной площадки
305000
305000
305000
305000
305000
Котельная площадки ЛСХ
42500
42500
42500
42500
42500
Гкал
Таблица 67
Прогноз выработки тепловой энергии котельной ОАО «Ижнефтемаш»
Гкал
2010
2011
2012
2013
2014
Выработка
89000
89000
89000
89000
89000
Таблица 68
Прогноз выработки тепловой энергии котельной ОАО «Буммаш»
Гкал
2010
2011
2012
2013
2014
Выработка
350000
350000
350000
350000
350000
4.5. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Удмуртской Республики, мощностью не менее 5 МВт на период с 2010 по 2014 год
Установленная мощность электрических станций, расположенных на территории Удмуртской Республики на 01.01.2010 год составила 589,9 МВт, при этом выработка электроэнергии в 2009 году оставила 3020,6 млн. кВт.ч.
В 2009 году максимальная нагрузка зафиксирована 17.12.2009 г. и составила 1480 МВт.
Покрытие нагрузки потребителей энергосистемы Удмуртской Республики осуществляется от:
теплоэлектроцентралей, принадлежащих филиалу ОАО «ТГК-5» «Удмуртский»;
блокстанций промышленных предприятий.
Таблица 69
Прогноз ввода генерирующих мощностей на территории УдмуртскойРеспублики
МВт
2010
2011
2012
2013
2014
Ввод мощности, всего, в том числе
6,5
0,0
0,0
230
0,0
Ижевская ТЭЦ-1
0,0
0,0
0,0
230
0,0
Ижевская ТЭЦ-2
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Сарапульская ТЭЦ
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Воткинская ТЭЦ
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
ТЭЦ Чепецкого механического завода г.Глазов
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Мини ТЭЦ МУП «Горкоммунтеплосеть», г.Ижевск
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Котельная ОАО Ижмаш-Авто» г.Ижевск
6,5
0,0
0,0
0,0
0,0
Состояние основного турбинного оборудования электростанций энергосистемы Удмуртской Республики характеризуется значительным износом, который достигает 60 %.
Большие темпы роста нагрузки потребителей, отставание во вводе новых генерирующих мощностей и большой процент износа оборудования обостряют проблему дефицита электрической мощности в энергосистеме Удмуртской Республики.
Как упоминалось выше, значительная часть нагрузки покрывалась за счет приема мощности из других энергосистем. В перспективе Удмуртская энергосистема также останется дефицитной. Дефицит мощности будет покрываться по существующим электрическим связям, пропускная способность которых на период до 2020 года достаточна.
4.6. Оценка перспективной балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на 2010-2014 годы
Электростанции, расположенные на территории Удмуртской Республики, обеспечивают потребность в электроэнергии менее 35 %. Планируемый ОАО «ТГК-5» ввод в 2013 году ПГУ мощностью 230 МВт, в соответствии с Договором о предоставлении мощности на оптовый рынок, не обеспечит в полной мере потребность Удмуртской Республики в электроэнергии, а лишь уменьшит объем получаемой из соседних энергосистем электроэнергии на 10%. Ожидаемые объемы потребления электроэнергии на 5-летнюю перспективу представлены в таблице 70.
Таблица 70
Прогноз балансовой ситуации по электропотреблению
и электрической мощности
Прогнозные величины сальдо-перетоков электоэнергии, млн. кВт.час
2010
2011
2012
2013
2014
Потребление
8 600
8 696
8 945
9 098
9 205
Производство
3 059
3 070
3 084
3 091
4 192
Сальдо
5 541
5 626
5 861
6 007
5 012
Максимальные нагрузки энергосистемы, МВт
Территория
1480
1490
1522
1543
1554
4.7. Общее состояние существующей сети Удмуртской Республики
Как уже отмечалось, большая часть схем РУ 110 кВ №110-4 выполнена по упрощенным схемам №110-4 на отделителях и короткозамыкателях, морально устаревших, их использование в схемах РУ снижает надежность электрической сети. В соответствии с требованиями п. 3.2 «Норм технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ» (СТО 56947007-29.240.10.028-2009) при выполнении реконструкции, расширения или технического перевооружения на ПС 35-110 кВ, где в схеме первичных соединений установлены отделители и короткозамыкатели, рекомендуется произвести их замену на элегазовые выключатели. Кроме этого, в данной работе перечислены элементы, ограничивающие пропускную способность существующих ВЛ 110-220 кВ, рекомендуется замена этого оборудования в соответствии с пропускной способностью данных ВЛ.
Технический уровень сети 110 кВ можно охарактеризовать ниже среднего, так как у 76 % ПС 110 кВ первичная схема РУ выполнена на отделителях и короткозамыкателях, 5 % ПС 110 кВ не имеют резервное питание по высокой стороне. Технический уровень сети 35 кВ также низкий, так как на 55 % трансформаторов отсутствует РПН, 35 % ПС 35 кВ не имеют резервное питание по высокой стороне, 25% однотрансформаторных ПС 35 кВ и у 3 % ПС 35 кВ первичная схема РУ выполнена на отделителях и короткозамыкателях.
Кроме указанных выше технических проблем, снижающих надежность электроснабжения, есть ряд нарушений в построении схем питания подстанций.
Так, «Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем» (Москва, 2003 г.) рекомендуют присоединять не более трёх промежуточных подстанций к одноцепной воздушной линии 110 кВ с двухсторонним питанием, а к двухцепной - не более пяти.
Подстанций 110 кВ рекомендуется присоединять к двухцепной тупиковой линии не более двух. Для сети 35 кВ рекомендуется присоединять к одноцепной ВЛ с двухсторонним питанием до пяти промежуточных ПС. При анализе принципиальной схемы электрических сетей и карты-схемы филиала «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» можно отметить множество нарушений требований нормативных документов.
Анализ состояния оборудования энергосистемы Удмуртской Республики выявил трансформаторы, которые на 2008-2010 годы находятся в эксплуатации 25 лет и более. При дальнейшем анализе были выявлены трансформаторы, которые находятся в эксплуатации 25 лет и более на этапах 2010-2015 годов и 2015-2020 годов. Принятие решения о замене данного оборудования возможно после детального обследования технического состояния.
4.8. Рекомендации по усилению сети энергорайонов Удмуртской Республики
Глазовский и Балезинский энергорайоны
Большая часть Балезинского и весь Кезский район снабжаются электроэнергией от ПС 110/35/10 кВ Карсовай, запитанной с шин 110 кВ ПС 220/110/35 кВ Звездная по одноцепной протяженной (более 40 км) ВЛ 110 кВ. Присоединенные к ней ПС 35 кВ запитаны также от одной одноцепной ВЛ 35 кВ, имеющей протяженность более 100 км.
Часть потребителей и наиболее удаленная ПС 35/10 кВ Заря с нагрузкой около 6 МВт, снабжающая электроэнергией поселок Кез, из-за падения напряжения в сети вынужденно были запитаны от тяговой ПС 110 кВ Кез, качество электроэнергии на которой не соответствует требованиям ГОСТ 13109-97.
К транзитной двухцепной ВЛ 110 кВ Балезино-Сегедур-Кузьма-Зюкай-Оверята (Пермэнерго) протяженностью около 200 км отпайками и шлейфовыми заходами присоединено более 10 тяговых ПС. Режим работы транзита тяжелый. При отключеннии ВЛ 110 кВ со стороны ПС 110 кВ Балезино или со стороны Пермэнерго транзит не работает без введения ограничений.
В послеаварийных режимах и в ремонтных схемах существует вероятность снижения напряжения на ПС 220 кВ Балезино ниже номинального значения в этом случае необходимо проведение регулировочных мероприятий на ПС 220 кВ Ижевск, Позимь и Металлург. Очевидно, что с увеличением в перспективе нагрузки в Глазовском и Балезинском энергорайонах данная проблема усугубится.
Схема электроснабжения райцентра Юкаменское ненадежная. ПС 110/35/10 кВ Юкаменск (2x6,3 МВА) питается по одноцепной ВЛ 110 кВ. Силовые трансформаторы ПС загружены на 70%.
Электроснабжение водозаборных сооружений города Глазова осуществляется от ПС 110 кВ Сянино, присоединенной к одноцепной ВЛ 110 кВ. Аналогичная ситуация с электроснабжением райцентра Ярского района – поселка Яр, питающегося от ПС 110 Яр, присоединенной к одноцепной ВЛ 110 кВ.
Для решения указанных проблем рекомендуется реализация следующих мероприятий.
На этапе 2011-2015 годов.
1. Установка на ПС 110 кВ Кузьма ИРМ мощностью 50 МВАр.
2. ПС 110/35/10 кВ Пызеп в Кезском районе предлагается включить в транзит 110 кВ Звездная – Кросовай – Пызеп – Сегедур. Для этого необходимо строительство новой одноцепной ВЛ 110 кВ Карсовай – Пызеп протяженностью 24 км и одноцепной ВЛ 110 кВ Пызеп – Сегедур протяженностью 28 км.
3. Строительство ВЛ 110 кВ Звездная – Юкаменск протяженностью 38,5 км и замена трансформаторов мощностью 6,3 МВА на ПС 110 кВ Юкаменск, с учетом роста нагрузки, на большие по мощности 10 МВА (рисунки 2.1.3-2.1.5).
4. Строительство второй ВЛ 110 кВ Звездная – Яр с отпайкой на Сянино.
5. Разомкнутый режим работы двухцепного транзита 110 кВ Балезино-Сегедур-Кузьма-Зюкай-Оверята (Пермэнерго), выключатели ВЛ 110 кВ Зюкай-Григорьевская отключены на ПС 110 кВ Зюкай, в соответствии с письмом ОАО «МРСК Урала» Пермэнерго № ПЧ/01-7/138 от 04.02. 2010 год.
На этапе 2016-2020 годов.
Разомкнутый режим работы двухцепного транзита 110 кВ Балезино-Сегедур-Кузьма-Зюкай-Оверята (Пермэнерго) выключатели ВЛ 110 кВ Зюкай-Кузьма отключены на ПС 110 кВ Зюкай. В соответствии с письмом ОАО «МРСК Урала» Пермэнерго № ПЧ/01-7/138 от 04.02. 2010 года, планируется строительство ВЛ 110 кВ Апрельская – Зюкай, данное мероприятие включено в инвестиционную программу «Пермэнерго» на 2016 г.
В соответствии с письмом ОАО «МРСК Урала» Пермэнерго № ПЧ/01-7/138 от 04.02.2010 года, планируется перевод ПС 110 кВ Зюкай на напряжение 220 кВ и строительство шлейфового захода ВЛ 220 кВ КамГЭС – Апрельская (цепь II) на ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ Зюкай, после реконструкции рекомендуется разомкнутый режим работы двухцепного транзита 110 кВ Балезино-Сегедур-Кузьма-Зюкай-Оверята (Пермэнерго) выключатели ВЛ 110 кВ Зюкай-Кузьма отключены на ПС 110 кВ Кузьма.
Далее приведены материалы, обосновывающие указанные мероприятия по усилению сети.
Новую ПС 110/35/10 кВ Пызеп в Кезском районе предлагается запитать по одному из вариантов:
1. Присоединение ПС 110 кВ Пызеп в транзит Звездная – Карсовай – Пызеп – Сегедур, рисунок 2.1.1.
2. Строительство второй ВЛ-110кВ Звездная – Карсовай с проводом АС-120, ПС-110кВ Пызеп присоединяется двухцепной ВЛ-110кВ отпайками от двух ВЛ-110кВ Звездная – Карсовай, рисунок 2.1.2.
Рисунок 2.1.1 - Карта схема и схема присоединения ПС 110 кВ Пызеп. Вариант 1
Рисунок 2.1.2 - Карта схема и схема присоединения ПС 110 кВ Пызеп. Вариант 2.
Для выбора схемы присоединения ПС 110 кВ Пызеп произведено технико-экономическое сравнение предлагаемых вариантов. Таблица 69.
Объемы электросетевого строительства, реконструкции сети 110 кВ в районе ПС 110 кВ Пызеп и ориентировочные размеры капитальных вложений на строительство ПС 110 кВ Пызеп приведены в следующих таблицах.
Капитальные вложения определены в ценах 2000 года по «Укрупненным стоимостным показателям электрических сетей» СО 00.03.03-06 (Москва, ЭСП, 2006 г.) и пересчитаны в цены 2008 года с учётом коэффициента пересчета (К=4,116) в соответствии с КО-Инвест №63 2008 года.
1
Таблица 71
Ориентировочные капитальные вложения в строительство ПС 110 кВ Пызеп в ценах 2000 года
Наименования
Ед.
изм.
Единица стоимости
в ценах 2000г.
Вариант 1
Вариант 2
К-во
Общая стоим.,
в ценах 2000г.
К-во
Общая стоим.
в ценах 2000г.
I. Воздушные линии
1. Одноцепная ВЛ 110 кВ, на ж.б. опорах с проводом АС-70:
км
850
Карсовай – Пызеп
24
20400
-
-
Сегедур – Пызеп
28
23800
-
-
Звезная – Карсовай
-
-
41
34850
2. Двухцепная ВЛ 110 кВ, на ж/б опорах с проводом АС-70:
км
1150
- отпайка от ВЛ 110кВ Звезная – Карсовай
на ПС 110 кВ Пызеп
-
-
25
28750
Итого по ВЛ
44200
63600
Итого по ВЛ, с учётом дополнительных затрат
К=1.125
49725
71550
II. Подстанции
1. Строительство ПС 110 кВ Пызеп
открытая ПС 110/35/10 кВ мощностью 2*10 МВА вар 1
шт
56700
1
56700
-
-
открытая ПС 110/35/10 кВ мощностью 2*10 МВА вар 2
шт
49400
-
-
1
49400
2. ПС 110 кВ Сегедур РК
- установка выключателей 110 кВ
шт
7300
1
7300
-
-
- постоянная часть затрат
%
13500
5%
675
3. ПС 110 кВ Карсовай РК
- установка выключателей 110 кВ
шт
7300
1
7300
-
-
- постоянная часть затрат
%
10750
10%
1075
-
-
4. ПС 220 кВ Звезная РК
- установка выключателей 110 кВ
шт
-
-
1
7300
- постоянная часть затрат
%
12250
-
-
5%
612,5
Итого по ПС
73050
57312,5
Итого по ПС, с учётом дополнительных затрат
К=1.155
84373
66196
Итого капитальные вложения
134098
137746
%
100
103
тыс.руб.
1
Таблица 72
Ориентировочные капитальные вложения в строительство ПС 110 кВ Пызеп в ценах 2008 года
тыс. руб.
Вариант 1
Вариант 2
Капитальные вложения в ценах 2000 год (без учета НДС)
134098
137746
Капитальные вложения с учётом НДС в ценах 2008 года (коэффициент пересчета цен января 2000 года в цены I квартала 2008года 4,116)
551947
566963
В первом варианте ПС 110 кВ Пызеп подключается в транзит Карсовай – Сегедур и имеет двухстороннее питание, чем обуславливается повышение надёжности питания потребителей ПС 110 кВ Карсовай, Пызеп, Сегедур. Данный вариант обладает наименьшими капиталовложениями в строительство и составляет 552 млн.руб.
Во втором варианте подключения ПС 110 кВ Пызеп подключается двухцепной отпайкой к ВЛ 110 кВ Карсовай – Звёздная со строительством второй линии Карсовай – Звёздная, затраты на строительство составляют 567 млн.руб., что на 3% больше затрат на строительство первого варианта. Кроме этого, в случае аварийного отключения отпайки на Пызеп подстанция теряет питание со стороны 110 кВ.
Из рассмотренных вариантов первый вариант подключения ПС 110 кВ Пызеп является наиболее предпочтительным, исходя из основных капитальных вложений на строительство и обеспечения надёжности питания подстанции.
На рисунках 2.1.3-2.1.11 приведены результаты расчетов в нормальных, ремонтных и послеаварийных режимах для обоснования установки ИРМ на ПС 110 кВ Кузьма.
1
Рисунок 2.1.3 – Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г. Без установки на ПС 110 кВ Кузьма ИРМ 50 МВАр
Рисунок 2.1.4 – Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г. Аварийное отключение одной цепи ВЛ 110 кВ Балезено – Сегедур. Без установки на ПС 110 кВ Кузьма ИРМ 50 МВАр
Рисунок 2.1.5 – Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г. Наложение аварийного отключения ВЛ 110 кВ Балезено – Сегедур на ремонт ВЛ 110 кВ Балезено – Пибаньшур. Без установки на ПС 110 кВ Кузьма ИРМ 50 МВАр
Рисунок 2.1.6 – Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г. На ПС 110 кВ Кузьма установлена ИРМ 50 МВАр
Рисунок 2.1.7 – Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г. Аварийное отключение одной цепи ВЛ 110 кВ Балезено – Сегедур. На ПС 110 кВ Кузьма установлена ИРМ 50 МВАр.
Рисунок 2.1.8 – Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г. Аварийное отключение одной цепи ВЛ 110 кВ Балезено – Сегедур. На ПС 110 кВ Кузьма установлена ИРМ 50 МВАр
Рисунок 2.1.9 – Режим зимних максимальных нагрузок 2020 г.
Рисунок 2.1.10 – Режим зимних максимальных нагрузок 2020 г. Аварийное отключение одной цепи ВЛ 110 кВ Балезено – Сегедур
Рисунок 2.1.11 – Режим зимних максимальных нагрузок 2020 г. Аварийное отключение одной цепи ВЛ 110 кВ Балезено – Сегедур.
1
Воткинский энергорайон
От двухцепного транзита 110 кВ с двухсторонним питанием Комсомольская-Кыква-Газовая-Сива питается 15 подстанций 110 кВ. При питании данного транзита со стороны ПС 220 кВ Комсомольская напряжение на этапе 2010 года снижается до значения 97 кВ, очевидно, что с ростом нагрузки падение напряжения будет еще больше. Кроме того, данная конфигурация сети не соответствует требованиям нормативных документов.
От шин 110 кВ ПС Сива по двухцепной ВЛ получают питание более двух подстанций 110 кВ.
В соответствии с работой «Схема развития Удмуртской энергосистемы и распределительных сетей промышленных районов и узлов на период до 2010 года», (ОАО «Уралэнергосетьпроект», 2002 г.) на этапе 2005-2010 годов для повышения надежности электроснабжения района Сива – Комсомольская было рекомендовано сооружение ПС 220 кВ Як-Бодья. Однако, на данный момент эти рекомендации не реализованы, несмотря на возросший уровень нагрузок транзита 110 кВ с двухсторонним питанием Комсомольская-Кыква-Газовая-Сива.
В соответствии пунктом 5.32.2 «Методических рекомендаций по проектированию развитию энергосистем» СО 153-34.20.118-2003 для расчёта электрических режимов принимаем транзит 110 кВ Як-Бодья – Комсомольская замкнутым. Кроме этого, замыкание данного транзита повышает надёжность питания потребителей. Окончательное решение по режиму работы данного транзита должно быть принято при конкретном проектировании ПС 220 кВ Як-Бодья.
Для решения указанных проблем рекомендуется реализация следующих мероприятий.
На этапе 2011-2015 гг.
1. Строительство новой подстанции 220 кВ Як-Бодья в соответствии с решениями, приведенными в работе «Схема развития Удмуртской энергосистемы и распределительных сетей промышленных районов и узлов на период до 2010 года», в районе существующей ПС 110 кВ Якшур-Бодья с заходом на нее шести ВЛ 110 кВ и образованием трех новых ВЛ 110 кВ Як-Бодья-Кыква, Як-Бодья-Якшур-Бодья и Як-Бодья-Газовая (рисунки 2.2.1-2.2.6). Строительство на данном этапе ПС 220 кВ Як-Бодья (по данным МЭС Урала – филиал ОАО «ФСК ЕЭС») возможно лишь в случае существенного роста потребления существующих потребителей, либо при технологическом присоединении новых крупных потребителей.
На этапе до 2016-2020 гг.
1. Строительство отпайки от ВЛ 110 кВ Сива - Воткинск с подключением к ней ПС 110 кВ Городская.
1
Рисунок 2.2.5 – Режим зимних максимальных нагрузок на 2020 год
.
Рисунок 2.2.3 Режим зимних максимальных нагрузок на 2015 год с учётом строительства ПС 220 кВ Як-Бодья
1
Ижевский энергорайон
Схема электрических сетей 110 кВ внешнего электроснабжения города Ижевска не соответствует требованиям по надежности электроснабжения ответственных потребителей. ПС 110 кВ Центральная, Кировская, Культбаза, Соцгород запитаны на ОД и КЗ от одной тупиковой двухцепной ВЛ 110 кВ.
В настоящий момент построена, но еще не подключена к данной ВЛ 110 кВ Ижевск-Соцгород подстанция 110 кВ Зенитная. В соответствии с выполненной внестадийной работой «Проектировние схемы присоединения к энергосистеме ПС 110/6 кВ Зенитная в г. Ижевске» присоединение ПС 110 кВ Зенитная будет осуществлено по отпаечной схеме к ВЛ 110 кВ Позимь - Рабочая – Соцгород - Зенитная. Перевод питания ПС 110 кВ Соцгород на шины 110 кВ ПС 220 кВ Позимь, т.е. строительство участка от существующей ВЛ 110 кВ Позимь-Рабочая до ПС 110 кВ Соцгород, с образованием новой ВЛ 110 кВ Позимь – Зенитная.
На западе Ижевского энергорайона существует проблема вывода в ремонт оборудования по транзитам 110 кВ Балезино-Кестым-Красногорье-Валамаз-Селты; Ижевск-Игерман-Азино-Ува-Садовая, Позимь-Никольская-Нылга-Садовая-Сюмси-Селты и Селты-Арлеть-Комсомольская. Одновременное отключение оборудования по данным транзитам, а также совмещение с ремонтом АТ на ПС 220 кВ Садовая невозможно по режимным указаниям Удмуртского РДУ.
На подстанциях 220 кВ Позимь и Ижевск РУ 110 кВ имеет более 15 присоединений.
Далее рассмотрены варианты подключения новых ПС 110 кВ в Ижевском энергорайоне
Новую ПС 110/10 кВ Пазелы предлагается запитать по одному из вариантов:
1. Присоединение ПС 110 кВ Пазелы одной отпайкой от транзита 110 кВ Ижевск – Лесная – Успенка – Болгуры – Воткинск, с переводом питания одного трансформатора на ПС 110 кВ Игерман и заходом в транзит 110 кВ Ижевск – Игерман – Азино – Ува – Садовая с размыканием этого транзита на ПС 110 кВ Ува, рисунок 2.3.1.
2. Присоединение ПС 110 кВ Пазелы тупиковой двухцепной линией от РУ 110 кВ ПС 220 кВ Ижевск, рисунок 2.3.2.
Рисунок 2.3.1 Карта схема и схема присоединения ПС 110 кВ Пазелы Вариант 1
Рисунок 2.3.2 Карта схема и схема присоединения ПС 110 кВ Пазелы Вариант 2
Для выбора схемы присоединения ПС 110 кВ Пазелы произведем технико-экономическое сравнение предлагаемых вариантов.
Объемы электросетевого строительства, реконструкции сети 110 кВ в районе ПС 110 кВ Пазелы и ориентировочные размеры капиталовложений на строительство ПС 110 кВ Пазелы приведены в следующих таблицах.
Капитальные вложения определены в ценах 2000 года по «Укрупненным стоимостным показателям электрических сетей» СО 00.03.03-06 (Москва, ЭСП, 2006 г.) и пересчитаны в цены 2008 года с учётом коэффициента пересчета (К=4,116) в соответствии с КО-Инвест №63 2008 года.
1
Таблица 73
Ориентировочные капитальные вложения в строительство ПС 110 кВ Пазелы в ценах 2000 года
Наименование
Ед. изм.
Единица стоимости в ценах 2000г, тыс.руб.
Вариант 1
Вариант 2
Кол-во
Общая
стоимость,
в ценах 2000г, тыс.руб.
Кол-во
Общая
стоимость,
в ценах 2000г. тыс.руб.
I. Воздушные линии
1. Одноцепная ВЛ 110 кВ, на ж.б. опорах с проводом АС-185:
км
950
отпайка от транзита (Ижевск - Воткинск) – Пазелы
8
7600
-
-
одноцепный заход одной цепей ВЛ 110 кВ Азино – Пазелы на ПС 110 кВ Пазелы, на ж.б. опорах с проводом АС-185
км
0,2
190
-
-
2. Двухцепная ВЛ 110 кВ, на ж.б. опорах с проводом АС-185:
км
1650
Ижевск – Пазелы
-
-
7
11550
Итого по ВЛ
7790
11550
Итого по ВЛ, с учетом дополнительных затрат
1,125
8763,75
12993,75
II. Подстанции
1. ПС 220 кВ Ижевск, шины 110 кВ, РК
установка выключателей 110 кВ
шт.
7300
-
-
2
14600
постоянная часть затрат
%
40500
-
-
5
2025
2. ПС 110 кВ Пазелы, строительство
стоимость ОРУ (два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии)
шт.
15200
-
-
1
15200
стоимость ОРУ (мостик с выключателями со стороны линии)
шт.
15200
1
15200
-
-
установка выключателей 110 кВ
шт.
7300
2
14600
-
-
постоянная часть затрат (Блочная схема)
%
7850
-
-
100
7850
постоянная часть затрат (Мостик)
%
9000
100
9000
-
-
Итого по ПС
38800
39675
Итого по ПС, с учетом дополнительных затрат
1,155
44814
45824,625
Всего капитальных вложений
53577,75
58818,375
%
100,00
109,78
1
Таблица 74
Ориентировочные капитальные вложения в строительство ПС 110 кВ Пазелы в ценах 2008 года
тыс. руб.
Вариант 1
Вариант 2
Капитальные вложения в ценах 2000 года (без учета НДС)
53577,75
58818,375
Капитальные вложения с учетом НДС в ценах 2008 года (коэффициент пересчета цен января 2000 года в цены I квартала 2008года 4,116)
220526,019
242096,432
В первом варианте ПС 110 кВ Пазелы подключается одной линией отпайкой от транзита 110 кВ Ижевск – Лесная – Успенка – Болгуры – Воткинск, с отпайкой на ПС 110 кВ Игерман и заходом в транзит 110 кВ Ижевск – Игерман – Азино – Ува – Садовая. Размыкание транзита 110 кВ Ижевск – Игерман – Азино – Ува – Садовая может быть уточнено при конкретном проектировании ПС 110 кВ Пазелы. Данный вариант обладает наименьшими капитальными вложениями в строительство и составляет 220 млн. руб.
Во втором варианте подключения ПС 110 кВ Пазелы подключается тупиковой двухцепной линией от РУ 110 кВ ПС 220 кВ Ижевск, затраты на строительство составляют 242 млн. руб., что на 10% больше затрат на строительство первого варианта. Кроме этого, в случае аварийного отключения двухцепной линии, подстанция теряет питание.
Из рассмотренных вариантов первый вариант подключения ПС 110 кВ Пазелы является наиболее предпочтительным исходя из основных капитальных вложений на строительство.
Новую ПС 110/10 кВ Набережная предлагается запитать по одному из вариантов:
1. Присоединение ПС 110 кВ Набережная тупиковой двухцепной линией от реконструируемого РУ 110 кВ Ижевской ТЭЦ-1, рисунок 2.3.3.
2. Присоединение ПС 110 кВ Набережная тупиковой двухцепной линией от ПС 110 кВ Машзавод, рисунок 2.3.4.
Рисунок 2.3.3 Карта схема и схема присоединения ПС 110 кВ Набережная. Вариант 1.
Рисунок 2.3.4 Карта схема и схема присоединения ПС 110 кВ Набережная. Вариант 2.
Для выбора схемы присоединения ПС 110 кВ Набережная произведем технико-экономическое сравнение предлагаемых вариантов.
Объемы электросетевого строительства, реконструкции сети 110 кВ в районе ПС 110 кВ Набережная и ориентировочные размеры капиталовложений на строительство ПС 110 кВ Набережная приведены в следующих таблицах.
Капитальные вложения определены в ценах 2000 года по «Укрупненным стоимостным показателям электрических сетей» СО 00.03.03-06 (Москва, ЭСП, 2006 г.) и пересчитаны в цены 2008 года с учётом коэффициента пересчета (К=4,116) в соответствии с КО-Инвест №63 2008 года.
1
Таблица 75
Ориентировочные капитальные вложения в строительство ПС 110 кВ Набережная в ценах 2000 года
Наименование
Ед. изм.
Единица
стоимости
в ценах 2000г, тыс.руб.
Вариант 1
Вариант 2
Количество
Общая
стоимость
в ценах 2000г. тыс.руб.
Кол-во
Общая
стоимость
в ценах 2000г. тыс.руб.
I. Воздушные линии
1. Двухцепная ВЛ 110 кВ, на ж.б. опорах с проводом АС-95:
км
1150
Ижевская ТЭЦ-1 – Набережная
3,5
4025
-
-
2. Двухцепная ВЛ 110 кВ, на ж.б. опорах с проводом АС-95:
км
1150
Машзавод – Набережная
-
-
6
6900
Итого по ВЛ
4025
6900
Итого по ВЛ, с учетом дополнительных затрат
1,125
4528,125
7762,5
II. Подстанции
1. ПС 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1, РК
установка выключателей 110 кВ
шт.
7300
2
14600
-
-
постоянная часть затрат
%
13500
5%
675
-
-
2. ПС 110 кВ Машзавод, РК
установка выключателей 110 кВ
шт.
7300
2
14600
постоянная часть затрат
%
13500
5
675
3. ПС 110 кВ Набережная, строительство
стоимость ОРУ (два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии)
шт.
15200
1
15200
1
15200
постоянная часть затрат
%
7850
100
7850
100
7850
Итого по ПС
38325
38325
Итого по ПС, с учетом дополнительных затрат
1,155
44265,375
44265,375
Всего капвложений
48793,5
52027,875
%
100,00
106,63
1
Таблица 76
Ориентировочные капитальные вложения в строительство ПС 110 кВ Набережная в ценах 2008 года
тыс.руб.
Вариант 1
Вариант 2
Капитальные вложения в ценах 2000 года (без учета НДС)
48793,50
52027,88
Капитальные вложения с учетом НДС в ценах 2008 года (коэффициент пересчета цен января 2000 года в цены I квартала 2008года 4,116)
200834,05
214146,73
В первом варианте ПС 110 кВ Набережная подключается тупиковой двухцепной линией от реконструируемого РУ 110 кВ Ижевской ТЭЦ-1. Данный вариант обладает наименьшими капиталовложениями в строительство и составляет 201 млн.руб.
Во втором варианте подключения ПС 110 кВ Набережная подключается тупиковой двухцепной линией от РУ 110 кВ ПС 110 кВ Машзавод, затраты на строительство составляют 214 млн.руб., что на 7 % больше затрат на строительство первого варианта.
Из рассмотренных вариантов первый вариант подключения ПС 110 кВ Набережная является наиболее предпочтительным исходя из основных капитальных вложений на строительство.
Новую ПС 110/10 кВ Союзная предлагается запитать по одному из вариантов:
1) Присоединение ПС 110 кВ Союзная заходом ВЛ 110 кВ Позимь-Ижевская ТЭЦ-2 3 и 4 цепи, рисунок 2.3.5
2) Присоединение ПС 110 кВ Союзная заходом ВЛ Позимь-Ижевская ТЭЦ-2 4 цепи и двухцепной ВЛ к ВЛ 110 кВ Ижевск - Кировская, рисунок 2.3.6
Рисунок 2.3.5 - Карта схема и схема присоединения ПС 110 кВ Союзная. Вариант 1.
Рисунок 2.3.6 - Карта схема и схема присоединения ПС 110 кВ Союзная. Вариант 2
Для выбора схемы присоединения ПС 110 кВ Союзная произведем технико-экономическое сравнение предлагаемых вариантов.
Объемы электросетевого строительства, реконструкции сети 110 кВ в районе ПС 110 кВ Союзная и ориентировочные размеры капиталовложений на строительство ПС 110 кВ Союзная приведены в следующих таблицах.
Капитальные вложения определены в ценах 2000 года по «Укрупненным стоимостным показателям электрических сетей» СО 00.03.03-06 (Москва, ЭСП, 2006 г.) и пересчитаны в цены 2008 года с учётом коэффициента пересчета . (К=4,116) в соответствии с КО-Инвест №63 2008 года.
1
Таблица 77
Ориентировочные капитальные вложения в строительство ПС 110 кВ Союзная в ценах 2000 года
Наименование
Ед. изм.
Единица
стоимости
в ценах
2000года, тыс.руб.
Вариант 1
Вариант 2
Количество
Общая
стоимость
в ценах
2000года, тыс.руб.
Количество
Общая
стоимость
в ценах
2000года,
тыс.руб.
I. Воздушные линии
1. Двухцепная ВЛ 110 кВ, на ж.б. опорах с проводом АС-185:
км
1650
Союзная – Восточная
-
-
20
33000
Заход на ПС 110 кВ Союзная
6.35
10477,5
-
-
2. Двухцепная ВЛ 110 кВ, на ж.б. опорах с проводом АС-240:
км
1650
Участок строительства ВЛ 110 кВ Позимь – Союзная
18,3
30195
-
-
Участок строительства ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 – Союзная
4,4
7260
-
-
Участок строительства ВЛ 110 кВ Ижевск – Союзная
-
-
11,27
18595,5
От ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 – Позимь на ПС 110 кВ Союзная
-
-
24,7
40755
Итого по ВЛ
47932,5
92350.5
Итого по ВЛ, с учетом дополнительных затрат
1,125
53924,1
103894.3
II. Подстанции
1. ПС 110 кВ Союзная, строительство
стоимость ОРУ (Одна рабочая, секционированная выключателем, и обходная системы шин)
шт.
57000
1
57000
1
57000
постоянная часть затрат
%
13500
100%
13500
100
13500
Итого по ПС
70500
70500
Итого по ПС, с учетом дополнительных затрат
1,155
81427,5
81427,5
Всего капитальных вложений
135351,6
185321,8
%
100,0
136,9
1
Таблица 78
Ориентировочные капитальные вложения в строительство ПС 110 кВ Союзная в ценах 2008 года
тыс. руб.
Вариант 1
Вариант 2
Капитальные вложения в ценах 2000 года (без учета НДС)
135351,6
185321,8
Капитальные вложения с учетом НДС в ценах 2008 года (коэффициент пересчета цен января 2000 года в цены I квартала 2008года 4,116)
557107,0
762784,6
В первом варианте ПС 110 кВ Союзная подключается заходом ВЛ 110 кВ Позимь-Ижевская ТЭЦ-2 3 и 4 цепи. Данный вариант обладает наименьшими капиталовложениями в строительство и составляет 557 млн.руб.
Во втором варианте подключения ПС 110 кВ Союзная заходом ВЛ Позимь-Ижевская ТЭЦ-2 4 цепи и двухцепной ВЛ к ВЛ 110 кВ Ижевск - Кировская, затраты на строительство составляют 763 млн.руб., что на 37 % больше затрат на строительство первого варианта.
Из рассмотренных вариантов первый вариант подключения ПС 110 кВ Союзная является наиболее предпочтительным исходя из основных капитальных вложений на строительство.
Новую ПС 110/6 кВ Пушкинская предлагается запитать по одному из вариантов:
1) Присоединение ПС 110 кВ Пушкинская заходом первой и второй цепи ВЛ 110 кВ Позимь-Ижевская ТЭЦ-2 и отпайкой от двухцепной ВЛ 110 кВ Позимь – Зенитная, с образованием новой ВЛ 110 кВ Позимь - Пушкинская, рисунок 2.3.7
2) Присоединение ПС 110 кВ Пушкинская заходом первой и второй цепи ВЛ 110 кВ Позимь-Ижевская ТЭЦ-2 и двухцепной ВЛ 110 кВ от шин 110 кВ ПС 220 кВ Металлург, рисунок 2.3.8
Рисунок 2.3.7 - Карта схема и схема присоединения ПС 110 кВ Пушкинская.
Вариант 1.
Рисунок 2.3.8 - Карта схема и схема присоединения ПС 110 кВ Пушкинская.
Вариант 2.
Для выбора схемы присоединения ПС 110 кВ Пушкинская произведем технико-экономическое сравнение предлагаемых вариантов.
Объемы электросетевого строительства, реконструкции сети 110 кВ в районе ПС 110 кВ Пушкинская и ориентировочные размеры капиталовложений на строительство ПС 110 кВ Пушкинская приведены в следующих таблицах.
Капитальные вложения определены в ценах 2000 года по «Укрупненным стоимостным показателям электрических сетей» СО 00.03.03-06 (Москва, ЭСП, 2006 г.) и пересчитаны в цены 2008 года с учётом коэффициента пересчета (К=4,116) в соответствии с КО-Инвест №63 2008 года
1
Таблица 79
Ориентировочные капитальные вложения в строительство ПС 110 кВ Пушкинская в ценах 2000 года
Наименование
Ед. изм.
Единица
стоимости
в ценах 2000года, тыс.руб.
Вариант 1
Вариант 2
Количество
Общая
стоимость в ценах 2000года, тыс.руб.
Количество
Общая
стоимость в ценах 2000года, тыс.руб.
I. Воздушные линии
1. Двухцепная ВЛ 110 кВ, на ж.б. опорах с проводом АС-240:
км
1650
Участок строительства ВЛ 110 кВ Позимь – Пушкинская
7
11550
7
11550
Участок строительства ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 – Пушкинская
7
11550
7
11550
Участок строительства ВЛ 110 кВ Ижевск – Пушкинская
4
6600
-
-
Металлург – Пушкинская
-
-
3
4950
Итого по ВЛ
29700
28050
Итого по ВЛ, с учетом дополнительных затрат
1,125
33412.5
31556,25
II. Подстанции
1. ПС 110 кВ Пушкинская, строительство
стоимость ОРУ (Одна рабочая секционированная выключателем система шин)
шт.
57000
1
57000
1
57000
постоянная часть затрат
%
13500
100%
13500
100%
13500
2. ПС 220 кВ Металлург, РК
установка выключателей 110 кВ
шт.
7300
-
-
2
14600
постоянная часть затрат
%
40500
-
-
5
2025
Итого по ПС
70500
87125
Итого по ПС, с учетом дополнительных затрат
1.155
81427.5
100629,375
Всего капитальных вложений
114840
132185,625
%
100,00
115,10
1
Таблица 80
Ориентировочные капитальные вложения в строительство ПС 110 кВ Пушкинская в ценах 2008 года
тыс. руб.
Вариант 1
Вариант 2
Капиталовложения в ценах 2000 года (без учета НДС)
114840,00
132185,63
Капитальные вложения с учетом НДС в ценах 2008 года (коэффициент пересчета цен января 2000 года в цены I квартала 2008 года 4,116)
472681,44
544076,03
В первом варианте ПС 110 кВ Пушкинская подключается заходом первой и второй цепи ВЛ 110 кВ Позимь-Ижевская ТЭЦ-2 и отпайкой от двухцепной ВЛ 110 кВ Позимь – Зенитная. Данный вариант обладает наименьшими капиталовложениями в строительство и составляет 473 млн.руб.
Во втором варианте подключения ПС 110 кВ Пушкинская подключается заходом первой и второй цепи ВЛ 110 кВ Позимь-Ижевская ТЭЦ-2 и двухцепной ВЛ 110 кВ от ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Металлург, затраты на строительство составляют 544 млн.руб., что на 15 % больше затрат на строительство первого варианта.
Из рассмотренных вариантов первый вариант подключения ПС 110 кВ Пушкинская является наиболее предпочтительным исходя из основных капитальных вложений на строительство.
Новую ПС 110/10 кВ Метеор предлагается запитать по одному из вариантов:
присоединение ПС 110 кВ Метеор отпайкой от двухцепной ВЛ 110 кВ Союзная – Восточная, рисунок 2.3.9
присоединение ПС 110 кВ Метеор тупиковой двухцепной ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Союзная, рисунок 2.3.10
Рисунок 2.3.9 - Карта схема и схема присоединения ПС 110 кВ Метеор. Вариант 1.
Рисунок 2.3.10 - Карта схема и схема присоединения ПС 110 кВ Метеор. Вариант 2.
Для выбора схемы присоединения ПС 110 кВ Метеор произведено технико-экономическое сравнение предлагаемых вариантов. Таблица 79.
Объемы электросетевого строительства, реконструкции сети 110 кВ в районе ПС 110 кВ Метеор и ориентировочные размеры капиталовложений на строительство ПС 110 кВ Метеор приведены в следующих таблицах.
Капитальные вложения определены в ценах 2000 года по «Укрупненным стоимостным показателям электрических сетей» СО 00.03.03-06 (Москва, ЭСП, 2006 г.) и пересчитаны в цены 2008 года с учётом коэффициента пересчета (К=4,116) в соответствии с КО-Инвест №63 2008 года.
1
Таблица 81
Ориентировочные капитальные вложения в строительство ПС 110 кВ Метеор в ценах 2000 года
Наименование
Ед. изм.
Единица
стоимости
в ценах 2000года,
тыс.руб.
Вариант 1
Вариант 2
Количество
Общая
стоимость
в ценах
2000года,
тыс.руб.
Количество
Общая
стоимость
в ценах 2000года, тыс.руб.
I. Воздушные линии
1. Двухцепная ВЛ 110 кВ, на ж.б. опорах с проводом АС-120:
км.
1150
от ВЛ 110 кВ Союзная - Восточная на ПС 110 кВ Метеор
2
2300
-
-
Союзная – Метеор
-
-
9
10350
Итого по ВЛ
2300
10350
Итого по ВЛ, с учетом дополнительных затрат
1,125
2587,5
11643,8
II. Подстанции
1. ПС 110 кВ Союзная, РК
установка выключателей 110 кВ
шт.
7300
-
-
2
14600
постоянная часть затрат
%
13500
-
-
5
675
3. ПС 110 кВ Метеор, строительство
стоимость ОРУ (два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии)
шт.
15200
1
15200
1
15200
постоянная часть затрат
%
7850
100
7850
100
7850
Итого по ПС
23050
38325
Итого по ПС, с учетом дополнительных затрат
1,155
26622,8
44265,4
Всего капитальных вложений
29210,3
55909,1
%
100,0
191,4
1
Таблица 82
Ориентировочные капитальные вложения в строительство ПС 110 кВ Метеор в ценах 2008 года
тыс.руб.
Вариант 1
Вариант 2
Капитальные вложения в ценах 2000 года (без учета НДС)
29210,3
55909,1
Капитальные вложения с учетом НДС в ценах 2008 года (коэффициент пересчета цен января 2000 года в цены I квартала 2008 года 4,116)
120229,4
230122,0
В первом варианте ПС 110 кВ Метеор подключается отпайкой от двухцепной ВЛ 110 кВ Союзная – Восточная. Данный вариант обладает наименьшими капиталовложениями в строительство и составляет 120 млн.руб.
Во втором варианте подключения ПС 110 кВ Метеор подключается тупиковой двухцепной ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Союзная, затраты на строительство составляют 230 млн.руб., что на 91 % больше затрат на строительство первого варианта.
Из рассмотренных вариантов первый вариант подключения ПС 110 кВ Метеор является наиболее предпочтительным исходя из основных капитальных вложений на строительство.
Новую ПС 110/10 кВ Районая предлагается запитать по одному из вариантов:
1) Присоединение ПС 110 кВ Районная отпайкой от двухцепной ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Позимь, рисунок 2.3.11
2) Присоединение ПС 110 кВ Районная тупиковой двухцепной ВЛ 110 кВ от РУ 110 кВ ПС 220 кВ Позимь, рисунок 2.3.12
3) Присоединение ПС 110 кВ Районная заходом одной цепи двухцепной ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Позимь, рисунок 2.3.13
Рисунок 2.3.11 - Карта схема и схема присоединения ПС 110 кВ Районная. Вариант 1.
Рисунок 2.3.12 - Карта схема и схема присоединения ПС 110 кВ Районная.
Вариант 2.
Рисунок 2.3.13 - Карта схема и схема присоединения ПС 110 кВ Районная.
Вариант 3.
Для выбора схемы присоединения ПС 110 кВ Районная произведем технико-экономическое сравнение предлагаемых вариантов.
Объемы электросетевого строительства, реконструкции сети 110 кВ в районе ПС 110 кВ Районная и ориентировочные размеры капиталовложений на строительство ПС 110 кВ Районная приведены в следующих таблицах.
Капитальные вложения определены в ценах 2000 года по «Укрупненным стоимостным показателям электрических сетей» СО 00.03.03-06 (Москва, ЭСП, 2006 год) и пересчитаны в цены 2008 года с учётом коэффициента (К=4,116) в соответствии с КО-Инвест №63 2008 года.
1
Таблица 83
Ориентировочные капитальные вложения в строительство ПС 110 кВ Районная в ценах 2000 года
Наименования
Ед. изм.
Единица
стоимости в ценах 2000года, тыс.руб.
Вариант 1
Вариант 2
Вариант 3
Количкство
Общая стоимость
в ценах 2000года, тыс.руб.
Количество
Общая стоимость
в ценах 2000года, тыс.руб.
Количество
Общая стоимость
в ценах 2000года, тыс.руб.
I. Воздушные линии
1. Двухцепная ВЛ 110 кВ, на ж.б. опорах с проводом АС-70:
км.
1150
от ВЛ 110 кВ Позимь - Ижевская ТЭЦ-2 на ПС 110 кВ Районная
5
5750
-
-
Позимь - Районная
-
-
21.4
24610
заход ВЛ 110 кВ Пушкинская - Ижевская ТЭЦ-2 на ПС 110 кВ Районная
-
-
-
-
5
5750
Итого по ВЛ
5750
24610
5750
Итого по ВЛ, с учетом дополнительных затрат
1,125
6468,75
27686,25
6468,75
II. Подстанции
1. ПС 220 кВ Позимь, шины 110 кВ, РК
установка выключателей 110 кВ
шт.
7300
-
-
2
14600
-
-
постоянная часть затрат
%
40500
-
-
5
2025
-
-
2. ПС 110 кВ Районная, строительство
стоимость ОРУ (два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии)
шт.
15200
1
15200
1
15200
-
-
постоянная часть затрат
%
7850
100
7850
100
7850
-
-
стоимость ОРУ (мостик с выключателями в цепях трансформаторов )
шт.
30000
-
-
-
-
1
30000
постоянная часть затрат
%
9000
-
-
-
-
100
9000
Итого по ПС
23050
39675
39000
Итого по ПС, с учетом дополнительных затрат
1,155
26622,7
45824,6
45045
Всего капитальных вложений
33091,5
73510,8
51513,7
%
100,0
222,1
155,6
1
Таблица 84
Ориентировочные капитальные вложения в строительство ПС 110 кВ Районная в ценах 2008 года
тыс.руб.
Вариант 1
Вариант 2
Вариант 3
Капитальные вложения в ценах 2000 года (без учета НДС)
33091,5
73510,8
51513,7
Капитальные вложения с учетом НДС в ценах 2008 года (коэффициент пересчета цен января 2000 года в цены I квартала 2008года 4,116)
136204,6
302570,7
212030,5
В первом варианте ПС 110 кВ Районная подключается отпайкой от двухцепной ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Позимь. Данный вариант обладает наименьшими капиталовложениями в строительство и составляет 136 млн.руб.
Во втором варианте подключения ПС 110 кВ Районная тупиковой двухцепной ВЛ 110 кВ от РУ 110 кВ ПС 220 кВ Позимь, затраты на строительство составляют 303 млн.руб., что на 122 % больше затрат на строительство первого варианта.
В третьем варианте ПС 110 кВ Районная подключается заходом в одну цепь двухцепной ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Позимь. В данном варианте при незначительном увеличении надежности, стоимость по сравнению с первым вариантом больше на 56% и составляет 212 млн.руб.
Из рассмотренных вариантов первый вариант подключения ПС 110 кВ Районная является наиболее предпочтительным исходя из основных капитальных вложений на строительство.
Новую ПС 110/10 кВ Магистральная предлагается запитать по одному из вариантов:
1) Присоединение ПС 110 кВ Магистральная заходом одной цепи от двухцепной ВЛ 110 кВ Ижевск – Ижевская ТЭЦ - 1, рисунок 2.3.14
2) Присоединение ПС 110 кВ Магистральная тупиковой двухцепной ВЛ 110 кВ от РУ 110 кВ ПС 220 кВ Ижевск, рисунок 2.3.15
Рисунок 2.3.14 - Карта схема и схема присоединения ПС 110 кВ Магистральная. Вариант 1.
Рисунок 2.3.15 - Карта схема и схема присоединения ПС 110 кВ Магистральная. Вариант 2.
Для выбора схемы присоединения ПС 110 кВ Магистральная произведем технико-экономическое сравнение предлагаемых вариантов.
Объемы электросетевого строительства, реконструкции сети 110 кВ в районе ПС 110 кВ Магистральная и ориентировочные размеры капиталовложений на строительство ПС 110 кВ Магистральная приведены в следующих таблицах.
Капитальные вложения определены в ценах 2000 года по «Укрупненным стоимостным показателям электрических сетей» СО 00.03.03-06 (Москва, ЭСП, 2006 год) и пересчитаны в цены 2008 года с учётом коэффициента пересчета (К=4,116) в соответствии с КО-Инвест №63 2008 года.
1
Таблица 85
Ориентировочные капитальные вложения в строительство ПС 110 кВ Магистральная в ценах 2000 года
Наименования
Ед. изм.
Единица
стоимости в ценах 2000года, тыс.руб.
Вариант 1
Вариант 2
Количество
Общая
стоимость
в ценах
2000года, тыс.руб.
Количество
Общая
стоимость
в ценах 2000года, тыс.руб.
I. Воздушные линии
1. Двухцепная ВЛ 110 кВ, на ж.б. опорах с проводом АС-70:
км.
1150
ВЛ 110 кВ Ижевск – Магистральная
-
-
1.5
1725
2. Двухцепная ВЛ 110 кВ, на ж.б. опорах с проводом АС-240:
км.
1650
Заход в ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1 – Ижевск
0,5
825
-
-
Итого по ВЛ
825
1725
Итого по ВЛ, с учетом дополнительных затрат
К =
1,125
928,1
1940,6
II. Подстанции
1. ПС 110 кВ Магистральная, строительство
строительство ОРУ (Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии), с выключателем.
шт.
15200
-
-
1
15200
строительство ОРУ (Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов), с выключателем.
шт.
30000
1
30000
ячейка трансформатора 110/10 кВ; 25 МВА
шт.
5500
2
11000
2
11000
постоянная часть затрат (схема мостик)
%
10750
100
10750
постоянная часть затрат (блочная схема)
%
9600
-
-
100
9600
2. ПС 220 кВ Ижевск, РК
ячейка выключателя 110 кВ
шт.
7300
-
-
2
14600
постоянная часть затрат
%
40500
-
-
5
2025
Итого по ПС
51750
52425
Итого по ПС, с учетом дополнительных затрат
К =
1,155
59771,3
60550,9
Всего капитальных вложений
60699,4
62491,5
%
100,0
103,0
1
Таблица 86
Ориентировочные капитальные вложения в строительство ПС 110 кВ Магистральная в ценах 2008 года
тыс.руб.
Вариант 1
Вариант 2
Капитальные вложения в ценах 2000 года (без учета НДС)
60699,4
62491,5
Капитальные вложения с учетом НДС в ценах 2008 года (коэффициент пересчета цен января 2000 года в цены I квартала 2008года 4,116)
249838,6
257215,0
В первом варианте ПС 110 кВ Магистральная подключается заходом одной цепи от двухцепной ВЛ 110 кВ Ижевск – Ижевская ТЭЦ - 1. Данный вариант обладает наименьшими капиталовложениями в строительство и составляет 250 млн.руб.
Во втором варианте подключения ПС 110 кВ Магистральная тупиковой двухцепной ВЛ 110 кВ от РУ 110 кВ ПС 220 кВ Ижевск, затраты на строительство составляют 257 млн.руб., что на 3 % больше затрат на строительство первого варианта.
Из рассмотренных вариантов первый вариант подключения ПС 110 кВ Магистральная является наиболее предпочтительным исходя из основных капитальных вложений на строительство.
Для решения выше указанных проблем рекомендуется реализовать следующие мероприятия:
На этапе 2009-2010 гг.
1. В соответствии с выполненной внестадийной работой «Проектировние схемы присоединения к энергосистеме ПС 110/6 кВ Зенитная в г. Ижевске.» присоединение ПС 110 кВ Зенитная осуществить по отпаечной схеме к ВЛ 110 кВ Позимь - Рабочая – Соцгород - Зенитная. Перевод питания ПС 110 кВ Соцгород на шины 110 кВ ПС 220 кВ Позимь, т.е. строительство участка от существующей ВЛ 110 кВ Позимь-Рабочая до ПС 110 кВ Соцгород, с образование новой ВЛ 110 кВ Позимь – Зенитная.
На этапе 2011-2015 гг.
Замена существующего провода АС-95 и АС-185 ВЛ 110 кВ Ижевск-Соцгород на провод АС-240;
В соответствии с выполненным проектом «ПС 110/10 кВ Союзная с заходами ВЛ 110 кВ в Устиновском районе г. Ижевск» ОАО « Инженерный центр энергетики Поволжья» филиал «Нижегородскэнергосетьпроект» присоединение новой ПС 110 кВ Союзная (2011 г.) заходом ВЛ 110 кВ Позимь-Ижевская ТЭЦ-2 3 и 4 цепи;
Установка секционных, обходного и шиносоединительного выключателей в РУ 110 кВ ПС 220 кВ Ижевск и Позимь;
Замена существующего провода АС-150 и АС-185 ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2-Позимь 1, 2, 3, 4 цепи на провод АС-240;
Реконструкция ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ Позимь с выделением самостоятельного обходного выключателя 220 кВ;
Строительство новой ПС 110 кВ Пазелы (2012 г.). Данную подстанцию рекомендуется подключить, одной линией отпайкой от транзита 110 кВ Ижевск – Лесная – Успенка – Болгуры – Воткинск, с отпайкой на ПС 110 кВ Игерман и заходом в транзит 110 кВ Ижевск – Игерман – Азино – Ува – Садовая;
Строительство новой ПС 110 кВ Набережная (2015 г.). Данную подстанцию рекомендуется подключить тупиковой двухцепной линией от реконструируемого РУ 110 кВ Ижевской ТЭЦ-1;
Новую ПС 110 кВ Магистральная (2013 г.) рекомендуется подключить заходом одной цепи от двухцепной ВЛ 110 кВ Ижевск – Ижевская ТЭЦ – 1;
Реконструкция Ижевской ТЭЦ-1с применением ПГУ мощностью 180 МВт.
На этапе 2016-2020 гг.
Строительство новой ПС 110 кВ Пушкинская (2020 г.). Данную подстанцию необходимо присоединить к существующей сети заходом первой и второй цепи ВЛ 110 кВ Позимь - Ижевская ТЭЦ-2;
Строительство новой ПС 110 кВ Районная (2019 г.). Данную подстанцию рекомендуется подключить отпайкой от двухцепной ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 – Позимь;
Строительство новой ПС 110 кВ Метеор (2017 г.). Данную подстанцию рекомендуется подключить отпайкой от двухцепной ВЛ 110 кВ Союзная – Восточная;
ВЛ 110 кВ Позимь - Зенитная необходимо завести на ПС 110 кВ Пушкинская, с образованием новой ВЛ 110 кВ Ижевск – Пушкинская (Отп. от ВЛ 110 кВ Зенитная - Позимь на ПС 110 кВ Пушкинская);
В соответствии с выполненной внестадийной работой «Проектировние схемы присоединения к энергосистеме ПС 110/6 кВ Зенитная в г. Ижевске.» присоединение ПС 110 кВ Зенитная осуществить заходом в одну цепь ВЛ 110 кВ Ижевск – Пушкинская;
Перевод питания ПС 110 кВ Соцгород на шины 110 кВ ПС 220 кВ Позимь.
На (рисунке 2.3.16-2.3.30) приведены нормальные и послеаварийные режимы зимнего максимума на этапе 2015 и 2020 г.г., обосновывающие указанные мероприятия по усилению сети.
1
Рисунок 2.3.16 – Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г.
Рисунок 2.3.17– Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г. Отключение ВЛ 110 кВ Ижевск – Пазелы, с отпайкой на ПС 110 кВ Игерман.
Рисунок 2.3.18– Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г. Отключение ВЛ 110 кВ Ижевск – Пазелы, с отпайками.
Рисунок 2.3.19– Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г. Отключение двухцепной ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2-Союзная
Рисунок 2.3.20 – Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г. Отключение двухцепной ВЛ 110 кВ Позимь - Союзная
Рисунок 2.3.21 – Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г. Наложение отключения автотрансформатора на ремонт другого автотрансформатора на ПС 220 кВ Позимь.
Рисунок 2.3.22 – Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г. Отключение двухцепной ВЛ 220 кВ Ижевск-Воткинская ГЭС.
Рисунок 2.3.23 – Режим зимних максимальных нагрузок 2020 г.
Рисунок 2.3.24– Режим зимних максимальных нагрузок 2020 г. Отключение ВЛ 110 кВ Ижевск – Пазелы, с отпайкой на ПС 110 кВ Игерман.
Рисунок 2.3.25– Режим зимних максимальных нагрузок 2020 г. Отключение ВЛ 110 кВ Ижевск – Пазелы, с отпайками.
Рисунок 2.3.26 – Режим зимних максимальных нагрузок 2020 г. Отключение двухцепной ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2-Союзная
Рисунок 2.3.27 – Режим зимних максимальных нагрузок 2020 г. Отключение двухцепной ВЛ 110 кВ Позимь –Союзная.
Рисунок 2.3.28 – Режим зимних максимальных нагрузок 2020 г. Отключение головного участка двухцепной ВЛ 110 кВ Ижевск-Пушкинская
Рисунок 2.3.29 – Режим зимних максимальных нагрузок 2020 г. Наложение отключения автотрансформатора на ремонт другого автотрансформатора на ПС 220 кВ Позимь
Рисунок 2.3.30 – Режим зимних максимальных нагрузок 2020 г. Отключение двухцепной ВЛ 220 кВ Ижевск - Воткинская ГЭС
1
Можгинский и Сарапульский энергорайоны
По данным ОАО «ФСК ЕЭС» 2013 году планируется строительство ВЛ 500 кВ Помары – Удмуртская протяженностью 340 км.
По данным филиала «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» на юго-западе Удмуртской Республики планируется строительство предприятия по уничтожению химических отходов с нагрузкой 18,2 МВт. Питание данного предприятия будет осуществляться от новой ПС 220 кВ Свобода (2х32 МВА).
ПС 220 кВ Свобода рекомендуется присоединить к сети 220 кВ за счет организации двуцепного захода от ВЛ 220 кВ Саркуз – В.Поляны и строительства новой ВЛ 220 кВ Свобода – Удмуртская.
Электроснабжение большей части Сарапульского и всего Каракулинского района, с множеством ПС, от которых запитаны месторождения нефти, осуществляется с шин 110 кВ ПС 220 кВ Кама через один РП 110 кВ Мостовое по двухцеппым тупиковым ВЛ 110 кВ: по одной ВЛ запитано 3 подстанции, по другой 4, что является нарушением норм. Все действующие ПС 110 кВ запроектированы на ОД и КЗ. По несколько раз в год происходит отключение этих линий, и присоединенные к ним подстанции обесточиваются.
Существующий РП 110 кВ Мостовое, кроме питания от ПС 220 кВ Кама, имеет связь с узловой ПС 110 кВ Пурга по протяженной (более 90 км) ВЛ 110 кВ с головным участком со стороны ПС 110 кВ Пурга, где сечение провода 70 мм2. Данная линия не обеспечивает резервирование питания РП Мостовое и присоединенных к нему ПС 110 кВ.
Кроме того, к самой ВЛ 110 кВ Пурга – РП Мостовое с двухсторонним питанием присоединяются более трех подстанций.
Предлагается три варианта решения проблемы:
Вариант 1
На этапе 2011-2015 гг.
1. Сооружение второй цепи ВЛ 110 кВ Пурга-Киясово, выполненной проводом АС-150.
2. Замена провода АС-70 на провод АС-150 на существующих ВЛ Пурга-Подгорная и Подгорная-Киясово.
3. Сооружение второй цепи ВЛ 110 кВ Киясово – РП Мостовое выполненной проводом АС-120.
4. Установка на РП 110 кВ Мостовое ИРМ мощностью 50 МВАр.
5. Организация захода двух цепей ВЛ 110 кВ РП Мостовое – Потаповская на ПС 110 кВ Каракулино.
6. Строительство участка двухцепной ВЛ 110 кВ от ПС Сухарево до ПС Потаповская с переводом питания ПС Мазурино, Соколовка, Сухарево, Потаповская, Порозово на образовавшуюся двухцепную ВЛ 110 кВ с двухсторонним питанием Каракулино – РП Мостовое.
7. Установка на ПС 110 кВ Каракулино ИРМ мощностью 25 МВАр.
На этапе до 2016-2020 гг.
Сооружение двухцепной ВЛ 110 кВ Киясово – Каракулино.
Карта схема и принципиальная схема развития энергорайона по первому варианту представлена на рисунке 2.4.1
Вариант 2
На этапе 2011-2015 гг.
1. Сооружение второй цепи ВЛ 110 кВ Пурга-Киясово, выполненной проводом АС-150.
2. Замена провода АС-70 на провод АС-150 на существующих ВЛ Пурга-Подгорная и Подгорная-Киясово.
3. Установка на РП 110 кВ Мостовое ИРМ мощностью 50 МВАр.
4. Организация захода двух цепей ВЛ 110 кВ РП Мостовое – Потаповская на ПС 110 кВ Каракулино.
5. Строительство участка двухцепной ВЛ 110 кВ от ПС Сухарево до ПС Потаповская с переводом питания ПС Мазурино, Соколовка, Сухарево, Потаповская, Порозово на образовавшуюся двухцепную ВЛ 110 кВ с двухсторонним питанием Каракулино-РП Мостовое.
6. Установка на ПС 110 кВ Каракулино ИРМ мощностью 25 МВАр.
7. Сооружение одноцепной ВЛ 110 кВ Киясово-Каракулино.
На этапе до 2016-2020 гг.
1. Установка на РП 110 кВ Мостовое ИРМ мощностью 50 МВАр.
Карта схема и принципиальная схема развития энергорайона по второму варианту представлена на рисунке 2.4.2
Вариант 3
На этапе 2011-2015 гг.
1. Сооружение второй цепи ВЛ 110 кВ Пурга-Киясово, выполненной проводом АС-150.
2. Замена провода АС-70 на провод АС-150 на существующих ВЛ Пурга-Подгорная и Подгорная-Киясово.
3. Организация захода двух цепей ВЛ 110 кВ РП Мостовое – Потаповская на ПС 110 кВ Каракулино.
4. Строительство участка двухцепной ВЛ 110 кВ от ПС Сухарево до ПС Потаповская с переводом питания ПС Мазурино, Соколовка, Сухарево, Потаповская, Порозово на образовавшуюся двухцепную ВЛ 110 кВ с двухсторонним питанием Каракулино-РП Мостовое.
5. Сооружение двухцепной ВЛ 110 кВ Кама-Каракулино.
На этапе до 2016-2020 гг.
1. Установка на РП 110 кВ Мостовое ИРМ мощностью 50 МВАр.
Карта схема и принципиальная схема развития энергорайона по второму варианту представлена на рисунке 2.4.3
Для выбора оптимального варианта развития сети произведем технико-экономическое сравнение предлагаемых вариантов.
Объемы электросетевого строительства, реконструкции сети 110 кВ в рассматриваемом и ориентировочные размеры капиталовложений приведены в таблицах 2.4.1, 2.4.2.
Капитальные вложения определены в ценах 2000 года по «Укрупненным стоимостным показателям электрических сетей» СО 00.03.03-06 (Москва, ЭСП, 2006 г.) и пересчитаны в цены 2008 года с учётом коэффициента пересчета в цены 3-го квартала 2008 г. (К=4,116) в соответствии с КО-Инвест №63 2008 года.
Рисунок 2.4.1 – Карта схема и принципиальная схема развития энергорайона. Вариант 1.
Рисунок 2.4.2 – Карта схема и принципиальная схема развития энергорайона. Вариант 2.
Рисунок 2.4.3 – Карта схема и принципиальная схема развития энергорайона. Вариант 3.
1
Таблица 87
Ориентировочные капитальные вложения в реконструкцию сети 110 кВ в рассматриваемом энергорайоне
в ценах 2000 года
Наименование
Ед. изм.
Единица стоимости в ценах 2000года, тыс.руб.
Вариант 1
Вариант 2
Вариант 3
Количество
Общая стоимость в ценах 2000года, тыс.руб.
Количество
Общая стоимость в ценах 2000года,
тыс.руб.
Кол-во
Общая стоимость
в ценах 2000года, тыс.руб.
I. Воздушные линии
1. Двухцепная ВЛ 110 кВ, на ж.б. опорах с проводом АС-150:
км.
1150
Кама – Каракулино
-
-
-
-
53
60950
2. Одноцепная ВЛ 110 кВ, на ж.б. опорах с проводом АС-70:
км.
850
М.Пурга – Яган
16
13600
16
13600
16
13600
3. Одноцепная ВЛ 110 кВ, на ж.б. опорах с проводом АС-120:
км.
850
Киясово – РП Мостовое
47
39950
-
-
-
-
4. Одноцепная ВЛ 110 кВ, на ж.б. опорах с проводом АС-185:
км.
950
М.Пурга – Киясово
39
37050
39
37050
39
37050
5. Одноцепная ВЛ 110 кВ, на ж.б. опорах с проводом АС-150:
км.
850
Киясово – Каракулино
-
-
65
55250
-
-
6. Двухцепная ВЛ 110 кВ, на ж/б опорах с проводом АС-150:
км.
1150
Сухарево – Потаповская
13
14950
13
14950
13
14950
Двухцепный заход двух цепей ВЛ 110 кВ РП Мостовое – Потаповская на ПС 110 кВ Каракулино
0,2
230
0,2
230
0.2
230
7. Двухцепная ВЛ 110 кВ, на ж/б опорах с проводом АС-150:
км.
1150
Киясово – Каракулино
65
74750
-
-
-
-
Итого по ВЛ
180530
121080
126780
Итого по ВЛ, с учетом дополнительных затрат
1,125
203096,25
136215
142627,5
продолжение таблицы 87
Наименование
Ед. изм.
Единица стоимосчти в ценах 2000года, тыс.руб.
Вариант 1
Вариант 2
Вариант 3
Количество
Общая стоимость в ценах 2000года, тыс.руб.
Количество
Общая стоимость в ценах 2000года, тыс.руб.
Количество
Общая сто
имость в ценах
2000года,
тыс.руб.
II. Подстанции
1. ПС 110 кВ М. Пурга РК
установка выключателей 110 кВ
шт.
7300
2
14600
2
14600
2
14600
постоянная часть затрат
%
13500
5
675
5
675
5
675
2. ПС 110 кВ Киясово РК
установка выключателей 110 кВ
шт.
7300
6
43800
4
29200
3
21900
постоянная часть затрат
%
13500
15
2025
15
2025
15
2025
3. ПС 110 кВ РП Мостовое РК
установка выключателей 110 кВ
шт.
7300
2
14600
2
14600
1
7300
установка ИРМ 110 кВ
шт.
14750
1
14750
2
29500
1
14750
постоянная часть затрат
%
12250
5
612,5
5
612,5
5
612,5
4. ПС 110 кВ Каракулино РК
установка выключателей 110 кВ
шт.
7300
8
58400
7
51100
7
51100
установка ИРМ 110 кВ
шт.
7500
1
7500
1
7500
-
-
постоянная часть затрат
%
13500
35
4725
35
4725
35
4725
5. ПС 220 кВ Кама, шины 110 кВ, РК
установка выключателей 110 кВ
шт.
7300
-
-
-
-
2
14600
постоянная часть затрат
%
13500
-
-
-
-
5
675
Итого по ПС
161687,5
154537,5
132962,5
Итого по ПС, с учетом дополнительных затрат
1,155
186749,0625
178490,81
153571,69
Всего капитальных вложений
389845,3125
314705,81
296199,19
%
131,62
106,25
100
1
Таблица 88
Ориентировочные капитальные вложения в реконструкцию сети 110 кВ в рассматриваемом энергорайоне в ценах 2008 года
тыс.руб.
Вариант 1
Вариант 2
Вариант 3
Капитальные вложения в ценах 2000 года
(без учета НДС)
389845,3
314705,8
296199,2
Капитальные вложения с учетом НДС в ценах 2008 года (коэффициент пересчета цен января 2000 года в цены I квартала 2008года 4,116)
1604603,3
1295329,1
1219155,8
Рассмотрим более детально предложенные варианты.
В первом варианте предлагается построить одноцепные линии 110 кВ вдоль существующих линий ВЛ 110 кВ М. Пурга – Киясово и ВЛ 110 кВ Киясово – РП Мостовое. Данное решение увеличивает надёжность электроснабжения подстанций Подгорная, Киясово, Юрино, Кигбаево. Так же в данном варианте предлагается строительство двухцепной ВЛ 110 кВ Киясово – Каракулино, увеличивающее надёжность электроснабжения подстанций в районе РП Мостовое. Реконструкция сети по данному варианту составляет 1605 млн. руб.
Во втором варианте предлагается построить одноцепные линии ВЛ 110 кВ М. Пурга – Киясово и ВЛ 110 кВ Киясово – Каракулино. Реконструкция сети по данному варианту составляет 1295 млн. руб., что на 24 % меньше, чем по первому варианту.
В третьем варианте предлагается построить одноцепную линию ВЛ 110 кВ М. Пурга – Киясово и двухцепную ВЛ 110 кВ Кама – Каракулино. Реконструкция сети по данному варианту составляет 1219 млн. руб., что на 6 % меньше, чем по второму варианту и на 32 % меньше, чем по первому варианту.
В первом варианте при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Кама – РП Мостовое на шинах 110 кВ подстанций РП Мостовое, Каракулино, Порозово, Потаповская уровень напряжения остаётся в допустимых пределах.
Во втором варианте на этапе 2020 года при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Кама – РП Мостовое на шинах 110 кВ РП Мостовое уровень напряжения будет находиться в допустимых пределах только при включении второй ИРМ мощностью 50 Мвар.
В третьем варианте при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Кама – РП Мостовое на шинах 110 кВ РП Мостовое уровень напряжения будет находиться в допустимых пределах только при включении ИРМ мощностью 50 Мвар или установке устройств компенсации реактивной мощности на стороне потребителей. Так же в третьем варианте отсутствует необходимость установки ИРМ на ПС 110 кВ Каракулино.
Исходя из выше сказанного, рекомендуем к применению третий вариант.
На рисунках 2.4.4-2.4.11 приведены нормальные и послеаварийные режимы зимнего максимума на этапе 2010, 2015 и 2020 гг., обосновывающие указанные мероприятия по усилению сети.
1
Рисунок 2.4.4 – Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г. Без учета строительства ВЛ 110 кВ Кама – Каракулино.
Рисунок 2.4.5 – Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г. Без учета строительства ВЛ 110 кВ Кама – Каракулино. Отключение двухцепной ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое
Рисунок 2.4.6 – Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г. С учетом строительства ВЛ 110 кВ Кама – Каракулино.
Рисунок 2.4.7 – Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г. Отключение двухцепной ВЛ 110 кВ Кама-РП Мостовое.
Рисунок 2.4.8 – Режим зимних максимальных нагрузок 2020 г. Без установки на РП Мостовое ИРМ 50 МВАр.
Рисунок 2.4.9 – Режим зимних максимальных нагрузок 2020 г. Без установки на РП Мостовое ИРМ 50 МВАр. Отключение двухцепной ВЛ 110 кВ Кама-РП Мостовое
Рисунок 2.4.10 – Режим зимних максимальных нагрузок 2020 г. С установленной на РП Мостовое ИРМ 50 МВАр.
Рисунок 2.4.11 – Режим зимних максимальных нагрузок 2020 г. Отключение двухцепной ВЛ 110 кВ Кама-РП Мостовое
1
4.9. Режимы работы сетей 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы
На рисунках 3.1-3.15 приведены результаты расчетов в нормальных и послеаварийных режимов работы сетей 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы:
нормальный режим зимних максимальных нагрузок на этапе 2010 г., 2015 г. и 2020 г. (Рисунок 3.1, 3.6, 3.11);
режим зимних максимальных нагрузок на этапе 2010 г., 2015 г. и 2020 г. Аварийное отключение одной АТГ 500/220 кВ на ПС 500 кВ Удмуртская, при ремонте другой, (Рисунок 3.2, 3.7, 3.12). Максимальная загрузка АТГ 500/220 кВ на ПС 500 кВ Воткинская ГЭС на этапе 2020 года составляет 274,6 МВт (что составляет 54,8 % от номинальной загрузки АТГ);
режим зимних максимальных нагрузок на этапе 2010 г., 2015 г. и 2020 г. Аварийное отключение ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка, при ремонте ВЛ 500 кВ Вятка – Звезда, (Рисунок 3.3, 3.8, 3.13);
режим зимних максимальных нагрузок на этапе 2010 г., 2015 г. и 2020 г. Аварийное отключение ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка, при ремонте ВЛ 500 кВ Нижнекамская ГЭС - Удмуртская, (Рисунок 3.4, 3.9, 3.14). Максимальная загрузка ВЛ 500 кВ Нижнекамская ГЭС – Заинская ГРЭС на этапе 2020 г. составляет 858,7 МВт (при -5 С° допустимая для провода АСО-330 – 2307 МВт);
режим зимних максимальных нагрузок на этапе 2010 г., 2015 г. и 2020 г. Аварийное отключение ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка, при ремонте ВЛ 500 кВ Кармановская ГРЭС - Удмуртская, (Рисунок 3.5, 3.10, 3.15). Максимальная загрузка ВЛ 500 кВ Кармановская ГРЭС – Буйская на этапе 2020 г. составляет 795,4 МВт (при -5 С° допустимая для провода АС-330 – 2307 МВт).
1
Рисунок 3.1 - Потокораспределение в сети 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы. Режим зимних максимальных
нагрузок 2010 г.
Рисунок 3.2 - Потокораспределение в сети 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы. Режим зимних максимальных нагрузок 2010 г. Аварийное отключение одной АТГ 500/220 кВ на ПС 500 кВ Удмуртская, при ремонте другой.
Рисунок 3.3 - Потокораспределение в сети 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы. Режим зимних максимальных нагрузок 2010 г. Аварийное отключение ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка, при ремонте ВЛ 500 кВ Вятка - Звезда.
Рисунок 3.4 - Потокораспределение в сети 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы. Режим зимних максимальных нагрузок 2010 г. Аварийное отключение ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка, при ремонте ВЛ 500 кВ Нижнекамская ГЭС - Удмуртская.
Рисунок 3.5 - Потокораспределение в сети 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы. Режим зимних максимальных нагрузок 2010 г. Аварийное отключение ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка, при ремонте ВЛ 500 кВ Кармановская ГРЭС - Удмуртская.
Рисунок 3.6 - Потокораспределение в сети 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы. Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г.
Рисунок 3.7 - Потокораспределение в сети 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы. Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г. Аварийное отключение одной АТГ 500/220 кВ на ПС 500 кВ Удмуртская, при ремонте другой.
Рисунок 3.8 - Потокораспределение в сети 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы. Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г. Аварийное отключение ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка, при ремонте ВЛ 500 кВ Вятка - Звезда.
Рисунок 3.9 - Потокораспределение в сети 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы. Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г. Аварийное отключение ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка, при ремонте ВЛ 500 кВ Нижнекамская ГЭС - Удмуртская.
Рисунок 3.10 - Потокораспределение в сети 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы. Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г.
Аварийное отключение ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка, при ремонте ВЛ 500 кВ Кармановская ГРЭС - Удмуртская.
Рисунок 3.11 - Потокораспределение в сети 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы. Режим зимних максимальных нагрузок 2020 г.
Рисунок 3.12 - Потокораспределение в сети 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы. Режим зимних максимальных нагрузок 2020 г. Аварийное отключение одной АТГ 500/220 кВ на ПС 500 кВ Удмуртская, при ремонте другой.
Рисунок 3.13 - Потокораспределение в сети 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы. Режим зимних максимальных нагрузок 2020 г. Аварийное отключение ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка, при ремонте ВЛ 500 кВ Вятка - Звезда.
Рисунок 3.14 - Потокораспределение в сети 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы. Режим зимних максимальных нагрузок 2020 г. Аварийное отключение ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка, при ремонте ВЛ 500 кВ Нижнекамская ГЭС - Удмуртская.
Рисунок 3.15 - Потокораспределение в сети 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы. Режим зимних максимальных нагрузок 2020 г. Аварийное отключение ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка, при ремонте ВЛ 500 кВ Кармановская ГРЭС - Удмуртская.
1
4.10. Предложения по установке средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности
В настоящий период для управления режимами работы по напряжению в сети 110, 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы, кроме регулирования возбуждения генераторов электростанций и РПН трансформаторов, используются батареи статических конденсаторов (установленная мощность 276,8 Мвар, в том числе резерв на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Садовая 52 Мвар). Параметры батарей статических конденсаторов, установленных на ПС Удмуртской энергосистемы в таблице 49.
Выбор мест размещения, мощности и типов компенсирующих устройств (КУ) в сети 110, 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы на перспективу производится по условиям обеспечения требуемого диапазона напряжения и показателей качества электроэнергии у потребителя, защиты от перенапряжений протяженных линий электропередачи, снижение загрузки реактивной мощностью системообразующих и распределительных сетей повышения устойчивости нагрузки по напряжению, повышения пропускной способности связей.
Большое влияние на уровни напряжения в сети 110 и 220 кВ оказывает расположенная на транзитной электропередаче ОЭС Урала – ОЭС Средней Волги и ОЭС Центра ПС 500 кВ Удмуртская. В соответствии с работой 2735-09-т2_1кн1 «Корректировка Схемы развития ОЭС Урала на период до 2020 года, включая корректировку Схемы развития электрической сети напряжением 220 кВ и выше» 2007 год, выполненной ОАО «Инженерный Центр Энергетики Урала» Институт «Уралэнергосетьпроект» на шинах 500 кВ ПС 500 кВ Удмуртская, на этапе 2010 года, предусмотрена установка УШР 180. Установка УШР 180 необходима для нормализации напряжения в сети 220, 500 кВ и управления режимами транзита 500 кВ Кармановская ГРЭС - Удмуртская - Нижнекамская ГЭС.
Кроме этого, на этапе 2015 года, при строительстве ВЛ 500 кВ Удмуртская - Помары предусмотрена установка ШР 180 на шинах 500 кВ ПС 500 кВ Удмуртская, для компенсации зарядной мощности.
При разработке рекомендаций по установке КУ в сети 110, 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы принимались во внимание сведения о состоянии существующих источников реактивной мощности и шунтирующих реакторов. В качестве рекомендуемых источников реактивной мощности в работе рассматривались регулируемые компенсирующие устройства.
В Глазовском и Балезенском энергорайонах для поддержания допустимого уровня напряжения на шинах потребителей и снижения загрузки линий электропередачи, на тяговом двухцепном транзите 110 кВ Балезино-Сегедур-Кузьма-Зюкай-Оверята (Пермэнерго) рекомендуется к установке на ПС 110 кВ Кузьма ИРМ мощностью 50 МВАр. Установка данного регулируемого компенсирующего устройства рекомендуется на этапе 2010-2015 гг.
В Можгинском и Сарапульском энергорайонах на шинах 110 кВ РП Мостовое уровень напряжения будет находиться в допустимых пределах только при включении ИРМ мощностью 50 Мвар или установке устройств компенсации реактивной мощности на стороне потребителей. Установка данного регулируемого компенсирующего устройства рекомендуется на этапе 2016-2020 гг.
4.11. Токи короткого замыкания
Результаты расчетов токов трехфазного и однофазного короткого замыкания (далее КЗ) в РУ ТЭЦ и подстанций 110 кВ и выше энергосистемы на 2020 г. с учётом перспективы приведены на чертежеи (рис. 2.1.1).
Расчеты выполнялись с целью выявления ожидаемых уровней токов КЗ на расчетную перспективу для выбора параметров проектируемого оборудования РУ 110 кВ и выше и проверки параметров действующего оборудования энергосистемы.
В настоящее время по данным энергосистемы на всех подстанциях 110-220 кВ уровень токов КЗ не превышает отключающую способность установленных на этих подстанциях выключателей.
Как показали расчеты, токи однофазных КЗ в большинстве случаев не превышают трехфазных. Исключение составляют шины 220 и 500 кВ ПС 500 кВ Удмуртская, ПС 110 кВ Машзавод, ПС 110 кВ ГПП – 3, шины 110 кВ ПС 220 кВ Металлург, шины 110 кВ ПС 220 кВ Позимь, шины 110 кВ ПС 220 кВ Ижевск, шины 110 кВ ПС 220 кВ Балезино, шины 110 кВ ПС 220 кВ Звездная, шины 110 кВ ПС 220 кВ Сюга, шины 110 кВ ПС 220 кВ Саркуз, шины 110 кВ Ижевской ТЭЦ-1, Ижевской ТЭЦ-2, Чайковской ТЭЦ, шины 110 кВ и 220 кВ Воткинской ГЭС.
Максимальный ток трехфазного КЗ в сети 220 кВ будет наблюдаться на шинах 220 кВ Воткинской ГЭС – 29,7 кА, однофазного – 32,2 кА; в сети 110 кВ - на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Ижевск трехфазного – 30,7 кА, однофазного – 32,0 кА
В таблице 87 приведен перечень РУ 110 кВ, где уровень токов КЗ превышает отключающую способность установленных выключателей и даны рекомендации по приведению их в соответствие.
Таблица 89
Перечень РУ 110 кВ, где уровень токов КЗ на этапе 2020 г. превышает отключающую способность установленных выключателей
Наименование ПС
Напряжение, кВ
Установленные
выключатели
Расчетный ток, кА
Мероприя
тия
Количество, шт.
тип
Ток отключения, кА
I(3)
I(1)
Ижевск 220 кВ
110
18
МКП-110М-630-31,5
31,5
30,7
32,0
Подлежат
замене
Вокзальная
110
2
ВМТ-110Б
20
21,8
21,2
Подлежат
замене
1
4.12. Сводные данные по новому строительству и реконструкции подстанционной части и ВЛ напряжением 220кВ-110 кВ.
Таблица 90
Определение капитальных вложений в новое строительство и реконструкцию по подстанционной части
Кол-во выключателей, шт
Стоимость ячейки элегазового выкл , тыс руб, табл 19
Стоимость всех ячеек выкл, тыс руб
Колличество трров, шт
Тип тр-ров
Стоимость ячейки тр-ра, тыс руб, табл 20
Стоимость всех ячеек тров, тыс руб
Кол-во конденсаторных батарей, шт.
Установленная мощность, Мвар
Стоимость конденсаторной батареи, тыс. руб
Стоимость всех конденсаторных батарей, тыс. руб
Схема на стороне ВН
Постоянная часть затрат, тыс руб, табл 30
Кол-во присоединений 220 кВ
Стоимость ПА на 2005г, тыс руб, табл 31
Стоимость ПА на 2000г, тыс руб, при коэф 2.552
Всего на 2000г
Новое строительство
ПС 220 кВ
2011-2015
ПС Як-Бодья
6
15000
90000
1
125 МВА АТ 220/110/10
125
15525
15525
Сборные шины
40500
6
2620
1026,6
147052
ПС Як-Бодья РУ110 кВ
8
7300
58400
58400
ПС Свобода
4
15000
60000
2
32 МВА 220/10/10
64
11125
22250
Мостик
17500
5
2620
1026,6
100777
Силовая часть*
162552
РЗА, кабели, панели в ОПУ**
45848
Всего по этапу
306228
ПС 110 кВ
2009-2010
ПС Зенитная
3
7300
21900
2
40 МВА 110/6/6
80
7300
14600
Мостик
9000
45500
Силовая часть*
17082
РЗА, кабели, панели в ОПУ**
4818
Всего по этапу
45500
2011-2015
ПС Магистральная
3
7300
21900
2
25 МВА 110/10
50
5500
11000
Мостик
9000
41900
ПС Набережная
2
7300
14600
2
40 МВА 110/10
80
7300
14600
Блочная
9000
38200
ПС Пазелы
4
7300
29200
2
25 МВА 110/10
50
5500
11000
Мостик
9000
49200
ПС Пызеп
3
7300
21900
2
10 МВА 110/35/10
20
4725
9450
Мостик
10750
42100
ПС Союзная
7
7300
51100
2
40 МВА 110/10
80
7300
14600
Сборные шины
12250
77950
Силовая часть*
108186
РЗА, кабели, панели в ОПУ**
30514
Всего по этапу
249350
2016-2020
ПС Районная
2
7300
14600
2
10 МВА 110/10
20
3700
7400
Блочная
7850
29850
ПС Метеор
2
7300
14600
2
40 МВА 110/10
80
7300
14600
Блочная
7850
37050
ПС Пушкинская
9
7300
65700
2
40 МВА 110/6/6
80
7300
14600
Сборные шины
12250
92550
Силовая часть*
74022
РЗА, кабели, панели в ОПУ**
20878
Всего по этапу
159450
Реконструкция
ПС 500 кВ
2011-2015
ПС Удмуртская РУ500 кВ
4
23400
93600
2
3х167 МВА 500/220
501
55000
110000
1
3*60
80000
127500
Трансформаторы-шины
33600
364700
1
3*60
47500
ПС Удмуртская РУ220 кВ
1
15000
15000
15000
Силовая часть*
84708
РЗА, кабели, панели в ОПУ**
23892
Всего по этапу
379700
ПС 220 кВ
2009-2010
ПС Звёздная
2
125 МВА АТ 220/110/10
250
15525
31050
Сборные шины
12150
43200
ПС Ижевск
1
125 МВА АТ 220/110/10
125
15525
15525
Сборные шины
6075
21600
ПС Комсомольская
2
63 МВА АТ 220/100/10
126
13475
26950
Мостик
9000
35950
ПС Игра
2
25 МВА Т 220/35/10
50
9950
19900
Блочная
9000
1950
764,1
28900
ПС Позимь
2
125 МВА АТ 220/110/10
250
15525
31050
Сборные шины
12150
43200
ПС Сюга
1
125 МВА АТ 220/110/10
125
15525
15525
Мостик
4500
20025
ПС Сива
1
15000
15000
1
125 МВА АТ 220/110/10
125
15525
15525
Мостик
7500
38025
ПС Саркуз
2
15000
30000
Мостик
3000
33000
ПС Кожиль
2
15000
30000
Блочная
15250
45250
Силовая часть*
58500
РЗА, кабели, панели в ОПУ**
16500
Всего по этапу
309150
2011-2015
ПС Ижевск ОРУ 110 кВ
3
7300
21900
21900
ПС Глазов
2
15000
30000
30000
ПС Кама
2
15000
30000
2
125 МВА АТ 220/110/10
125
15525
31050
Мостик
16200
1950
764,1
78014
ПС Кама РУ 110 кВ
2
7300
14600
14600
ПС Комсомольская
5
15000
75000
Сборные шины
12150
87150
ПС Позимь
1
15000
15000
Сборные шины
2025
17025
ПС Позимь ОРУ 110 кВ
3
7300
21900
Сборные шины
1837.5
23737.5
ПС Сюга
1
125 МВА АТ 220/110/10
125
15525
15525
Мостик
4500
20025
ПС Сива
1
125 МВА АТ 220/110/10
125
15525
15525
Мостик
4500
20025
ПС Звёздная РУ 110 кВ
2
7300
14600
14600
ПС Игра
2
15000
30000
Блочная
30000
1950
764,1
60764
ПС Балезино
2
125 МВА АТ 220/110/10
125
15525
31050
Сборные шины
12150
43200
Силовая часть*
197340
РЗА, кабели, панели в ОПУ**
55660
Всего по этапу
431040.5
2016-2020
ПС Садовая
1
125 МВА АТ 220/110/10
250
15525
15525
Сборные шины
6075
21600
ПС Ижевск ОРУ 110 кВ
18
7300
131400
131400
Силовая часть*
102492
РЗА, кабели, панели в ОПУ**
28908
Всего по этапу
153000
ПС 110 кВ
2009-2010
ПС Арзамасцево
2
7300
14600
1
6.3 МВА 110/10
12,6
3400
3400
Блочная
7850
25850
ПС Арлеть
2
7300
14600
2
25 МВА 110/10
50
5500
11000
Мостик
9000
34600
ПС Бройлерная
2
7300
14600
2
10 МВА 110/10
20
3700
7400
Блочная
7850
29850
ПС Буммаш
2
7300
14600
Блочная
7800
22400
ПС Вавож
2
7300
14600
2
10 МВА 110/35/10
20
4725
9450
Блочная
7850
31900
ПС Валамаз
1
2.5 МВА 110/10
2,5
3400
3400
1177.5
4577.5
ПС Вараксино
2
7300
14600
2
10 МВА 110/35/10
20
4725
9450
Мостик
9000
33050
ПС Водозабор
2
25 МВА 110/6
50
5500
11000
Сборные шины
3675
14675
ПС Волковская
2
7300
14600
2
6.3 МВА 110/6
12,6
3400
6800
Блочная
7850
29250
ПС Восточная
2
7300
14600
2
25 МВА 110/10
50
5500
11000
Блочная
7850
33450
ПС Воткинск
2
16 МВА 110/35/6
32
5475
10950
Сборные шины
4050
15000
ПС Высотная
2
7300
14600
2
16 МВА 110/6
32
4300
8600
Блочная
7850
31050
ПС Потаповская
2
7300
14600
2
40 МВА 110/35/6
80
8000
16000
Блочная
7850
38450
ПС Городская
2
7300
14600
2
16 МВА 110/6
32
4300
8600
Блочная
7850
31050
ПС ГПП-803
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС Гравийная
2
7300
14600
2
16 МВА 110/6
32
4300
8600
Блочная
7850
31050
ПС Дзержинская
2
7300
14600
2
16 МВА 110/6
32
4300
8600
Блочная
7850
31050
ПС Заречная
2
7300
14600
2
16 МВА 110/35/10
32
5475
10950
Блочная
7850
33400
ПС Ильинская
2
7300
14600
1
6.3 МВА 110/35/10
6,3
4075
4075
Блочная
7850
26525
ПС Инструментальная
1
10 МВА 110/6
20
3700
3700
Блочная
1177.5
4877.5
ПС Карсовай
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС Кигбаево
2
7300
14600
2
2.5 МВА 110/10
5
3400
6800
Мостик
9000
30400
ПС Компрессорная станция
2
7300
14600
2
16 МВА 110/10
32
4300
8600
Блочная
7850
31050
ПС Кузнечная
2
7300
14600
2
16 МВА 110/6
32
4300
8600
Блочная
7850
31050
ПС Лесная
2
10 МВА 110/35/10
20
4725
9450
Мостик
3225
12675
ПС Машдеталь
2
7300
14600
2
10 МВА 110/6
20
3700
7400
Блочная
7850
29850
ПС Машзавод
2
63 МВА 110/6
126
9000
18000
Сборные шины
3675
21675
ПС Медведево
2
7300
14600
2
10 МВА 110/6
20
3700
7400
Блочная
7850
29850
ПС Мирная
2
7300
14600
2
25 МВА 110/35/10
50
6375
12750
Блочная
7850
35200
ПС Можга
2
7300
14600
2
25 МВА 110/35/6
50
6375
12750
Блочная
7850
35200
ПС Мостовое
1
7300
7300
1
6.3 МВА 110/35/10
6,3
4075
4075
Блочная
9600
20975
ПС Нефтемаш
2
7300
14600
2
40 МВА 110/35/6
80
8000
16000
Блочная
9600
40200
ПС Никольское
4
7300
29200
2
10 МВА 110/35/10
20
4725
9450
Сборные шины
13500
52150
ПС Опытная
2
7300
14600
1
10 МВА 110/10
10
3700
3700
Блочная
7850
26150
ПС Орловская
2
7300
14600
2
25 МВА 110/35/10
50
6375
12750
Блочная
9600
36950
ПС Парковая
2
7300
14600
2
16 МВА 110/6
32
4300
8600
Блочная
7850
31050
ПС Пирогово
2
7300
14600
2
25 МВА 110/6
50
5500
11000
Блочная
7850
33450
ПС Подгорная
2
7300
14600
2
2.5 МВА 110/10
5
3400
6800
Блочная
7850
29250
ПС Полевая
2
6.3 МВА 110/10
12,6
3400
6800
Блочная
2355
9155
ПС Порозово
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС Поршур
2
7300
14600
2
10 МВА 110/35/10
20
4725
9450
Блочная
9600
33650
ПС Прессовая
2
7300
14600
2
63 МВА 110/10
126
9000
18000
Блочная
7850
40450
ПС Прикамье
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС Пурга
2
16 МВА 110/35/10
16
5475
10950
Сборные шины
4050
15000
ПС Рабочая
2
7300
14600
2
40 МВА 110/6
80
7300
14600
Блочная
7850
37050
ПС Разинская
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС Сарапул
2
25 МВА 110/35/6
25
6375
12750
Сборные шины
4050
16800
ПС Селты
2
10 МВА 110/35/10
20
4725
9450
Сборные шины
4050
13500
ПС Сибирская
2
7300
14600
2
25 МВА 110/10
50
5500
11000
Блочная
7850
33450
ПС Соколовка
2
7300
14600
Блочная
9600
24200
ПС Солдырь
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС Сосновка
2
7300
14600
2
2.5 МВА 110/10
5
3400
6800
Блочная
7850
29250
ПС Соцгород
2
7300
14600
2
25 МВА 110/6
50
5500
11000
Блочная
7850
33450
ПС Сухарево
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС Танково
2
7300
14600
2
16 МВА 110/6
32
4300
8600
Блочная
7850
31050
ПС Тепловая
2
25 МВА 110/6
50
5500
11000
Мостик
2700
13700
ПС Турна
1
2.5 МВА 110/10
2,5
3400
3400
Блочная
1177.5
4577.5
ПС Ува
2
16 МВА 110/35/10
32
5475
10950
Мостик
2880
13830
ПС Удугучин
2
7300
14600
2
2.5 МВА 110/10
5
3400
6800
Блочная
7850
29250
ПС УЗСМ
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС Химик
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС Шаркан
2
7300
14600
2
10 МВА 110/35/10
20
4725
9450
Блочная
9600
33650
ПС Юрино
1
7300
7300
1
6.3 МВА 110/10
6,3
3400
3400
неполн Мостик
9000
19700
ПС Якшур-Бодья
2
7300
14600
2
10 МВА 110/35/10
20
4725
9450
Блочная
9600
33650
Силовая часть*
580788
РЗА, кабели, панели в ОПУ**
163812
Всего по этапу
1696592.5
2011-2015
ПС Арзамасцево
1
6.3 МВА 110/10
12,6
3400
3400
Блочная
1177.5
4577.5
ПС Азино
2
7300
14600
2
6.3 МВА 110/10
12,6
3400
6800
Мостик
9000
30400
ПС Алнаши
2
7300
14600
2
16 МВА 110/35/10
50
5475
10950
Блочная
9600
35150
ПС Бабино
2
7300
14600
2
6.3 МВА 110/35/10
12,6
4075
8150
Мостик
10750
33500
ПС Болгуры
2
7300
14600
Блочная
9600
24200
ПС Быги
1
7300
7300
1
6.3 МВА 110/10
6,3
3400
3400
неполн Блочная
7850
18550
ПС ВМЗ-1
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС ВМЗ-2
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС Газовая
2
6.3 МВА 110/10
12,6
3400
6800
Сборные шины
3675
10475
ПС Дубровка
2
7300
14600
2
6.3 МВА 110/6
12,6
3400
6800
Блочная
9600
31000
ПС Игерман
2
7300
14600
2
6.3 МВА 110/10
12,6
3400
6800
Мостик
9000
30400
ПС Ижевск -т.
1
7300
7300
Блочная
9600
16900
ПС Карсовай
1
7300
7300
2
10 МВА 110/35/10
20
4725
9450
Мостик
4300
21050
ПС Каракулино
9
7300
65700
2
10 МВА 110/35/10
20
4725
9450
Сборные шины
13500
88650
ПС Каменное
2
7300
14600
2
6.3 МВА 110/10
6,3
3400
6800
Блочная
7850
29250
ПС Кизнер
2
7300
14600
2
10 МВА 110/35/10
20
4725
9450
Блочная
9600
33650
ПС Кировская
2
7300
14600
2
25 МВА 110/10
25
5500
11000
Блочная
7850
33450
ПС Киясово
3
7300
21900
Сборные шины
2025
23925
ПС Кузьма
1
7300
7300
1
50
14750
14750
Сборные шины
675
22725
ПС Культбаза
2
7300
14600
2
40 МВА 110/6
80
7300
14600
Блочная
7850
37050
ПС Кыква
2
7300
14600
Сборные шины
675
15275
ПС Мазурино
2
7300
14600
2
6.3 МВА 110/10
12,6
3400
6800
Блочная
7850
29250
ПС Малиновка
2
7300
14600
2
2.5 МВА 110/10
5
3400
6800
Блочная
7850
29250
ПС Мир
2
7300
14600
2
6.3 МВА 110/35/10
12,6
4075
8150
Блочная
9600
32350
ПС Молодежная
1
7300
7300
Блочная 1 блок
7850
15150
ПС Нечкино
2
7300
14600
2
2.5 МВА 110/10
5
3400
6800
Блочная
7850
29250
ПС Нылга
2
16 МВА 110/35/10
32
5475
10950
Мостик
3225
14175
ПС Пальник
2
7300
14600
2
2.5 МВА 110/10
5
3400
6800
Блочная
7850
29250
ПС Подборенка
2
7300
14600
1
16 МВА 110/6
16
4300
4300
Блочная
7850
26750
ПС Подлесная
2
7300
14600
2
16 МВА 110/6
32
4300
8600
Блочная
7850
31050
ПС Прудовая
2
7300
14600
2
6.3 МВА 110/6
12,6
3400
6800
Блочная
7850
29250
ПС Пурга
2
7300
14600
675
15275
ПС Птицефабрика
2
7300
14600
2
10 МВА 110/35/10
20
4725
9450
Блочная
9600
33650
ПС Северная
2
7300
14600
2
16 МВА 110/6
32
4300
8600
Блочная
7850
31050
ПС Сигаево
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС Смирново
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС Солдырь
2
6.3 МВА 110/6
12,6
3400
6800
Блочная
2355
9155
ПС Сюмси
4
7300
29200
2
10 МВА 110/35/10
20
4725
9450
Сборные шины
6075
44725
ПС Сянино
1
6.3 МВА 110/10
6,3
3400
3400
Блочная
9000
ПС Сянино
2
7300
14600
1
2.5 МВА 110/10
2,5
3400
3400
30400
ПС Уральская
2
7300
14600
2
6,3 МВА 110/10
12,6
7300
14600
Мостик
7850
37050
ПС Успенка
2
7300
14600
Мостик
7850
22450
ПС Центральная
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС Элеконд
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС Юкаменск
3
7300
21900
2
10 МВА 110/35/10
20
4725
9450
Мостик
10750
42100
ПС Яган
5
7300
36500
2
6.3 МВА 110/35/10
12,6
4075
8150
Сборные шины
13500
58150
ПС Яр
2
7300
14600
Мостик
10750
25350
ПС Сегедур
1
7300
7300
Сборные шины
675
7975
Силовая часть*
535236
РЗА, кабели, панели в ОПУ**
150964
Всего по этапу
1258500
2016-2020
ПС Агрыз -т
3
7300
21900
Мостик
10750
32650
ПС Башмаково
2
7300
14600
Блочная
9600
24200
ПС БКНС-7
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС ГПП-3
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС Докша
2
7300
14600
Блочная
9600
24200
ПС Зура
2
7300
14600
Блочная
9600
24200
ПС Иструментальная
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС Камские склады
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС Мишкино-3
2
7300
14600
Блочная
9600
24200
ПС Нефть
2
7300
14600
Блочная
9600
24200
ПС Нефтяная
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС Нырошур
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС Пашкино
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС Пибаньшур
2
7300
14600
Мостик
9000
23600
ПС Промышленная
3
7300
21900
Мостик
9000
30900
ПС Пычас-т
2
7300
14600
Мостик
10750
25350
ПС Сарапул- т
2
7300
14600
Блочная
9600
24200
ПС Свет
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
РП Мостовое
1
7300
7300
1
50
14750
14750
Сборные шины
613
22663
ПС Вокзальная
2
7300
14600
Блочная
785
15385
Силовая часть*
233454
РЗА, кабели, панели в ОПУ**
65846
Всего по этапу
475348
Станции
2009-2010
ПС Автозавод
2
7300
14600
2
63 МВА 110/10
126
9000
18000
Блочная
7850
40450
Силовая часть*
11388
РЗА, кабели, панели в ОПУ**
3212
Всего по этапу
40450
2011-2015
Ижевская ТЭЦ-1
10
7300
73000
1
250 МВА 110/10
250
13920
13920
Сборные шины
12250
99170
Силовая часть*
56940
РЗА, кабели, панели в ОПУ**
16060
Всего по этапу
99170
Примечания:
1) * стоимость составляет 78% от общей стоимости строительства (примечание к таблице 19 УСП);
** стоимость составляет 22% от общей стоимости строительства (примечание к таблице 19 УСП)
1
Таблица 91
Ориентировочный объем капитальных вложений по воздушным линиям, намечаемых к строительству и реконструкции
Сечение провода
Количество цепей
Длина ВЛ, км
Базисный показатель стоимости,
тыс. руб./км
Стоимость ВЛ, тыс. руб.
Новое строительство
ВЛ 220 кВ
2011-2015
Удмуртская-Свобода
240
1
101.6
1120
113792
Заход на ПС Комсомольская
400
2
0.1
2320
232
Заходы на ПС Свобода
300
2
8
2120
16960
ВЛ 220 кВ
2016-2020
Заходы на ПС Як-Бодья
400
2
1
2320
2320
400
2
1
2320
2320
ВЛ 110 кВ
2009-2010
отп. Зенитная
185
2
0.6
1650
990
к ПС Магистральная
240
2
0.5
1650
825
ВЛ 110 кВ между ПС Рабочая и ПС Соцгород
185
2
0,36
1650
594
2011-2015
Як-Бодья-Нырошур
150
2
14,3
1150
16445
Як-Бодья-Кыква
150
2
10,4
1150
11960
Як-Бодья-Яшкур-бодья
70
2
1,4
1150
1610
ТЭЦ 1-Набережная
95
2
3,5
1150
4025
ТЭЦ 1-Машзавод
240
2
0,03
1650
49.5
Пурга-Яган
70
1
16
850
13600
Отпайка от транзита (Ижевск - Воткинск) – Пазелы
185
1
8
950
7600
Звёздная-Юкаменск
120
1
39
850
33150
Звёздная-Яр
120
1
41,5
850
35275
отп к ПС Сянино
120
1
0,9
850
765
Карсовай-Пызеп
70
1
24
850
20400
Пызеп-Сегедур
70
1
28,5
850
24225
к ПС Союзная
185
2
1,85
1650
3052.5
185
2
3,5
1650
5775
Сухарево-Потаповская
150
2
13
1150
14950
Пурга-Киясово
185
1
38,8
950
36860
Каракулино-Кама
150
2
53
1150
60950
к ПС Каракулино
150
2
0.2
1150
230
2016-2020
к ПС Городская
120
2
2
1150
2300
к ПС Районная
70
2
5
1150
5750
к ПС Метеор
120
2
2
1150
2300
Отп. от ВЛ 110 кВ Зенитная - Позимь на ПС 110 кВ Пушкинская
240
2
4
1650
6600
к ПС Пушкинская
240
2
7
1650
11550
240
2
7
1650
11550
Реконструкция
ВЛ 110 кВ
2009-2010
Соцгород-Зенитная
240
2
3,4
660
2244
2011-2015
Пурга-Подгорная
150
1
30,1
220
6622
Подгорная-Киясово
150
1
8,7
220
1914
Ижевская ТЭЦ-2 - Позимь
240
2
23,1
660
15246
Ижевская ТЭЦ-2 - Позимь
240
2
27,6
660
18216
Звёздная-Карсовай
120
1
41
220
9020
2016-2020
Ижевск - Зенитная
240
2
6,27
660
4138
4.13. Нагрузки подстанций 110 кВ и выше Удмуртской энергосистемы
В данном разделе работы приведены отчетные за 2000 и 2007 года и перспективные на 2010 год, 2015 и 2020 года нагрузки подстанций 110 кВ и выше Удмуртской энергосистемы. Принято, что собственный максимум Удмуртской энергосистемы совпадает с совмещенным максимумом ОЭС Урала.
Из всех потребителей подстанций отдельно выделяются концентрированные потребители. К концентрированным потребителям относят крупные промышленные и сельскохозяйственные предприятия, тяговую нагрузку электрифицированных железных дорог, насосные и компрессорные станции нефте- и газопроводов.
Остальные потребители относят к распределенной нагрузке.
Распределенная нагрузка каждой подстанции суммируется с концентрированной с применением режимных коэффициентов:
- Ко – коэффициент одновременности или коэффициент несовпадения максимумов нагрузки;
- Км – коэффициент попадания в максимум энергосистемы.
Электрические нагрузки и балансы мощности по шинам 6-10 и 35 кВ электростанций и подстанций по энергорайонам приведены далее в таблицах 1-6.
Значения перспективных нагрузок приняты на основании отчетного потокораспределения Удмуртэнерго за зимний максимум 2007год, опросных листов промышленных предприятий Удмуртской Республики и данных о перспективном уровне нагрузок существующих и новых потребителей электроэнергии, предоставленных филиалом «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья».
Глазовский энергорайон
Таблица 92
Электрические нагрузки по шинам 6-10 и 35 кВ электростанций и подстанций 110 кВ и выше
МВт
Наименование подстанции
2000
2007
2010
2015
2020
1 ПС 220/35/27 кВ Кожиль
Шины 27 кВ
Электротяга
8,4
17,4
18,3
20,1
22,1
Шины 35 кВ
С/х нагрузка
1,7
3,5
3,9
4,2
4,7
Итого по ПС 220 кВ
10,1
20,9
22,1
24,3
26,8
То же, с учетом Ко
9,7
20,0
21,0
23,1
25,4
То же, с учетом Км
9,0
18,6
18,9
20,8
22,9
2 ПС 110/35/10 кВ Яр
шины 10 кВ
С/х нагрузка
2,7
3,2
3,4
3,7
3,9
Шины 35 кВ
ПС Бачумово, Пудем, Укан
6,3
4,5
4,7
5,0
5,5
То же, с учетом Ко
5,7
4,3
4,5
4,7
5,2
Итого по ПС 110 кВ
8,4
7,5
7,8
8,4
9,1
То же, с учетом Ко
8,0
6,8
7,2
7,7
8,3
То же, с учетом Км
7,6
6,1
6,5
7,0
7,5
3 ПС 220/35/6 кВ Глазов и Юбилейная
Шины 6 кВ
Коммунально-бытовая нагрузка
7,0
12,5
13,8
16,5
18,2
Шины 35 кВ
Нагрузка Чепецкого механического завода
16,0
33,5
43,6
50,1
55,1
Коммунально-бытовая нагрузка
4,0
8,4
9,2
10,2
11,2
Прочая нагрузка
15,0
31,4
33,0
36,3
39,9
Итого шины 35 кВ
35,0
73,2
85,8
96,5
106,2
То же, с учетом Ко
32,0
66,9
78,9
88,8
97,7
Итого по ПС 220 кВ Глазов и Юбилейная
39,0
79,4
92,6
105,3
115,8
То же, с учетом Ко
37,5
76,3
88,0
100,0
110,0
То же, с учетом Км
34,1
71,3
79,2
90,0
99,0
4 ПС 220/110/35 кВ Звездная
Шины 35 кВ
ПС Южная, Птицефабрика, 40 лет Октября, Адам, Парзи, Чажай, Педоново, Химмаш, Люм, Понино
Итого по ПС 220 кВ
25,6
20,8
22,9
25,2
27,7
То же, с учетом Ко
24,7
20,0
21,7
23,9
26,3
То же, с учетом Км
22,2
18,0
20,6
22,7
25,0
5 ПС110/6кВ УЗСМ
УЗСМ
2,2
5,5
6,3
7,0
7,7
Прочие потребители
0,6
1,5
1,8
2,0
2,2
Итого по ПС 110 кВ
2,8
7,0
8,1
8,9
9,8
То же, с учетом Ко
2,8
7,0
8,1
8,9
9,8
То же, с учетом Км
2,6
6,5
7,6
8,3
9,1
6 ПС 110/6 кВ Сибирская
Коммунально-бытовая нагрузка
3,7
14,1
16,2
17,8
19,6
То же, с учетом Км
3,6
13,5
15,4
16,9
18,6
7 ПС 110/10 кВ Бройлерная
Бройлерная птицефабрика
2,6
5.5
6.1
6.7
7.0
То же, с учетом Км
2,0
4,2
5,7
6,3
6,6
8 ПС 110/35/10 кВ Карсовай
Шины 10 кВ
С/х нагрузка
6,9
4,9
5,6
5,9
6,5
Шины 35 кВ
ПС Серегино, Новая Гыя, Домое
Итого шины 35 кВ
3,2
2,3
2,5
2,8
3,1
То же, с учетом Ко
2,7
1,9
2,2
2,4
2,6
Итого по ПС 110 кВ
9,6
6,8
7,8
8,3
9,1
То же, с учетом Ко
9,0
6,4
7,4
7,9
8,7
То же, с учетом Км
8,5
6,0
7,0
7,5
8,2
9 ПС 110/10 кВ Сянино
Распределенная нагрузка
1,7
1,7
1,9
2,1
2,3
То же, с учетом Км
1,3
1,3
1,5
1,6
1,8
10 ПС 110/10 кВ ГПП-803
Распределенная нагрузка
8,0
4,0
4,4
4,8
5,3
То же, с учетом Км
6,0
3,0
3,5
3,9
4,3
11 ПС 110/10 кВ Солдырь
Распределенная нагрузка
1,2
0,8
0,9
1,0
1,1
То же, с учетом Км
0,9
0,6
0,7
0,8
0,9
12 ПС 110/10 кВ Пызеп
Распределенная нагрузка
-
-
12,0
14,4
17,3
То же, с учетом Км
-
-
10,2
12,2
14,7
Итого по району
97,8
149,1
176,9
198,1
218,7
Балезинский энергорайон
Таблица 93
Электрические нагрузки по шинам 6-10 и 35 кВ электростанций и подстанций 110 кВ и выше
МВт
Наименование подстанции
2000
2007
2010
2015
2020
1 ПС 220/110/10 кВ Балезино
Шины 10 кВ
Коммунально-бытовая нагрузка
1,7
2,1
2,2
2,3
2,5
То же, с учетом Км
1,6
2,0
2,1
2,2
2,3
2 ПС 110/35/27/10 кВ Балезино-т
Шины 10 кВ
Коммунально-бытовая нагрузка
8,6
8,2
9,4
9,9
11,8
Шины 27 кВ
Электротяга
8,9
8,5
93
10.2
12.3
Шины 35 кВ
ПС Юнда
0.8
0.8
0.8
0.8
0.9
Итого по ПС 110 кВ
18.3
17.4
19.5
20.9
25.0
То же, с учетом Ко
16.8
16.5
18.5
19.9
23.7
То же, с учетом Км
15.5
15.1
17.0
18.3
21.8
3 ПС 110/35/10 кВ Красногорье
Шины 10 кВ
С/х нагрузка
2.5
1.8
1.9
2.0
2.1
Шины 35 кВ
ПС Отогурт, Курья, Бараны, Васильевская, Дебы
Итого шины 35 кВ
3.8
3.0
3.5
3.5
3.8
То же, с учетом Ко
3.0
2.6
3.0
3.0
3.3
Итого по ПС 110 кВ
5.5
4.4
4.9
5.0
5.4
То же, с учетом Ко
5.1
3.9
4.4
4.5
4.8
То же, с учетом Км
4.6
3.2
3.7
3.8
4.1
4 ПС 110/35/10 кВ Юкаменск
Шины 10 кВ
С/х нагрузка
6.4
4.5
11.2
12.3
13.6
Шины 35 кВ
ПС Ежево, Пышкет, Палагай, Уни
Итого шины 35 кВ
1.7
1.0
2.0
2.2
2.5
То же, с учетом Ко
1.4
1.1
1.9
2.1
2.3
Итого по ПС 110 кВ
7.8
5.6
13.1
14.5
15.9
То же, с учетом Ко
7.0
4.8
11.6
12.7
14.0
То же, с учетом Км
5.6
3.9
10.2
11.2
12.3
5 ПС 110/10 кВ Валамаз
С/х нагрузка
0.1
0.1
0.2
0.2
0.3
Стекольный завод
0.1
0.1
0.5
0.7
0.9
Итого по ПС 110 кВ
0.2
0.2
0.7
0.9
1.2
То же, с учетом Ко
0.2
0.1
0.5
0.9
1.2
То же, с учетом Км
0.2
0.1
0.4
0.6
0.8
6 ПС 110/10 кВ Пибаньшур-Т
Электротяга
0.6
2.4
3.0
3.6
4.3
Прочие потребители
0.3
1.2
1.5
1.8
2.2
Итого по ПС 110 кВ
0.9
3.6
4.5
5.4
6.5
То же, с учетом Ко
0.8
3.1
4.3
5.1
6.2
То же, с учетом Км
0.6
2.3
3.6
4.4
5.2
7 ПС 110/35/10 кВ Чепца-Т
Шины 10 кВ
Электротяга, деревообрабатывающий комбинат, с/х нагрузка
1.4
2.8
3.2
3.5
4.3
То же, с учетом Ко
1.1
2.2
2.6
2.8
3.4
Шины 35 кВ
ПС Полом, Андрейшур
2.5
5.0
5.5
6.1
7.3
То же, с учетом Ко
2.1
4.2
4.4
4.8
5.8
Итого по ПС 110 кВ
3.2
6.4
7.0
7.7
9.2
Тоже, с учетом Ко
2.8
5.6
6.1
6.8
8.1
То же, с учетом Км
2.4
5.0
5.4
5.9
7.1
8 ПС 110/35/6 кВ Мир
Шины 6 кВ
С/х нагрузка
0.5
0.4
0.5
0.5
0.6
Шины 35 кВ
ПС Халды
1.0
0.9
0.9
1.0
1.1
Итого по ПС 110 кВ
1.5
1.3
1.4
1.5
1.7
То же, с учетом Ко
1.2
1.0
1.2
1.4
1.5
То же, с учетом Км
1.0
0.7
1.1
1.2
1.3
9 ПС 110/35/10 кВ Кез-т
Шины 10 кВ
Электротяга
7.0
6.7
7.3
8.0
9.7
С/х нагрузка и прочие потребители
1.2
1.1
1.4
1.5
1.8
Итого шины 10 кВ
8.2
7.8
8.7
9.6
11.5
То же, с учетом Ко
7.3
6.9
7.6
8.4
10.1
Шины 35 кВ
ПС Заря, Кулига, Тольен
4.3
4.1
4.5
4.9
5.9
То же, с учетом Ко
3.5
3.3
4.0
4.3
5.2
Итого по ПС 110 кВ
10.8
10.3
11.6
12.8
15.3
То же, с учетом Ко
10.1
9.5
10.2
11.2
13.5
То же, с учетом Км
9.0
8.6
9.2
10.1
12.1
10 ПС 110/10 кВ Кузьма
Электротяга и прочие потребители
2.9
2.7
3.2
3.5
3.9
То же, с учетом Км
2.6
2.4
2.9
3.2
3.5
11 ПС 220/35/10 кВ Игра
Шины 10 кВ
Игринский ДСК
3.0
3.8
4.5
4.5
5.0
Коммунально-бытовая нагрузка
7.2
9.0
10.8
11.9
13.1
С/х нагрузка
3.0
3.8
4.1
4.5
5.0
Итого шины 10 кВ
13.2
16.5
19.4
20.9
23.0
То же, с учетом Ко
12.0
15.0
17.5
18.8
20.7
Шины 35 кВ
ПС Факел, Ст.Зятцы, Промбаза, Нязь, Дружба
6.3
7.9
9.5
10.4
12.5
То же, с учетом Ко
5.0
6.3
8.0
8.8
10.6
Итого по ПС 220 кВ
17.0
21.3
25.5
27.7
31.3
То же, с учетом Ко
15.8
19.8
23.7
25.7
29.1
То же, с учетом Км
14.5
18.1
21.4
23.2
26.2
12 ПС 110/35/10 кВ Зура
Шины 10 кВ
Нефтепромысловая нагрузка
0.3
0.4
0.4
0.5
0.5
Шины 35 кВ
ПС Лоза, Зура, Сепож, Беньшур, Ключевка
6.4
7.7
8.8
9.7
10.7
То же, с учетом Ко
5.4
6.5
7.5
8.3
9.1
Итого по ПС 110 кВ
5.7
6.8
7.9
8.7
9.6
То же, с учетом Ко
5.1
6.1
7.1
7.8
8.6
То же, с учетом Км
4.4
5.1
6.4
7.1
7.8
13 ПС 110/35/10 кВ Мирная
Шины 10 кВ
Нагрузка НПС нефтепровода Сургут-Полоцк
5.0
10.0
12.5
13.8
15.1
Шины 35 кВ
ПС Дебессы, Ариково
3.1
6.2
6.8
7.5
8.3
То же, с учетом Ко
2.3
4.6
5.5
6.0
6.6
Итого по ПС 110 кВ
7.3
14.6
18.0
19.8
21.7
То же, с учетом Ко
8.0
13.9
16.2
17.8
19.6
То же, с учетом Км
5.7
12.6
14.5
16.0
17.6
14 ПС 110/10 кВ Арлеть
Нагрузка НПС нефтепровода Сургут-Полоцк
1.1
9.2
11.5
12.7
15.2
То же, с учетом Км
0.6
5.1
8.1
8.9
10.6
15 ПС 110/35/6 кВ Башмаково
Шины 10 кВ
Нефтедобыча
1.8
4.5
5.6
6.2
6.8
Шины 35 кВ
ПС Миньил, Миньил-Временный
2.3
5.8
6.3
6.6
7.3
То же, с учетом Ко
2.1
5.3
5.7
6.0
6.6
Итого по ПС 110 кВ
3.9
9.8
11.3
12.2
13.4
То же, с учетом Ко
3.4
8.9
10.2
10.9
12.0
То же, с учетом Км
2.8
8.1
9.2
9.9
10.8
16 ПС 110/10 кВ Удугучин
С/х нагрузка
1.2
0.7
0.7
0.8
0.9
То же, с учетом Км
1.0
0.6
0.7
0.7
0.8
17 ПС 110/35/10 кВ Селты
Шины 10 кВ
С/х нагрузка
3.4
2.7
3.1
3.4
3.8
Шины 35 кВ
ПС Копки, Н.Монья
1.7
1.4
1.5
1.6
1.8
То же, с учетом Ко
1.6
1.3
1.0
0.8
0.7
Итого по ПС 110 кВ
5.0
4.0
4.2
4.3
4.4
То же, с учетом Ко
4.7
3.8
3.9
4.0
4.2
То же, с учетом Км
4.5
3.5
3.7
3.8
4.0
18 ПС 110/35/10 кВ Сегедур
Шины 10 кВ
С/х нагрузка, нефтедобыча, районная нагрузка
0.6
1.5
1.7
2.1
2.5
Шины 35 кВ
С/х нагрузка
0.7
1.8
1.9
2.1
2.3
Итого по ПС 110 кВ
1.3
3.3
3.7
4.2
4.8
То же, с учетом Ко
1.2
2.8
3.3
3.8
4.3
То же, с учетом Км
1.0
2.4
3.0
3.4
3.9
19 ПС 110/35/10 кВ Кестым
Шины 10 кВ
Бройлерная птицефабрика
0.5
0.3
0.4
0.4
0.4
Шины 35 кВ
ПС Бурино, Наговицино
Итого шины 35 кВ
1.7
1.0
1.1
1.2
1.4
То же, с учетом Ко
1.4
0.8
1.0
1.1
1.2
Итого по ПС 110 кВ
1.9
1.1
1.4
1.5
1.7
То же, с учетом Ко
1.7
1.0
1.2
1.4
1.5
То же, с учетом Км
1.5
0.7
1.1
1.2
1.3
20 ПС 110/10 кВ Турна
С/х нагрузка
0.3
0.5
0.5
0.5
0.6
То же, с учетом Км
0.2
0.3
0.4
0.4
0.5
21 ПС110/6кВ БНКС-7
Нагрузка НПС
4.2
5.3
5.8
6.4
7.0
То же, с учетом Км
3.6
4.5
5.2
5.7
6.3
Итого по району
82.9
104.3
129.3
141.2
160.6
Воткинский энергорайон
Таблица 94
Электрические нагрузки по шинам 6-10 и 35 кВ электростанций и подстанций 110 кВ и выше
МВт
Наименование подстанции
2000
2007
2010
2015
2020
1 ПС 110/6 кВ ВМЗ-1
Шины 6 кВ
Воткинский машзавод
13.0
18.0
20.7
21.7
22.8
Коммунально-бытовая нагрузка
8.3
9.0
9.9
10.9
12.0
Итого шины 6 кВ
21.3
27.0
30.6
32.6
34.8
То же, с учетом Ко
17.0
21.6
24.5
26.1
27.8
СН Воткинской ТЭЦ
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
Всего нагрузка
18.0
22.6
25.5
27.1
28.8
2 ПС110/6кВ ВМЗ-2
Воткинский машзавод
4.0
0.0
4.6
5.1
5.6
Коммунально-бытовая нагрузка
3.0
0.0
3.2
3.3
3.5
Итого по ПС 110 кВ
7.0
0.0
7.8
8.4
9.0
То же, с учетом Ко
6.0
0.0
0.0
0.0
0.0
То же, с учетом Км
5.0
0.0
7.0
7.5
8.1
3 ПС 110/6 кВ Промышленная
Воткинский машзавод
2.5
2.5
2.9
3.2
3.5
То же, с учетом Км
2.0
2.0
2.6
2.8
3.1
4 ПС 110/35/6 кВ Воткинск
Шины 6 кВ
Коммунально-бытовая нагрузка
4.2
6.7
7.4
8.1
8.9
Шины 35 кВ
ПС Гавриловка, Первомайская, Кивары, Светлое, Перевозное, Малиновская, Двигатель, Кварса
Итого шины 35 кВ
4.4
7.0
8.1
8.5
8.9
То же, с учетом Ко
4.0
6.7
7.3
7.7
8.0
Итого по ПС 110 кВ
8.2
13.4
14.7
15.8
17.0
То же, с учетом Ко
7.4
11.4
11.7
12.6
13.6
То же, с учетом Км
6.6
9.0
9.4
10.1
10.9
5 ПС 110/35/10 кВ Птицефабрика
Шины 10 кВ
Нагрузка ПТФ
0.4
0.5
0.6
0.6
0.7
Шины 35 кВ
С/х нагрузка
0.8
1.0
1.1
1.2
1.3
Итого по ПС 110 кВ
1.2
1.4
1.6
1.8
2.0
То же, с учетом Ко
1.1
1.2
1.4
1.7
1.9
То же, с учетом Км
0.8
1.0
1.3
1.5
1.7
6 ПС 110/6 кВ Прудовая
Водонасосная и очистные сооружения
2.7
2.5
3.0
3.3
3.6
То же, с учетом Км
2.3
2.2
2.7
3.0
3.3
7 ПС 110/6 кВ Городская
Коммунально-бытовая нагрузка
11.1
8.0
9.6
10.6
11.6
То же, с учетом Км
10.0
7.0
8.6
9.5
10.5
8 ПС 110/6 кВ Пашкино
База НГДУ
0.6
2.4
2.9
3.2
3.5
То же, с учетом Км
0.5
2.1
2.6
2.9
3.1
9 ПС 110/35/10 кВ Успенка
Шины 10 кВ
С/х нагрузка
0.5
0.7
0.7
0.8
0.9
Шины 35 кВ
ПС Июльское, Светлое, В.Позимь, Соломенники
Итого шины 35 кВ
4.3
6.0
7.2
7.9
8.7
То же, с учетом Ко
3.8
5.1
6.5
7.5
8.3
Итого по ПС 110 кВ
4.3
5.8
7.2
8.3
9.2
То же, с учетом Ко
3.5
4.9
6.5
7.9
8.7
То же, с учетом Км
3.0
4.0
5.8
7.1
7.8
10 ПС 110/6 кВ Инструментальная
Завод специнструментов
4.9
4.4
4.9
5.3
5.9
Коммунально-бытовая нагрузка
3.0
2.7
3.0
3.3
3.6
Итого по ПС 110 кВ
7.9
7.1
7.8
8.6
9.5
То же, с учетом Ко
7.5
6.4
7.0
7.7
8.5
То же, с учетом Км
7.0
6.1
6.7
7.4
8.1
11 ПС 110/6 кВ Камские склады
Нагрузка ВМЗ
1.4
1.6
1.9
2.1
2.5
То же, с учетом Км
0.9
1.1
1.7
1.9
2.3
12 ПС 220/110/35/6 кВ Сива
Шины 6 кВ
Нефтедобыча и прочие потребители
1.3
1.2
1.5
1.6
2.0
Шины 35 кВ
ПС Кивары, Кельчино, Мишкино I, II, III
Итого шины 35 кВ
2.0
1.9
2.0
2.1
2.2
То же, с учетом Ко
1.5
1.7
1.8
1.9
2.0
Итогр по ПС 220 кВ
2.8
2.9
3.3
3.5
3.9
То же, с учетом Ко
2.6
2.5
2.8
3.0
3.3
То же, с учетом Км
2.5
2.2
2.5
2.7
3.0
13 ПС 110/35/10 кВ Шаркан
Шины 10 кВ
Нефтедобыча и прочие потребители
4.7
4.2
4.9
5.4
6.4
Шины 35 кВ
ПСТыловай, Кельдыш, Сюрсовай, Карсашур
Итого шины 35 кВ
3.0
2.7
3.0
3.3
3.6
То же, с учетом Ко
2.6
2.4
2.7
2.9
3.2
Итого по ПС 110 кВ
7.3
6.7
7.5
8.3
9.7
То же, с учетом Ко
6.8
6.0
6.8
7.5
8.7
То же, с учетом Км
6.2
5.2
5.8
6.3
7.4
14 ПС 110/10 кВ Сосновка
С/х нагрузка, нефтедобыча
0.9
1.5
1.7
1.9
2.1
То же, с учетом Км
0.7
1.2
1.4
1.5
1.7
15 ПС 110/35/6 кВ Кыква
Шины 6 кВ
Распределенная нагрузка
0.7
1.1
1.2
1.3
1.4
Шины 35 кВ
ПСБКС-2 и З, Лудошур, Дмитриевская, Центральная
Итого шины 35 кВ
16.9
25.4
27.9
30.7
33.7
То же, с учетом Ко
15.2
22.8
25.1
27.6
30.4
Итого по ПС 110 кВ
15.9
23.9
26.3
28.9
31.8
То же, с учетом Ко
14.5
21.0
23.1
25.4
28.0
То же, с учетом Км
12.3
18.5
20.8
22.9
25.2
16 ПС 110/35/6 кВ Якшур-Бодья
Шины 6 кВ
С/х нагрузка
3.9
4.3
4.7
5.2
5.7
Шины 35 кВ
ПС Бегеши, Сокол, Чур, Пионерская, Селычка
Итого шины 35 кВ
6.1
6.7
7.4
8.1
8.9
То же, с учетом Ко
5.5
6.0
6.6
7.3
8.0
Итого по ПС 110 кВ
9.4
10.3
11.4
12.5
13.7
То же, с учетом Ко
8.5
8.8
9.7
10.6
11.7
То же, с учетом Км
7.2
7.5
8.2
9.0
9.9
17 ПС 110/35/10 кВ Нефть
Шины 10 кВ
Нефтедобыча
3.0
3.2
3.7
4.0
4.9
Шины 35 кВ
ПС Чутырь, КНС-4, КНС-5, КНС-6, Сельская,
Металлист
Итого шины 35 кВ
12.0
12.0
13.8
14.5
15.2
То же, с учетом Ко
10.0
11.5
13.1
13.8
14.5
Итого по ПС 110 кВ
13.0
14.7
16.8
17.8
19.3
То же, с учетом Ко
12.0
12.5
15.1
16.0
17.4
То же, с учетом Км
10.2
10.2
12.8
13.6
14.8
18 ПС 110/6 кВ Волковская
Нагрузка земснарядов и карьера
2.5
1.5
1.7
1.8
2.0
Комбинат и прочие потребители
2.6
1.6
1.7
1.9
2.1
Итого по ПС 110 кВ
5.1
3.1
3.4
3.7
4.1
То же, с учетом Ко
4.6
2.9
3.2
3.5
3.9
То же, с учетом Км
4.0
2.8
3.0
3.3
3.7
19 ПС 110/6 кВ Гравийная
Нагрузка гравийного карьера
0.6
0.3
0.3
0.4
0.4
Прочие потребители
0.2
0.2
0.2
0.2
0.3
Итого по ПС 110 кВ
0.8
0.5
0.5
0.6
0.7
То же, с учетом Ко
0.5
0.4
0.4
0.5
0.5
То же, с учетом Км
0.3
0.1
0.3
0.3
0.4
20 ПС 110/6 кВ Водозабор
Насосная водозабора и прочие потребители
7.4
7.3
8.4
9.2
10.2
То же, с учетом Км
6.8
6.1
7.1
7.8
8.6
21 ПС 110/6 кВ Прикамье
Нагрузка гравийного карьера
0.6
0.3
0.3
0.4
0.5
То же, с учетом Км
0.5
0.1
0.3
0.3
0.4
22 ПС 110/10 кВ Газовая
С/х нагрузка
0.2
0.3
0.3
0.4
0.4
Нефтедобыча
0.3
0.4
0.5
0.5
0.6
Газопровод
0.9
0.9
1.1
1.3
1.6
Итого по ПС 110 кВ
1.4
1.6
1.9
2.2
2.6
То же, с учетом Ко
1.2
1.4
1.7
2.0
2.3
То же, с учетом Км
1.0
1.2
1.5
1.8
2.1
23 ПС 110/10 кВ Быги
С/х нагрузка
1.5
1.7
1.9
2.1
2.3
То же, с учетом Км
1.1
1.2
1.6
1.7
1.9
24 ПС 110/10 кВ Малиновка
С/х нагрузка
0.8
0.7
0.8
0.8
0.9
То же, с учетом Км
0.6
0.5
0.7
0.7
0.8
25 ПС 110/10 кВ Болгуры
С/х нагрузка
1.2
1.1
1.2
1.2
1.3
То же, с учетом Км
0.9
0.7
1.0
1.0
1.1
26 ПС 110/ЮкВ Лынга
Нефтедобыча
1.0
2.5
2.9
3.2
3.5
Распределенная нагрузка
0.4
1.0
1.2
1.3
1.5
Итого по ПС 110 кВ
1.4
3.5
4.1
4.5
4.9
То же, с учетом Ко
1.3
3.2
3.7
4.0
4.4
То же, с учетом Км
1.0
2.6
3.1
3.4
3.8
27 ПС 110/35/6 кВ Киенгоп
Шины 6 кВ
С/х нагрузка
1.0
0.8
0.9
1.0
1.1
Шины 35 кВ
Распределенная нагрузка
1.4
2.2
2.4
2.7
2.9
Итого по ПС 110 кВ
2.4
3.0
3.3
3.6
4.0
То же, с учетом Ко
2.1
2.8
3.1
3.4
3.8
То же, с учетом Км
1.6
2.5
2.8
3.1
3.4
28 ПС 110/10 кВ Нырошур
С/х нагрузка
0.1
0.3
0.3
0.4
0.4
То же, с учетом Км
0.1
0.2
0.3
0.3
0.3
29 ПС 110/6 кВ Николаевская
С/х нагрузка
0.7
1.2
1.3
1.5
1.6
То же, с учетом Км
0.5
0.9
1.1
1.2
1.4
30 ПС 110/35/10 Мишкино-3
Шины 10 кВ
С/х нагрузка
3.5
7.0
7.7
8.5
9.3
Шины 35 кВ
ПС Мишкино I.II
10.5
21.0
23.1
24.3
25.5
То же, с учетом Ко
9.5
18.9
20.8
21.8
22.9
Итого по ПС 110 кВ
13.0
25.9
28.5
30.3
32.2
То же, с учетом Ко
12.3
23.3
25.6
27.3
29.0
То же, с учетом Км
11.1
20.2
21.8
23.2
24.7
31 ПС 110/10 кВ Чернушка
Черновское месторождение нефти
-
3.5
4.2
4.6
5.1
То же, с учетом Км
-
2.9
3.6
3.9
4.3
Итого по району
124.7
143.9
173.6
189.2
206.6
Ижевский энергорайон
Таблица 95
Электрические нагрузки по шинам 6-10 и 35 кВ электростанций и подстанций 110 кВ и выше
МВт
Наименование подстанции
2000
2007
2010
2015
2020
1 ПС 110/35/10 кВ Сюмси
Шины 10 кВ
С/х нагрузка и прочие потребители
3.5
3.1
3.4
3.8
4.1
Шины 35 кВ
ПС Гура
1.8
1.5
1.7
1.8
2.0
Итого по ПС 110 кВ
5.3
4.6
5.1
5.6
7.7
То же, с учетом Ко
4.7
3.9
4.6
5.0
6.9
То же, с учетом Км
4.1
3.5
4.1
4.5
6.2
2 ПС 110/35/10 кВ Орловская
Шины 10 кВ
Нагрузка НПС нефтепровода Сургут-Полоцк
4.5
7.2
7.9
8.3
9.1
С/х нагрузка
0.5
0.8
0.9
1.0
1.1
Итого шины 10 кВ
5.0
8.0
8.8
9.3
10.2
То же, с учетом Ко
4.2
6.8
7.5
7.9
8.7
Шины 35 кВ
ПС Кильмезь, Сюрек, Какси
Итого шины 35 кВ
4.5
7.2
7.9
8.7
9.6
То же, с учетом Ко
3.7
5.8
6.3
7.0
7.7
Итого по ПС 110 кВ
7.9
12.6
13.8
14.9
16.3
То же, с учетом Ко
7.2
10.7
11.7
12.6
13.9
То же, с учетом Км
6.5
8.6
9.4
10.1
11.1
3 ПС 220/110/10 кВ Садовая
Шины 10 кВ
С/х нагрузка
5.3
9.5
10.5
11.5
13.8
Прочие потребители
0.7
1.8
2.0
2.2
2.6
Итого по ПС 220 кВ
6.0
11.3
12.4
13.7
16.4
То же, с учетом Ко
5.9
10.7
11.8
13.0
15.6
То же, с учетом Км
5.8
10.0
11.2
12.3
14.8
4 ПС 110/10 кВ Азино
С/х нагрузка и нефтедобыча
2.1
1.6
1.9
2.1
2.3
То же, с учетом Км
1.8
1.2
1.4
1.6
1.7
5 ПС 110/35/10 кВ Ува
Шины 10 кВ
Лесозавод
2.9
3.2
3.8
4.0
4.2
С/х потребители
3.5
3.9
4.2
4.7
5.1
Коммунально-бытовая нагрузка и прочие
5.0
5.5
6.1
6.7
7.3
потребители
Итого шины 10 кВ
12.0
12.5
14.1
15.3
16.7
То же, с учетом Ко
10.3
10.7
12.0
13.0
14.2
Шины 35 кВ
ПС Каркалай, Рябово, Калининская, Тукля,
Мушковай, Монья
Итого шины 35 кВ
5.2
5.7
6.3
6.6
6.9
Тоже, с учетом Ко
4.5
4.9
5.3
5.6
5.9
Итого по ПС 110 кВ
14.8
15.5
17.3
18.6
20.1
То же, с учетом Ко
12.7
13.5
15.1
16.2
17.5
То же, с учетом Км
11.1
11.9
13.6
14.6
15.7
6 ПС 110/35/10 кВ Вавож
Шины 10 кВ
С/х нагрузка
2.7
2.4
2.6
2.9
3.2
Шины 35 кВ
ПС Какмож, Макарове Лыстем, Рябово
Итого шины 35 кВ
2.7
2.4
2.6
2.9
3.2
То же, с учетом Ко
2.2
2.2
2.4
2.6
2.9
Итого по ПС 110 кВ
4.9
4.6
5.0
5.5
6.1
То же, с учетом Ко
4.6
4.1
4.5
5.0
5.5
То же, с учетом Км
4.4
3.9
4.3
4.7
5.2
7 ПС 110/35/10 кВ Нылга
Шины 10 кВ
С/х нагрузка
4.0
3.2
3.5
3.9
4.3
Шины 35 кВ
ПС Кыйлуд, Урал, Булай, Киби-Жикья
Итого шины 35 кВ
2.4
1.9
2.1
2.3
2.6
То же, с учетом Ко
2.1
1.6
1.8
2.0
2.2
Итого по ПС 110 кВ
6.1
4.8
5.3
5.8
6.4
То же, с учетом Ко
5.5
4.4
3.5
2.8
2.3
То же, с учетом Км
5.0
3.9
3.2
2.5
2.0
8 ПС 110/35/10 кВ Вала
Шины 10 кВ
С/х нагрузка
1.1
0.9
1.0
1.1
1.2
Шины 35 кВ
ПС Ожги, Зямбай, Искра
2.5
2.0
2.2
2.4
2.7
То же, с учетом Ко
2.0
1.6
1.8
1.9
2.1
Итого по ПС 110 кВ
3.1
2.5
2.7
3.0
3.3
То же, с учетом Ко
2.8
2.2
2.5
2.7
3.0
То же, с учетом Км
2.1
1.7
2.0
2.2
2.4
9 ПС 110/10 кВ Игерман
Лечебно-трудовой профилакторий, госплемстанция, прочие потребители
2.2
6.6
7.9
8.3
9.1
То же, с учетом Ко
2.0
5.9
7.1
7.5
8.2
То же, с учетом Км
1.8
5.2
6.4
6.7
7.4
10 ПС 220/110/10 кВ Ижевск
Шины 10 кВ
Завод Буммаш
4.7
4.0
4.8
5.0
5.3
Трест-17
0.9
0.8
0.9
1.0
1.0
Типография
1.1
0.9
1.0
1.1
1.1
Тяговая нагрузка
1.3
1.1
1.2
1.3
1.5
Коммунально-бытовая нагрузка
6.6
5.6
6.5
7.1
7.8
Итого по ПС 220 кВ
14.6
12.4
14.4
15.5
16.7
То же, с учетом Ко
13.1
11.2
13.0
14.0
15.0
То же, с учетом Км
11.8
10.0
11.7
12.6
13.5
11 ПС 110/10 кВ Буммаш
Завод Буммаш
10.8
17.8
21.4
23.5
25.9
Предприятие ЯЧ-91/4
1.8
3.0
3.3
3.6
4.0
Коммунально-бытовая нагрузка
3.7
6.1
7.3
8.1
8.9
Итого по ПС 110 кВ
16.3
26.9
32.0
35.2
38.7
То же, с учетом Ко
14.6
22.9
27.2
29.9
32.9
То же, с учетом Км
12.2
20.1
23.6
26.0
28.6
12 ПС 110/10 кВ Автозавод
Автозавод
22.0
18.7
20.6
21.6
23.8
База электронно-механического завода
0.4
0.3
0.4
0.4
0.5
Асфальтобетонный завод
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
Тяговая нагрузка
0.5
0.4
0.5
0.5
0.6
КНС №5
1.2
1.0
1.2
1.2
1.4
Коммунально-бытовая нагрузка
1.0
0.9
1.0
1.0
1.1
Итого по ПС 110 кВ
25.4
21.6
23.9
25.1
27.6
То же, с учетом Ко
23.6
19.9
22.0
23.1
25.4
То же, с учетом Км
22.0
18.8
20.9
21.9
24.1
13 ПС Танково 110/6 кВ
Строительство ТЭЦ-2
-
Очистные сооружения водопровода
1.4
1.6
1.8
2.0
2.2
Тепличный комбинат
0.9
1.0
1.2
1.3
1.4
КНС №13, 15, 16
1.2
1.4
1.6
1.7
1.9
Коммунально-бытовая нагрузка
1.5
1.7
1.9
2.1
2.4
Тяговая нагрузка
1.0
1.1
1.3
1.4
1.6
Итого по ПС 110 кВ
6.0
6.8
7.8
8.6
9.4
То же, с учетом Ко
5.4
6.1
7.0
7.7
8.5
То же, с учетом Км
4.6
5.2
6.0
6.6
7.2
14 ПС 110/10 кВ Химик
Завод пластмассовых изделий
1.7
2.6
2.9
3.2
3.5
Коммунально-бытовая нагрузка
4.8
7.2
8.3
9.1
10.0
Итого по ПС 110 кВ
6.5
9.8
11.2
12.3
13.6
То же, с учетом Ко
6.2
9.3
10.7
11.7
12.9
То же, с учетом Км
6.0
9.0
10.2
11.2
12.4
15 ПС 110/6 кВ Кузнечная
Кузнечно-прессовый комплекс
1.5
0.6
0.8
0.9
1.0
С/х нагрузка и прочие потребители
1.5
0.7
0.8
0.8
0.9
Итого по ПС 110 кВ
3.0
1.3
1.6
1.7
1.9
То же, с учетом Ко
2.0
1.1
1.3
1.4
1.5
То же, с учетом Км
1.0
0.4
1.0
1.1
1.2
16 ПС 110/10 кВ Прессовая
Ижмаш
9.0
10.5
11.6
12.7
14.0
То же, с учетом Км
6.8
6.0
8.7
9.5
10.5
17 ПС110/6 кВ Культбаза
Радиозавод
23.7
24.9
29.9
32.8
36.1
Редукторный завод
Тяговая нагрузка
1.6
1.8
2.0
2.2
2.4
Предприятие ЯЧ-91/1 и ИЗ-13-1
2.4
2.6
3.0
3.3
3.7
Коммунально-бытовая нагрузка
9.6
10.6
12.1
13.4
14.7
Итого по ПС 110 кВ
37.3
39.8
47.1
51.8
56.9
То же, с учетом Ко
33.8
35.9
42.4
46.6
51.3
То же, с учетом Км
29.0
30.7
36.0
39.6
43.6
18 ПС 110/6 кВ Майская
Редукторный завод
5.9
8.9
10.2
11.2
12.3
Тяговая нагрузка
1.5
2.3
2.6
2.8
3.1
ИНИТИ
2.0
3.0
3.5
3.8
4.2
Ижевский жиркомбинат
2.5
3.8
4.3
4.7
5.2
Коммунально-бытовая нагрузка
5.4
8.1
9.3
11.2
13.4
Итого по ПС 110 кВ
17.3
26.0
29.8
33.8
38.3
То же, с учетом Ко
16.6
24.1
27.8
31.4
35.6
То же, с учетом Км
15.6
22.7
26.4
29.8
33.8
19 ПС 110/10 Кировская
ГПЗ-13
1.2
3.6
4.1
4.6
5.0
Корпус бытовых магнитофонов
0.8
2.6
3.1
3.4
3.7
Коммунально-бытовая нагрузка
1.6
4.8
5.8
6.3
7.0
Редукторный завод
0.8
2.8
3.2
3.4
3.6
Итого по ПС 110 кВ
4.4
13.8
16.2
17.7
19.2
То же, с учетом Ко
3.6
13.1
15.4
16.8
18.3
То же, с учетом Км
3.0
12.3
14.6
15.9
17.4
20 ПС 110/6 Подлесная
ИНИТИ
-
КНС-12, 21
2.5
3.3
3.7
4.1
4.5
Коммунально-бытовая нагрузка
8.1
10.5
12.1
13.3
14.7
Тяговая нагрузка
1.8
2.3
2.7
3.0
3.3
Троллейбусный парк №1
1.1
1.4
1.6
1.8
2.0
Итого по ПС 110 кВ
13.5
17.6
20.2
22.2
24.4
То же, с учетом Ко
12.1
15.4
17.8
19.5
21.5
То же, с учетом Км
10.8
13.9
16.0
17.6
19.3
21 ПС 110/6 кВ Парковая
Электромеханический завод
5.7
6.3
7.2
7.9
8.7
КНС-6
4.0
4.4
5.1
5.6
6.1
Тяговая нагрузка
1.7
1.9
2.2
2.4
2.6
Коммунально-бытовая нагрузка
5.7
6.3
7.2
7.9
8.7
Итого по ПС 110 кВ
17.1
18.8
21.6
23.8
26.2
То же, с учетом Ко
15.4
16.6
19.0
20.9
23.0
То же, с учетом Км
14.0
15.4
18.1
19.9
21.9
22 ПС 110/6 Подборенка
Электромеханический завод
2.1
4.4
5.3
5.8
6.4
ИНИТИ
1.8
3.8
4.3
4.8
5.3
Коммунально-бытовая нагрузка
1.2
2.5
3.0
3.3
3.7
Итого по ПС 110 кВ
5.1
10.7
12.7
13.9
15.3
Тоже, с учетом Ко
3.9
8.8
10.4
11.4
12.6
То же, с учетом Км
3.3
6.4
8.3
9.1
10.1
23 ПС 110/10 кВ Центральная
Тяговая нагрузка
2.6
3.4
4.1
4.5
5.0
Промбаза Северо-Восточного узла
9.9
13.1
15.0
16.5
18.2
Коммунально-бытовая нагрузка
14.0
18.5
21.3
23.4
25.7
Итого по ПС 110 кВ
26.5
35.0
40.4
44.4
48.9
То же, с учетом Ко
24.8
32.5
37.6
41.3
45.5
То же, с учетом Км
22.3
30.5
35.7
39.3
43.2
24 ПС 110/10 кВ Восточная
Механический завод
3.9
5.5
6.6
7.2
7.9
Тяговая нагрузка
1.5
2.1
2.5
2.8
3.0
Коммунально-бытовая нагрузка
6.9
9.7
10.6
11.7
12.9
Завод Метеор
7.4
10.4
10.8
11.9
13.1
Итого по ПС 110 кВ
19.6
27.6
30.5
33.6
36.9
То же, с-учетом Ко
17.2
24.3
26.9
29.5
32.5
То же, с учетом Км
16.5
23.1
25.5
28.1
30.9
25 ПС 110/6 кВ Смирново
Производственные базы Удмуртнефти
3.7
4.2
4.6
5.1
6.1
То же, с учетом Км
3.3
3.8
4.2
4.6
5.5
26 ПС 110/10 кВ Опытная
С/х нагрузка
4.3
5.1
6.1
6.7
8.1
То же, с учетом Км
3.6
4.1
5.4
5.9
7.1
27 ПС 110/6 кВ Медведево
С/х нагрузка
2.9
3.2
3.5
3.9
4.6
Очистные сооружения канализации
2.4
2.6
2.9
3.2
3.8
Коммунально-бытовая нагрузка
2.7
3.0
3.3
3.6
4.3
Итого по ПС 110 кВ
8.0
8.8
9.7
10.6
12.8
То же, с учетом Ко
7.3
7.7
8.5
9.4
11.2
То же, с учетом Км
6.5
6.6
7.4
8.2
9.8
28 ПС 110/35/10 кВ Завьялово
Шины 10 кВ
Аэропорт
5.0
3.8
4.1
4.5
5.4
Прочие потребители
3.8
2.9
3.1
3.4
4.1
Итого шины 10 кВ
8.8
6.6
7.3
8.0
9.6
То же, с учетом Ко
6.6
5.6
6.2
6.8
8.1
Шины 35 кВ
ПС 35/10 кВ Гольяны, Россия, Каменное
Итого шины 35 кВ
5.0
3.8
4.1
4.5
5.4
То же, с учетом Ко
3.3
3.2
3.5
3.9
4.6
Итого по ПС 110 кВ
9.9
8.8
9.7
10.6
12.8
То же, с учетом Ко
8.9
7.3
8.0
8.8
10.6
То же, с учетом Км
7.0
5.2
6.4
7.1
8.5
29 ПС 110/35/6 кВ Соцгород
Шины 6 кВ
Механический завод
9.5
8.4
9.6
10.6
12.7
С/х нагрузка
1.9
1.7
1.9
2.1
2.5
Коммунально-бытовая нагрузка
4.0
3.5
4.0
4.5
5.3
Трамвайное депо №2
0.5
0.4
0.5
0.6
0.7
Итого шины 6 кВ
15.9
14.0
16.1
17.7
21.2
То же, с учетом Ко
15.3
13.3
15.3
16.8
20.2
То же, с учетом Км
14.6
12.7
14.5
16.0
19.2
30 ПС 110/10 кВ Пирогово
Асфальтобетонный завод
1.2
1.9
2.1
2.3
2.7
Тепличный комбинат
2.4
3.7
4.3
4.7
5.7
Тяговая нагрузка
1.0
1.6
1.8
2.0
2.4
Аэродром
0.5
0.8
0.9
1.0
1.2
Ижевский механический завод
3.0
4.7
5.4
5.9
7.7
Итого по ПС 110 кВ
8.1
12.6
14.4
15.9
19.6
То же, с учетом Ко
7.5
11.4
13.0
14.3
17.7
То же, с учетом Км
7.0
10.8
12.3
13.6
16.8
31 ПС 110/35/10 кВ Докша
Шины 10 кВ
Нагрузка нефтедобычи
6.0
9.6
11.5
12.7
15.2
С/х нагрузка
1.0
1.6
1.8
1.9
2.1
Итого шины 10 кВ
7.0
11.2
13.3
14.6
17.3
То же, с учетом Ко
5.7
9.7
11.6
12.7
15.1
Шины 35 кВ
Нагрузка Гремихинского м.р.нефти
6.6
10.6
12.1
13.4
16.0
Итого по ПС 110 кВ
12.2
20.3
23.7
26.1
31.1
То же, с учетом Ко
10.9
16.6
19.4
21.4
25.5
То же, с учетом Км
8.7
13.4
15.5
17.1
20.4
32 ПС 110/6 кВ Рабочая
Механический завод
16.2
21.1
25.3
27.8
33.4
Завод металлоизделий
2.7
3.5
4.2
4.2
4.6
Коммунально-бытовая нагрузка
10.0
13.0
15.0
16.4
18.1
Тяговая нагрузка
2.3
3.0
3.3
3.6
4.0
Трамвайное депо №1
0.7
0.9
1.1
1.1
1.2
Итого по ПС 110 кВ
31.9
41.5
48.8
53.2
61.3
То же, с учетом Ко
29.3
35.2
41.5
45.2
52.1
То же, с учетом Км
27.0
32.6
38.6
42.0
48.4
33 ПС 110/6 кВ Вокзальная
Ижевский участок Горьковской ж.д.
1.0
0.9
0.9
1.0
1.1
КНС-8, КНС-1
3.0
2.6
2.8
3.1
3.4
Коммунально-бытовая нагрузка
8.1
6.9
7.6
8.3
9.2
Мясокомбинат
1.3
1.1
1.2
1.3
1.6
Тяговая нагрузка
0.9
0.8
0.8
0.9
1.0
Мебельная фабрика
1.5
1.3
1.4
1.5
1.9
Итого по ПС 110 кВ
14.9
13.4
14.8
16.2
18.1
То же, с учетом Ко
14.4
12.4
13.6
14.9
16.7
То же, с учетом Км
14.0
11.7
12.9
14.2
15.8
34 ПС 110/27,5 кВ Ижевск-т
Шины 27,5 кВ
Электротяга
0.0
0.2
6.0
6.6
7.3
То же, с учетом Км
0.0
0.1
4.8
5.3
5.8
35 ПС 110/35/6 Нефтемаш
Шины 6 кВ
Нефтемаш
7.7
9.2
10.6
11.7
14.0
Тяговая нагрузка
2.3
2.8
3.2
3.5
4.2
С/х нагрузка
2.2
2.6
2.9
3.2
3.8
ГКНС №2, 3
3.0
3.6
4.0
4.4
4.8
Коммунально-бытовая нагрузка
3.6
4.3
4.8
5.2
6.3
Итого по ПС 110 кВ
18.8
22.6
25.4
28.0
33.1
То же, с учетом Ко
15.6
19.6
22.1
24.3
28.8
То же, с учетом Км
14.4
16.7
20.6
22.6
26.8
36 ПС 110/35/6 кВ Заречная
Шины 6 кВ
Завод ячеистого бетона
2.1
2.3
2.7
2.9
3.5
Лесозавод машзавода
2.1
2.3
2.7
2.9
3.5
Завод керамических блоков
1.1
1.2
1.4
1.5
1.8
Коммунально-бытовая нагрузка
3.2
3.5
4.0
4.5
5.8
Промзона, лесобазы
1.1
1.2
1.4
1.5
1.8
Тяговая нагрузка
0.5
0.6
0.6
0.7
0.8
Очистные сооружения металлургического завода
1.1
1.2
1.4
1.5
1.8
Итого по шинам 6 кВ
11.3
12.3
14.2
15.6
19.1
То же, с учетом Ко
10.5
11.7
13.5
14.8
18.2
Шины 35 кВ
Итого по ПС 110 кВ
10.5
11.7
13.5
14.8
18.2
То же, с учетом Км
9.0
10.0
11.4
12.6
15.5
37 ПС 110/35/10 Вараксино
Шины 10 кВ
Птицефабрика
2.1
3.4
3.9
4.3
5.5
Прочая сельскохозяйственная нагрузка
2.0
3.2
3.5
3.9
4.6
Итого шины 6 кВ
4.1
6.6
7.4
8.1
10.2
То же, с учетом Ко
3.4
5.9
6.6
7.3
9.2
Шины 35 кВ
ПС Шабердино, Люкшудья
Итого шины 35 кВ
2.3
3.2
3.5
3.9
4.7
То же, с учетом Ко
2.3
3.2
4.5
6.3
8.8
Итого по ПС 110 кВ
5.7
9.1
11.2
13.6
18.0
То же, с учетом Ко
5.4
8.1
9.9
12.1
16.0
То же, с учетом Км
5.0
7.8
9.4
11.5
15.2
38 ПС 110/35/10 кВ Никольская
Шины 10 кВ
С/х нагрузка
4.9
5.4
5.7
5.9
6.2
Шины 35 кВ
ПС Юськи, Норья, Красное, Совхозная
Итого шины 35 кВ
8.1
8.5
8.9
9.4
9.8
То же, с учетом Ко
7.4
7.5
7.9
8.3
8.7
Итого по ПС 110 кВ
12.3
12.9
13.5
14.2
14.9
То же, с учетом Ко
11.0
11.3
11.9
12.5
13.1
То же, с учетом Км
10.0
10.2
10.7
11.2
11.8
39 ПС 110/6 кВ Машзавод
Машзавод
20.4
19.6
22.5
24.8
27.3
Насосная станция водопровода
9.8
9.4
10.8
11.9
13.1
Коммунально-бытовая нагрузка
4.8
4.6
5.3
5.8
6.4
Прочие потребители
2.9
2.8
3.2
3.5
3.9
Итого по ПС 110 кВ
37.9
36.4
41.8
46.0
50.6
То же, с учетом Ко
35.3
33.5
38.5
42.3
46.6
То же, с учетом Км
32.8
31.0
35.8
39.4
43.3
40 ПС110/6кВ ГПП-3
Металлургический завод
14.0
22.4
25.8
28.3
31.2
Машзавод
3.1
5.0
5.7
6.3
6.9
Тяговая нагрузка
1.1
1.8
2.0
2.2
2.4
Троллейбусный парк
1.1
1.8
1.9
2.1
2.3
Итого по ПС 110 кВ
19.3
30.9
35.4
39.0
42.9
То же, с учетом Ко
18.1
27.8
31.9
35.1
38.6
То же, с учетом Км
16.0
25.5
28.7
31.6
34.7
41 ПС 220/110/6 кВ Металлург
Шины 6 кВ
Металлургический завод
20.7
23.8
27.4
28.7
34.5
Мотозавод (площадка №2)
6.0
6.9
7.9
8.3
9.2
Машзавод
1.9
2.2
2.5
2.6
2.9
Завод сборного железобетона
2.8
3.2
3.7
3.9
4.3
Коммунально-бытовая нагрузка
7.5
8.6
9.9
10.4
11.5
Итого по ПС 220 кВ
38.9
44.7
51.4
54.0
62.3
То же, с учетом Ко
36.4
42.5
48.9
51.3
59.2
То же, с учетом Км
35.0
40.0
46.4
48.8
56.2
42 ПС 110/35/6 кВ Лесная
Шины 6 кВ
Нагрузка ВМЗ
2.5
2.2
2.4
2.7
2.9
Шины 35 кВ
ПС Важой, Сокол, Успенское
Итого шины 35 кВ
2.8
2.5
2.7
3.0
3.3
То же, с учетом Ко
2.5
2.2
2.3
2.5
2.8
Итого по ПС 110 кВ
5.0
4.4
4.7
5.2
5.7
То же, с учетом Ко
4.5
4.2
4.5
4.9
5.4
То же, с учетом Км
4.0
3.5
3.8
4.1
4.5
43 ПС 110/10 кВ Полевая
Распределенная нагрузка
0.9
1.2
1.3
1.5
1.6
То же, с учетом Км
0.7
0.9
1.1
1.2
1.4
44 Ижевская ТЭЦ-1
Металлургический завод
12.5
16.3
18.7
19.6
21.6
Машзавод
3.6
4.7
5.4
5.7
6.2
Тяговая нагрузка
0.9
1.2
1.3
1.4
1.6
Электромеханический завод
0.9
1.2
1.3
1.4
1.6
Коммунально-бытовая нагрузка
6.3
8.2
9.4
9.9
10.9
Итого по Ижевской ТЭЦ-1
24.2
31.5
36.2
38.0
41.8
То же, с учетом Ко
21.3
25.3
25.3
25.3
25.3
СН ТЭЦ-1
6.5
9.7
12.6
13.9
15.3
Нагрузка на Ижевской ТЭЦ-1
27.8
35.0
37.9
39.2
40.6
45 ИжевскаяТЭЦ-2
с.н.
30.2
32.6
34.2
37.7
39.5
46 ПС 110/6 кВ Пушкинская
Коммунально-бытовая нагрузка
-
-
-
-
0
То же, с учетом Км
-
-
-
-
0
47 ПС 110/10 кВ Метеор
Распределенная нагрузка
-
-
-
-
40.0
То же, с учетом Км
-
-
-
-
38.0
48 ПС 110/10 кВ Пазелы
Распределенная нагрузка
-
-
-
10.0
16.2
То же, с учетом Км
-
-
-
7.8
15.0
49 ПС 110/10 кВ Районная
Распределенная нагрузка
-
-
-
-
3.0
То же, с учетом Км
-
-
-
-
2.2
50 110/6 кВ Набережная
Шины 6 кВ
-
-
-
-
31.0
То же, с учетом Км
-
-
-
-
28.0
51 ПС 110/10 кВ Союзная
Станция очистки технической и питьевой воды
-
-
-
40.0
50.0
То же, с учетом Км
-
-
-
38.2
50.0
52 ПС 110/6 кВ Зенитная
Коммунально-бытовая нагрузка
-
-
14.0
26.0
30.0
Прочие потребители
-
-
8.0
16.0
20.0
Итого по ПС 110 кВ
-
-
22.0
42.0
50.0
То же, с учетом Ко
-
-
21.2
38.4
47.0
То же, с учетом Км
-
-
20.0
36.0
44.1
53 ПС 110/10 кВ Магистральная
Распределенная нагрузка
-
-
-
13,3
25,5
То же, с учетом Км
-
-
-
9,9
23,2
Итого по району
498.1
588.6
694.5
845.5
1058.3
Можгинский энергорайон
Таблица 96
Электрические нагрузки по шинам 6-10 и 35 кВ электростанций и подстанций 110 кВ и выше
МВт
Наименование подстанции
2000
2007
2010
2015
2020
1 ПС 110/35/10 кВ Пурга
Шины 10 кВ
С/х нагрузка
6.0
1.8
2.0
2.1
2.3
Коммунально-бытовая нагрузка
9.0
2.7
3.0
3.3
3.4
Нагрузка электротяги
8.0
2.4
2.8
2.9
3.0
Итого по ПС 110 кВ
23.0
6.9
7.7
8.2
8.8
То же, с учетом Ко
22.5
6.7
7.5
8.0
8.5
То же, с учетом Км
22.2
6.4
7.3
7.8
8.3
2 ПС 110/35/10 кВ Яган
Шины 10 кВ
С/х нагрузка
1.6
1.7
1.9
2.1
2.3
Шины 35 кВ
ПС Кечево, Бураново
Итого шины 35 кВ
3.3
3.0
3.2
3.5
3.6
То же, с учетом Ко
2.6
2.8
2.9
3.2
3.4
Итого по ПС 110 кВ
4.2
4.5
4.8
5.3
5.6
То же, с учетом Ко
3.8
4.0
4.3
4.7
5.1
То же, с учетом Км
3.5
3.6
3.9
4.3
4.6
3 ПС 110/6 кВ Нефтяная
Нагрузка НПС нефтепровода Киенгоп-Набережная
2.5
1.5
1.7
2.0
2.2
То же, с учетом Км
1.8
0.6
1.2
1.5
1.6
4 ПС 110/10 кВ Подгорная
Животноводческий комплекс и прочие потребители
1.2
2.8
3.2
3.5
4.1
То же, с учетом Км
0.9
1.5
2.4
2.7
3.1
5 ПС 110/35/10 кВ Киясово
Шины 10 кВ
С/х нагрузка
9.5
5.7
6.3
6.8
7.4
Шины 35 кВ
ПС Салья, Яжвахтино, Ильдибаево, Кугупово
Итого шины 35 кВ
6.2
3.7
4.5
4.9
5.6
То же, с учетом Ко
5.3
3.2
3.8
4.2
4.8
Итого по ПС 110 кВ
14.8
8.9
10.1
10.9
12.2
То же, с учетом Ко
13.3
8.0
9.1
9.9
11.0
То же, с учетом Км
12.0
7.2
8.2
8.9
9.9
6 ПС 110/27/10 кВ Агрыз-т
Шины 27 кВ
Электротяга
7.0
22.4
24.6
27.1
29.8
Шины 110 кВ
ПС Агрыз-городская
5.0
16.0
18.4
19.9
22.3
Итого по ПС 110 кВ
12.0
38.4
43.0
47.0
52.1
То же, с учетом Ко
10.0
31.9
35.7
39.0
43.2
То же, с учетом Км
9.0
28.0
31.4
34.3
38.0
7 ПС 110/35/10 кВ Ильинская
Шины 10 кВ
С/х нагрузка
0.5
0.8
0.8
0.9
1.0
Шины 35 кВ
ПС Б.Кибья, Уром, Радист
Итого шины 35 кВ
3.4
5.2
5.9
6.2
6.6
То же, с учетом Ко
2.6
4.0
4.6
4.9
5.1
Итого по ПС 110 кВ
3.1
4.8
5.5
5.8
6.1
То же, с учетом Ко
2.5
3.8
4.4
4.6
4.9
То же, с учетом Км
2.0
3.1
3.5
3.7
3.9
8 ПС 110/35/27 кВ Пычас-т
Шины 35 кВ
Распределенная нагрузка
1.2
2.2
2.4
2.6
2.9
Шины 27 кВ
Электротяга
11.0
20.0
21.0
22.1
24.3
Итого по ПС 110 кВ
12.2
22.2
23.4
24.7
27.1
То же, с учетом Ко
11.0
19.9
21.0
22.2
24.4
То же, с учетом Км
10.0
18.1
18.9
20.0
22.0
9 ПС 110/35/6 кВ Можга
Шины 6 кВ
С/х нагрузка
3.9
4.0
4.4
4.8
5.8
Коммунально-бытовая нагрузка
12.4
11.5
12.1
13.3
14.6
Маслосырзавод и лесозавод
1.4
1.8
2.0
2.2
2.4
Итого шины 6 кВ
17.7
17.3
18.5
20.3
22.8
То же, с учетом Ко
15.8
15.6
16.6
18.3
20.5
Шины 35 кВ
ПС Пычас, Горняк, Знаменская, Асаново, Люга, Гыбдан, Б.Уча, Пинязь, Чумайтло, Новогорское, Сельская, Коммуна, Биляр
Итого шины 35 кВ
7.7
8.2
9.4
10.4
11.4
То же, с учетом Ко
6.6
7.0
8.0
8.8
9.7
Итого по ПС 110 кВ
22.4
22.5
24.6
27.1
30.2
То же, с учетом Ко
21.4
21.2
23.1
25.5
28.4
То же, с учетом Км
20.6
19.5
22.0
24.2
27.0
10 ПС 110/6 кВ Свет
Сюгинский стекольный завод
3.7
5.4
6.2
6.7
7.7
Завод дубильных экстрактов
0.5
0.7
0.9
1.0
1.1
Коммунально-бытовая нагрузка
4.5
6.8
7.1
7.9
8.6
Лесозавод
1.7
2.4
2.9
3.2
3.5
Итого по ПС 110 кВ
10.4
15.3
17.1
18.6
20.8
То же, с учетом Ко
9.5
14.1
15.7
17.2
19.2
То же, с учетом Км
8.8
12.6
14.6
16.0
17.8
11 ПС 110/6 кВ Машдеталь
Завод машдеталей
1.8
1.4
1.6
1.7
1.9
Коммунально-бытовая нагрузка
4.6
3.5
3.8
4.0
4.4
Итого по ПС 110 кВ
6.4
4.9
5.4
5.8
6.3
То же, с учетом Ко
5.9
4.6
5.6
6.6
7.6
То же, с учетом Км
5.8
4.4
5.3
6.3
7.2
12 ПС 110/35/10 кВ Поршур
Шины 10 кВ
С/х нагрузка
7.0
4.0
4.2
4.6
4.9
Шины 35 кВ
ПС Грахово
3.0
2.8
2.9
3.2
3.4
Итого по ПС 110 кВ
10.0
6.8
7.1
7.9
8.2
То же, с учетом Ко
8.5
5.4
5.7
6.3
6.6
То же, с учетом Км
7.5
3.1
5.1
5.7
5.9
13 ПС 110/35/10 кВ Кизнер
Шины 10 кВ
С/х нагрузка
4.4
5.1
5.6
6.2
6.5
Шины 35 кВ
ПС Бемыж, Ст.Ятчи, Вичурка, Балдейка, Мурказь, Омга
Итого шины 35 кВ
3.8
2.9
3.2
3.5
3.9
То же, с учетом Ко
3.2
2.6
3.6
4.6
5.6
Итого по ПС 110 кВ
7.6
7.7
9.2
10.8
12.1
То же, с учетом Ко
6.9
7.1
8.5
9.9
11.1
То же, с учетом Км
6.2
6.5
7.6
8.9
10.0
14 ПС 110/27/10 кВ Саркуз
Шины 27 кВ
Электротяга
27.1
14.4
15.8
17.3
19.2
То же, с учетом Км
25.0
13.2
14.3
15.5
17.2
15 ПС 110/35/10 кВ Алнаши
Шины 10 кВ
С/х нагрузка
6.5
7.2
7.6
7.9
7.9
Шины 35 кВ
ПС Новгородское, Асаново, Варзи-Ятчи
Итого шины 35 кВ
5.0
6.0
6.3
7.2
7.2
Итого по ПС 110 кВ
11.5
13.2
13.9
15.2
15.2
То же, с учетом Ко
10.0
11.6
12.2
13.4
13.4
То же, с учетом Км
9.0
10.2
11.2
12.3
12.3
16 ПС 110/10 кВ Компрессорная
Распределенная нагрузка
2.3
4.5
4.6
5.0
5.0
То же, с учетом Км
1.7
3.0
4.1
4.5
4.5
17 ПС 110/10 кВ Каменное
С/ж нагрузка
1.7
1.9
2.1
2.3
2.5
То же, с учетом Км
1.3
1.2
1.9
2.1
2.3
18 ПС 110/35/10 кВ Лудзинка
Шины 10 кВ
Нефтедобыча
-
0.7
0.8
0.8
0.9
Шины 35 кВ
Нефтедобыча
-
1.1
1.2
1.3
1.5
Итого по ПС 110 кВ
-
1.8
2.0
2.2
2.4
То же, с учетом Ко
-
1.4
1.6
1.7
1.9
То же, с учетом Км
-
1.0
1.2
1.3
1.4
19 ПС 220/10 кВ свобода
Шины 10 кВ
УХО
-
-
8.5
19.8
19.8
То же, с учетом Км
-
-
8.0
18.2
18.2
Итого по району
147.3
143.1
172.2
198.1
215.4
Сарапульский энергорайон
Таблица 97
Электрические нагрузки по шинам 6-10 и 35 кВ электростанций и подстанций 110 кВ и выше
МВт
Наименование подстанции
2000
2007
2010
2015
2020
1 ПС 110/6 кВ Северная
Очистные сооружения водозабора
3.4
4.1
4.5
4.5
5.4
Коммунально-бытовая нагрузка
2.9
3.5
4.2
4.6
5.1
Итого по ПС 110 кВ
6.3
7.6
8.7
9.1
10.4
То же, с учетом Ко
4.8
5.7
6.5
6.8
7.8
То же, с учетом Км
3.1
3.8
5.5
5.8
6.7
2 ПС 110/35/6 кВ Сарапул
Шины 6 кВ
завод Электробытприбор
1.0
1.3
1.6
1.6
1.9
Коммунально-бытовая нагрузка
2.5
2.9
3.8
4.1
4.8
С/х нагрузка
3.0
3.5
3.9
3.9
4.4
Итого по ПС 110 кВ
6.5
7.7
9.2
9.6
11.1
То же, с учетом Ко
5.1
6.7
8.0
8.4
9.6
То же, с учетом Км
4.1
5.1
6.4
6.7
7.7
3 ПС 110/27/10 кВ Сарапул-т
Шины 27 кВ
Электротяга
5.6
13.5
17.6
19.3
21.2
То же, с учетом Км
5.0
12.1
15.8
17.4
19.1
4 ПС 110/6 кВ Молодежная
Электрогенераторный завод
2.8
4.9
6.4
7.0
7.7
Коммунально-бытовая нагрузка
1.8
3.2
4.2
4.6
5.0
Итого по ПС 110 кВ
4.6
8.1
10.5
11.6
12.7
То же, с учетом Ко
4.2
7.3
9.5
10.4
11.5
То же, с учетом Км
3.8
6.8
9.0
9.9
10.9
5 ПС 110/6 кВ Сигаево
Нагрузка промбаз
1.8
2.7
3.0
3.1
3.4
Коммунально-бытовая нагрузка
1.5
2.3
2.5
2.6
2.9
Итого по ПС 110 кВ
3.3
5.0
5.4
5.7
6.3
То же, с учетом Ко
2.9
4.2
4.6
4.9
5.3
То же, с учетом Км
2.5
3.7
4.2
4.4
4.8
6 ПС 110/6 кВ Дубровка
Комбинат хлебопродуктов
0.9
2.2
2.4
2.5
2.8
То же, с учетом Kм
0.7
1.7
2.2
2.3
2.5
7 ПС 110/6 кВ Высотная
Радиозавод
6.8
6.1
7.3
7.5
8.2
Лесокомбинат
4.1
3.7
4.8
4.9
5.4
Коммунально-бытовая нагрузка
5.3
4.8
5.7
5.8
6.4
Итого по ПС 110 кВ
16.2
14.6
17.9
18.2
20.0
То же, с учетом Ко
15.7
13.9
17.0
17.3
19.0
То же, с учетом Км
15.1
13.0
15.8
16.1
17.7
8 ПС 110/6 кВ Дзержинская
Завод им. Дзержинского
3.3
5.9
7.1
7.5
8.2
Коммунально-бытовая нагрузка
2.0
3.6
4.3
4.5
5.0
Лесокомбинат
1.0
1.8
2.0
2.1
2.3
Итого по ПС 110 кВ
6.3
11.3
13.4
14.1
15.5
То же, с учетом Ко
5.1
10.2
12.1
12.7
14.0
То же, с учетом Км
4.3
9.1
10.9
11.4
12.6
9 ПС 110/6 кВ Элеконд
Завод электроконденсаторов
5.5
5.0
6.4
6.8
7.4
Коммунально-бытовая нагрузка
2.3
3.0
3.6
3.8
4.2
Итого по ПС 110 кВ
8.8
8.0
10.0
10.5
11.6
То же, с учетом Ко
7.9
7.2
9.0
9.5
10.4
То же, с учетом Км
7.0
6.7
8.3
8.7
9.6
10 ПС 110/6 кВ Разинская
Радиозавод
2.5
3.8
4.6
4.8
5.3
То же, с учетом Км
1.5
3.0
3.6
3.8
4.2
11 ПС 110/10 кВ Уральская
С/х нагрузка
1.6
1.6
1.9
2.1
2.3
То же, с учетом Км
1.2
1.2
1.5
1.7
1.9
12 ПС 110/6 кВ Пальник
С/х нагрузка
0.6
0.5
0.7
0.7
0.8
То же, с учетом Км
0.4
0.2
0.6
0.6
0.7
13 ПС 110/35/10 кВ Бабино
Шины 10 кВ
Нагрузка НГДУ и с/х нагрузка
2.0
2.8
3.4
3.5
3.9
То же, с учетом Км
1.5
2.2
2.7
2.8
3.1
14 ПС 110/10 кВ Нечкино
С/х нагрузка
2.7
2.1
2.5
2.6
2.9
То же, с учетом Км
1.9
1.0
2.0
2.1
2.3
15 ПС 110/10 кВ Арзамасцево
С/х нагрузка
5.7
5.0
6.0
6.0
6.6
То же, с учетом Км
4.0
3.4
4.8
4.8
5.3
16 ПС 110/10 кВ Порозово
Нагрузка нефтедобычи
0.5
0.5
0.6
0.7
0.7
С/х нагрузка
0.2
0.2
0.2
0.3
0.3
Итого по ПС 110 кВ
0.7
0.7
0.8
0.9
1.0
То же, с учетом Ко
0.6
0.6
0.8
0.8
0.9
То же, с учетом Км
0.4
0.5
0.7
0.7
0.8
17 ПС 110/35/10 кВ Мостовое
Шины 10 кВ
С/х нагрузка
1.7
2.9
3.5
3.7
4.0
Шины 35 кВ
Итого по ПС 110 кВ
1.7
2.9
3.5
3.8
4.2
То же, с учетом Км
1.3
2.3
3.0
3.3
3.6
18 ПС 110/35/10 кВ Соколовка
Шины 10 кВ
Нефтедобыча
1.2
1.9
2.3
2.4
2.7
С/х нагрузка
0.8
1.3
1.5
1.6
1.8
Итого шины 6 кВ
2.0
3.2
3.8
4.0
4.4
То же, с учетом Ко
1.5
2.4
2.9
3.0
3.3
Шины 35 кВ
ПС Ельниково, Тарасово, Кама, М. Кал маши, Апамча
Итого шины 35 кВ
6.8
10.9
13.1
13.1
14.4
То же, с учетом Ко
5.8
9.2
11.1
11.1
12.2
Итого по ПС 110 кВ
7.3
11.6
14.0
14.1
15.5
То же, с учетом Ко
6.6
10.5
12.6
12.7
14.0
То же, с учетом Км
5.6
8.5
10.7
10.8
11.9
19 ПС 110/35/10 кВ Каракулино
Шины 10 кВ
С/х нагрузка
3.7
4.8
5.3
5.6
6.1
Шины 35 кВ
ПС Быргында, Кулюшево, Чекаша
Итого шины 35 кВ
4.4
5.7
6.9
7.2
7.9
То же, с учетом Ко
3.5
4.9
5.9
6.2
6.8
Итого по ПС 110 кВ
7.2
9.7
11.2
11.8
12.9
То же, с учетом Ко
6.9
9.2
10.6
11.2
12.3
То же, с учетом Км
5.5
6.7
9.0
9.5
10.4
20 ПС 110/35/6 кВ Вятская
Шины 6 кВ
Нефтедобыча
14.0
22.4
25.8
27.0
29.8
Шины 35 кВ
ПС Боярки НПС, Галланово НПС
Итого шины 35 кВ
7.6
12.2
13.4
14.0
15.4
То же, с учетом Ко
6.5
10.3
11.4
11.9
13.1
Итого по ПС 110 кВ
20.5
32.7
37.1
39.0
42.9
То же, с учетом Ко
19.0
28.8
32.7
34.3
37.7
То же, с учетом Км
17.6
26.8
29.4
30.9
34.0
21 ПС 110/35/10 кВ Камбарка
Шины 10 кВ
Машзавод, нефтедобыча
3.7
4.0
4.8
4.8
5.5
Завод газовой аппаратуры
3.0
3.2
3.5
3.7
4.3
Коммунально-бытовая нагрузка
3.8
4.0
4.4
4.6
5.3
Итого шины 10 кВ
10.5
11.2
12.7
13.1
15.1
То же, с учетом Ко
10,0
10.6
12.1
12.5
14.3
Шины 35 кВ
ПС Ершовка, Прикамская, Порт
Итого шины 35 кВ
5,0
7,0
7,7
8,1
8,9
То же, с учетом Ко
4,0
5,6
6,2
6,5
7,1
Итого по ПС 110 кВ
15,0
16,2
18,2
18,9
21,4
То же, с учетом Ко
14,0
14,6
16,4
17,0
19,3
То же, с учетом Км
13,3
14,1
15,6
16,2
18,3
22 ПС 110/27/10 кВ Закамская
Шины 27 кВ
Электротяга
9,0
9,0
9,9
10,4
11,4
Шины 10 кВ
Распределенная нагрузка
6,0
5,5
6,1
6,4
7,0
Итого по ПС 110 кВ
15,0
14,5
16,0
16,7
18,4
То же, с учетом Ко
14,5
12,9
14,2
14,9
16,4
То же, с учетом Км
14,0
12,5
13,5
14,2
15,6
23 ПС 110/10 Сухарево
Распределенная нагрузка
21,6
26,8
30,8
32,4
35,6
То же, с учетом Км
16,2
21,6
26,2
27,5
30,3
24 ПС 110/10 кВ Мазунино
С/х нагрузка
1,6
2,5
2,8
2,9
3,2
То же, с учетом Км
1.2
1.8
2.2
2.3
2.5
25 ПС 110/10 кВ Юрино
С/х нагрузка
0,8
0,5
0,6
0,6
0,7
То же, с учетом Км
0,6
0,3
0,5
0,5
0,6
26 ПС 110/10 кВ Кигбаево
Нагрузка свинокомплекса
3,1
2,5
2,9
3,0
3,3
То же, с учетом Км
2,3
1,7
2,3
2,4
2,7
27 ПС 110/6 кВ Тепловая
Распределенная нагрузка
5,8
6,2
7,1
7,5
8,2
То же, с учетом Км
5,0
5,4
6,1
6,4
7,0
с.н. Сарапульской ТЭЦ
3,5
2,9
3,5
3,8
4,2
Итого по ПС 110 кВ
8,5
8,3
10,6
11,3
12,4
28 ПС 110/10 кВ Луч
Стройбаза
2,7
3,0
3,1
3,4
То же, с учетом Км
0,0
2,4
2,4
2,5
2,7
Итого по району
142,6
180,5
219,3
230,6
254,9
Удмуртская энергосистема в целом
Таблица 98
Электрические нагрузки и потери мощности
по Удмуртской Республике
МВт
Наименование энергорайона
2000
2007
2010
2015
2020
Глазовский
97,8
149,1
176,9
198,1
218,7
Балезинский
82,9
104,3
129,3
141,2
160,6
Воткинский
124,7
143,9
173,6
189,2
206,6
Ижевский
498,1
588,6
694,5
845,5
1058,3
Можгиский
147,3
143,1
172,2
198,1
215,4
Сарапульский
142,6
180,5
219,3
230,6
254,9
Итого по Удмуртской энергосистеме
1093,4
1309,5
1565,8
1802,7
2114,5
Итого по Удмуртской энергосистеме с учетом потерь
-
1342
1607
1837
2154
Итого потери мощности по Удмуртской энергосистеме, МВт
32,5
41,2
34,3
39,5
Итого потери мощности по Удмуртской энергосистеме, %
2,48%
2,63%
1,90%
1,87%
Прогнозируемое значение потребляемой мощности на 2020 год по сравнению с 2007годм возрастает в 1,6 раза. Среднегодовой прирост потребляемой мощности составляет 3,4%. За счет внедрения мероприятий, указанных в данной работе, происходит снижение относительных потерь с 2,48% до 1,87%, то есть в 1,3 раза.
4.14. Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе
Таблица 99
Потребность электростанций филиала ОАО «ТГК-5» «Удмуртский» в топливе на 2011-2015 годы
тыс. тут
Год
Станция
Янвать
Февраль
Март
Апрель
Май
Июнь
Июль
Август
Сентябрь
Октябрь
Ноябрь
Декабрь
Год
2011
ТЭЦ-1
38,8
35,5
31,3
27,3
12,0
6,0
6,2
6,8
10,0
23,6
32,1
35,2
264,8
ТЭЦ-2
124,3
115,2
101,1
84,1
41,3
35,7
30,6
27,7
36,4
78,2
96,2
113,8
884,7
СТЭЦ
15,5
13,4
11,1
9,0
3,8
2,1
2,4
2,5
3,0
8,7
11,4
14,5
97,2
Филиал
178,6
164,1
143,5
120,3
57,2
43,9
39,2
36,9
49,3
110,5
139,7
163,5
1246,7
2012
ТЭЦ-1
37,5
34,0
32,7
26,5
11,6
6,4
6,2
6,4
7,0
26,0
31,7
36,6
262,6
ТЭЦ-2
114,1
100,8
100,7
86,5
55,8
42,7
46,2
50,6
59,4
89,8
98,1
111,7
956,4
СТЭЦ
16,0
14,0
13,5
9,3
3,9
2,2
2,3
2,3
3,0
9,5
13,2
15,4
104,7
Филиал
167,6
148,9
146,9
122,2
71,3
51,3
54,7
59,4
69,4
125,3
143,0
163,7
1323,7
2013
ТЭЦ-1
37,5
34,0
32,7
26,5
11,6
6,4
6,2
6,4
7,0
26,0
31,7
36,6
262,6
ТЭЦ-2
114,1
100,8
100,7
86,5
55,8
42,7
46,2
50,6
59,4
89,8
98,1
111,7
956,4
СТЭЦ
16,0
14,0
13,5
9,3
3,9
2,2
2,3
2,3
3,0
9,5
13,2
15,4
104,7
Филиал
167,6
148,9
146,9
122,2
71,3
51,3
54,7
59,4
69,4
125,3
143,0
163,7
1323,7
2014
ТЭЦ-1
79,3
71,3
74,1
64,7
49,6
42,3
42,9
43,5
43,9
65,9
71,5
76,1
725,1
ТЭЦ-2
114,1
100,8
100,7
86,5
55,8
42,7
46,2
50,6
59,4
89,8
98,1
111,7
956,4
СТЭЦ
16,0
14,0
13,5
9,3
3,9
2,2
2,3
2,3
3,0
9,5
13,2
15,4
104,7
Филиал
209,4
186,2
188,3
160,5
109,3
87,1
91,5
96,5
106,3
165,1
182,8
203,2
1786,2
2015
ТЭЦ-1
79,3
71,3
74,1
64,7
49,6
42,3
42,9
43,5
43,9
65,9
71,5
76,1
725,1
ТЭЦ-2
114,1
100,8
100,7
86,5
55,8
42,7
46,2
50,6
59,4
89,8
98,1
111,7
956,4
СТЭЦ
16,0
14,0
13,5
9,3
3,9
2,2
2,3
2,3
3,0
9,5
13,2
15,4
104,7
Филиал
209,4
186,2
188,3
160,5
109,3
87,1
91,5
96,5
106,3
165,1
182,8
203,2
1786,2
Таблица 100
Потребность ТЭЦ ОАО «Воткинский завод» г.Воткинск в топливе
на 2011-2014 годы
Наименование
2011
2012
2013
2014
2015
Выработка тепловой энергии, Гкал
763682,8
763673
763673
763673
763673
Выработка электрической энергии, тыс. кВт.ч
76000
76000
76000
76000
76000
Расход натурального топлива на отпуск тепловой энергии,
(газ) тыс.куб.м
105178,5
105179
105179
105179
105179
Расход натурального топлива на выработку электрической энергии, (газ) тыс.куб.м
14812,0
14812,0
14812,0
14812,0
14812,0
Общий расход натурального топлива,
(газ) тыс. куб.м
127204,5
127256,9
127296,5
127342,6
127342,6
Расход условного топлива, тыс. тут.
144,8
145,1
145,2
145,2
145,2
Таблица 101
Потребность ТЭЦ ОАО «ЧМЗ» г. Глазов в топливе на 2011-2015 годы
тыс. тут.
Наименование
2011
2012
2013
2014
2015
Расход условного топлива
319,8
319,8
319,8
319,8
319,8
Таблица 102
Потребность котельной ОАО «Буммаш» в топливе на 2011-2015 годы
Вид топлива
2011
2012
2013
2014
2015
Газ, тыс.тут
58,9
58,9
58,9
58,9
58,9
Мазут, тн
1 500
1 500
1 500
1 500
1 500
Таблица 103
Потребность котельных ФГУП «Ижевский механический завод» в топливе на 2011-2015 годы
Вид топлива
2011
2012
2013
2014
2015
Газ, тыс.тут.
75,4
75,4
75,4
75,4
75,4
Мазут, тн
1000
1000
1000
1000
1000
Таблица 104
Потребность котельной ОАО «Нефтемаш» в топливе на 2011-2015 годы
Вид топлива
2011
2012
2013
2014
2015
Газ, тыс.куб.м.
12322
12322
12322
12322
12322
Таблица 105
Потребность котельных ОАО «Ижмашэнерго» в топливе на 2011-2015 годы
тыс. тут.
Вид топлива
2011
2012
2013
2014
2015
Условное топливо
115,9
117,7
119,5
121,2
121,2
5. Выводы
Формирование уровней спроса на электроэнергию и максимальных электрических нагрузок по Удмуртской энергосистеме было рассмотрено в двух вариантах:
оптимистический вариант – среднегодовой темп роста до 2020 года по электропотреблению +3,9 %, по максимуму электрической нагрузки +3,4 %;
умеренный вариант – среднегодовой темп роста до 2020 года по электропотреблению +3,1 %, по максимуму электрической нагрузки +2,7 %.
В перспективе энергосистема Удмуртской Республики остается дефицитной, дефицит мощности будет покрываться по существующим сетям 110-220 кВ и через автотрансформаторы 500/220 кВ ПС 500 кВ Удмуртская. Пропускная способность существующих сетей на период до 2020 года при принятом развитии собственных генерирующих мощностей остается достаточной.
Установленная мощность электростанций на этапе до 2014 года составит 583,1 МВт.
Большие темпы роста нагрузки потребителей и большой процент износа оборудования обостряют проблему дефицита электрической мощности в энергосистеме Удмуртской Республики. Для решения этой проблемы на период до 2020 года планируется ввод новых генерирующих мощностей в 2013 году - 230 МВт на Ижевской ТЭЦ-1.
Технический уровень сети 35-110 кВ низкий, так как у 76% ПС 110 кВ первичная схема РУ выполнена на отделителях и короткозамыкателях, на 55% ПС 35 кВ у трансформаторов отсутствует РПН, 35% ПС 35 кВ не имеют резервное питание по высокой стороне. Техническое состояние сети 35-110 кВ оценивается в целом удовлетворительно, хотя более 57% трансформаторов и 7% линий отработало нормативный срок службы.
Основными причинами снижения надёжности из-за недостатков в схеме сети являются:
большое количество схем РУ 110 кВ, выполненных по упрощенным схемам на отделителях и короткозамыкателях;
отсутствие на нескольких ПС 35-110 двух источников питания, где по категориям надежности электроснабжения потребителей они должны быть;
большое количество, превышающее нормируемое значение, промежуточных подстанций на транзитных линиях;
недостаточная пропускная способность транзитов 110 кВ в ремонтных режимах.
Значительное снижение технических потерь в сети филиала «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» в 2005 году стало следствием реорганизации, потери в сети 220 кВ были исключены из баланса филиала «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья». В следующие 2006-2007 годы также произошло снижение потерь в сети филиала «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» благодаря реализации программ снижения потерь электроэнергии, внедрению механизмов материального стимулирования персонала и персональной ответственности за реализацию программ.
Для обеспечения бесперебойного питания, как существующих, так и новых потребителей электроэнергии, а также для выдачи мощности новых и расширяемых существующих электростанциях, планируется следующее электросетевое строительство:
Таблица 106
Электросетевое строительство на территории
Удмуртской Республики
2009-2010
2011-2015
2016-2020
2009-2020
Линии электропередачи всего, км
1,5
409,6
27
438,0
в том числе:
воздушные: 500 кВ
-
-
-
-
220 кВ
-
111,6
-
111,7
110 кВ
1,5
297,0
27
326,3
Подстанции всего, МВА, в том числе:
80
469
180
729
500 кВ
-
-
-
-
220 кВ
-
189
-
189
110 кВ
80
280
180
540
На 2009-2020 годы общие капитальные вложения на новое электросетевое строительство и реконструкцию всего электросетевого комплекса Удмуртской Республики в ценах 2008 года составляют 32,3 млрд. руб.
Уровни напряжения в сети 35-110 кВ в нормальном режиме в основном находятся в пределах нормально допустимых значений. Избытки реактивной мощности в сети 500 кВ ОЭС Урала, особенно в период суточного и сезонного снижения нагрузки и существенного снижения перетоков активной мощности по электропередаче 500 кВ, приводят к частому и длительному повышению уровней напряжения как в сети 500 кВ, так и в прилегающей сети 110, 220 кВ.
В соответствии с работой 2735-09-т2_1кн1 «Корректировка Схемы развития ОЭС Урала на период до 2020 года, включая корректировку Схемы развития электрической сети напряжением 220 кВ и выше» 2007 год, выполненной ОАО «Инженерный Центр Энергетики Урала» Институт «Уралэнергосетьпроект» на шинах 500 кВ ПС 500 кВ Удмуртская, на этапе 2010 года, предусмотрена установка УШР 180. Кроме этого, на этапе 2015 года, при строительстве ВЛ 500 кВ Удмуртская - Помары предусмотрена установка ШР 180 на шинах 500 кВ ПС 500 кВ Удмуртская.
В Глазовском и Балезенском энергорайонах для поддержания допустимого уровня напряжения на шинах потребителей и снижения загрузки линий электропередачи, на тяговом двухцепном транзите 110 кВ Балезино-Сегедур-Кузьма-Зюкай-Оверята (Пермэнерго) рекомендуется на этапе 2010-2015 гг. к установке на ПС 110 кВ Кузьма ИРМ мощностью 50 МВАр.
В Можгинском и Сарапульском энергорайонах на шинах 110 кВ РП Мостовое уровень напряжения будет находиться в допустимых пределах только при включении ИРМ мощностью 50 Мвар или установке устройств компенсации реактивной мощности на стороне потребителей. Установка данного регулируемого компенсирующего устройства рекомендуется на этапе 2016-2020 гг.
Расчеты режимов работы сетей 110 кВ и выше на характерные периоды года и суток, показали, что действующая сеть, с учётом ее развития при поддержании на должном уровне технических параметров, обеспечит распределение мощности от энергоисточников до потребителей при нормируемой загрузке всех звеньев и приемлемых уровнях напряжения.
6. Перечень сокращений, используемых в Программе и схеме развития электроэнергетического комплекса Удмуртской Республики на 2011-2015 годы и на перспективу до 2020 года
ТЭС - тепловая электрическая станция
АЭС - атомная электрическая станция
ТЭЦ - теплоэлектроцентраль
ПГУ - парогазовая установка
ПС - подстанция
ЛЭП - линия электропередач
ВЛ - воздушная линия
КЛ - кабельная линия
РП - распределительный пункт
ТП - трансформаторная подстанция
ШР - шинный разъединитель
ОРУ - открытое распределительное устройство
РПН - регулирование под нагрузкой
РУ- распределительное устройство
ТГ - турбогенератор
кВ - киловольт
МВт - мегаватт
МВА - мегавольтампер
МВАр - мегавольтампер реактивных
кВт - киловатт
кВт.ч - киловатт-час
Гкал - гигакалория
тут- тонна условного топлива
ОАО - открытое акционерное общество
ЗАО - закрытое акционерное общество
ООО - общество с ограниченной ответственностью
ФГУП - федеральное государственное предприятие
ТГК - территориальная генерирующая компания
ЕЭС - единая энергетическая система
ОРЭ - оптовый рынок электроэнергии
ФСК - федеральная сетевая компания
МЭС - магистральные электрические сети
МРСК - магистральная распределительная сетевая компания
РДУ - районное диспетчерское управление
МУП - муниципальное унитарное предприятие
РЗА - релейная защита и автоматика
ПАА - противоаварийная автоматика
АЧР - автоматическая частотная разгрузка
АВР - автоматическое включение резерва
АРЛ - автоматическая разгрузка линии
ВЧЗ - высокочастотный заградитель
ТТ - трансформатор тока
СШ - система шин
АТ - автотрансформатор
КЗ - короткое замыкание
ЧДЗ - частотная дифференциальная защита
БСК - батарея статических конденсаторов
СК - статический конденсатор
АУМСУ - автоматическое управление мощностью для сохранения
устойчивости
АОСН - автотрансформатор однофазный сухой
САОН - система автоматического ограничения нагрузки
АЧРС - алгоритм частотной разгрузки по скорости
ПА - противоаварийная автоматика
ЗРУ - закрытое распределительное устройство
ЦРП - центральный распределительный пункт
ГПП - главная понизительная подстанция
КПД - коэффициент полезного действия
МО - муниципальное образование
ДПМ - договор о предоставлении мощности
ИРМ - источник реактивной мощности
ТЭР - топливные энергетические ресурсы
ЧМЗ - Чепецкий механический завод
РПН - регулятор напряжения под нагрузкой
ПБВ - переключение без возбуждения
Are You suprised ?
1
ПРАВИТЕЛЬСТВО УДМУРТСКОЙ РЕСПУБЛИКИ
РАСПОРЯЖЕНИЕ
от 18 апреля 2011 года № 253-р
ОБ УТВЕРЖДЕНИИ ПРОГРАММЫ И СХЕМЫ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА УДМУРТСКОЙ РЕСПУБЛИКИ НА 2011-2015 ГОДЫ И НА ПЕРСПЕКТИВУ ДО 2020 ГОДА
В соответствии с Правилами разработки и утверждения схем и программ перспективного развития электроэнергетики, утвержденных Постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 года № 823 «О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики», и в целях обеспечения энергетической безопасности Удмуртской Республики, развития индустриального и социального комплексов, качественного и надежного энергоснабжения потребителей энергии:
утвердить прилагаемую Программу и схему развития электроэнергетического комплекса Удмуртской Республики на 2011 – 2015 годы и на перспективу до 2020 года.
Исполняющий обязанности Председателя Правительства Удмуртской Республики – В.В.Богатырёв
Утверждена распоряжением Правительства Удмуртской Республики от 18 апреля 2011 года № 253-р
ПРОГРАММА И СХЕМА РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА УДМУРТСКОЙ РЕСПУБЛИКИ НА 2011-2015 ГОДЫ И НА ПЕРСПЕКТИВУ ДО 2020 ГОДА
Общая характеристика Удмуртской Республики
Рис.1 Карта Удмуртской Республики
Удмуртская Республика - субъект Российской Федерации, входящий в состав Приволжского федерального округа. Столица Республики - г. Ижевск.
Удмуртская Республика расположена в западной части Среднего Урала в междуречье Вятки и Камы. Площадь республики 42,01 тысячи квадратных километров, что составляет 0,25 процента общей площади Российской Федерации.
Среди республик Российской Федерации она занимает по площади одиннадцатое место. От столицы Удмуртии Ижевска до Перми 376 км, до Казани – 395 км, до Екатеринбурга – 800 км, до Москвы - 1129 км. Территория простирается с севера на юг на 320 км, с запада на восток - 200 км. На севере и западе граничит с Кировской областью, на востоке - с Пермским краем, на юго-востоке - с Республикой Башкортостан, на юге - с Республикой Татарстан. Как государственное образование, Удмуртия возникла после Октябрьской Революции. 4 ноября 1920 г. Ленин подписал постановление ВЦИК и СНК РСФСР об образовании ряда новых автономных областей, в котором, в частности, говорилось: «образовать… автономные области трудовых народов - калмыцкого, марийского и вотяцкого». 1 января 1932 г. постановлением ВЦИК СССР название области было изменено: «Ввиду того, что коренное население Вотской автономной области… является удмуртским народом, … переименовать Вотскую автономную область в Удмуртскую автономную область».
28 декабря 1934 г. ВЦИК СССР принял постановление «О преобразовании Удмуртской автономной области в Удмуртскую Автономную Советскую Социалистическую Республику. 11 октября 1991 г. Верховный Совет Удмуртской АССР принял закон, согласно которому Удмуртская АССР приобрела новое название - Удмуртская Республика.
Республика располагается в умеренном тепловом поясе. Расположена она к востоку от нулевого меридиана, в третьем российском часовом поясе, называемом «волжским». Время московское. Климат Удмуртии умеренно континентальный с продолжительной холодной зимой, довольно теплым летом и хорошо выраженными переходными сезонами. Средняя температура воздуха в январе - 14…-16 градусов, в июле + 17… +19 градусов. За год выпадает в среднем около 500 - 600 мм осадков.
Удмуртия расположена в восточной части Русской равнины, в среднем Предуралье, и состоит из ряда возвышенностей и низменностей. Наивысшая точка (332 м) расположена на самом северо-востоке республики на Верхнекамской возвышенности. Самая низкая точка республики (51 м) - в юго-западной части, почти на границе с Республикой Татарстан, в пойме реки Вятки.
Республика богата нефтью, торфом, строительными материалами, открыты запасы каменного угля. Основные отрасли промышленности - машиностроение и металлообработка, нефтедобыча, черная металлургия. В сельском хозяйстве - зерноводство, льноводство, овощеводство, производство мяса, молока и яиц.
Развитию экономики, особенно промышленности, благоприятствуют как расположение Удмуртии в бассейне судоходной реки Камы, так и две основные железнодорожные магистрали, которые пересекают территорию республики в широтном направлении. Железнодорожная магистраль меридионального направления служит для внутриреспубликанских связей. Общая протяженность железных дорог составляет 1007,4 км. Наличие широкой сети автомобильных дорог (дорог с асфальто-бетонным покрытием 3279 км, с гравийным - 2159 км), транзитных газо- и нефтепроводов улучшает экономико-географическое положение республики.
В Удмуртии берет свое начало одна из крупнейших рек России Кама. Здесь же, почти на границе с Кировской областью, истоки крупного притока Камы реки Вятки, также судоходной. Другие значительные реки: притоки Вятки Чепца и Кильмезь, приток Кильмези - Вала, притоки Камы - Иж, Вотка, Сива.
Таблица 1
Общие сведения об Удмуртской Республике
Год
Площадь территории Удмуртской
Республики тыс.кв. км.
Количество административных районов, ед.
Численность населения, тыс. чел.
Количество горо-дов
Количество населенных пунктов
В том числе
город-ское
сель-ское
всего
в том числе сельхоз.угодий
2009
42,1
16,8
25
1548,6
1073,3
475,3
5
2135
Основная часть населения (более 60%) проживает в промышленных районах:
Ижевском - 629 тыс. человек (40,3%);
Глазовском - 136 тыс. человек (8,7%);
Воткинском - 67 тыс. человек (4,3%);
Сарапульском - 137 тыс. человек (8,8%).
Административное деление: 5 городов, 25 сельских районов, 11 поселков городского типа, 2119 сельских населенных пунктов. Плотность населения – 37 человек на квадратный километр.
Существующее состояние электроснабжения Удмуртской энергосистемы
2.1. Характеристика энергосистемы, осуществляющей электроснабжение
потребителей Удмуртской Республики
Структура электрического комплекса Удмуртской Республики
Удмуртская энергосистема входит в состав ОЭС Урала и обеспечивает электроснабжение Удмуртской Республики.
Рис.2 Структура электрического комплекса Удмуртской Республики
Максимальная нагрузка потребителей Удмуртской энергосистемы в 2009 году зафиксирована 17.12.2009 году и составила 1480 МВт, что на 35 МВт выше максимума 2008 года (1445 МВт 23.12.2008год). Увеличение максимальной нагрузки объясняется низкими температурами окружающей среды в декабре 2009 года.
Нагрузка электростанций в час максимума составила 471 МВт.
Электропотребление в 2009 году по территории Удмуртской Республики составило 8374 млн. кВт.ч.
Электростанции Удмуртской энергосистемы выработали 3038 млн. кВт.ч, что на 138 млн. кВт.ч (4,35 %) меньше, чем в 2008 году.
Удмуртская энергосистема приняла в 2009 году из ЕЭС 5335,9 млн. кВт.ч электроэнергии против 5647,6 млн. кВт.ч в 2008 году.
Поставщиками услуг по передаче электроэнергии и технологическому присоединению к электросетям Удмуртской Республики являются сетевые компании, действующие на территории Удмуртской Республики:
Пермское предприятие МЭС Урала – филиал ОАО «ФСК ЕЭС» - электрические сети 220-500 кВ;
Филиал «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья»-распределительная сетевая компания – электрические сети 0,4-220 кВ;
ООО «Электрические сети Удмуртии» - распределительная сетевая компания – в аренде на обслуживании муниципальных электрических сетей;
МУП г. Ижевска «ИЭС», МУП «ВГЭС» г.Воткинск, МУП ЖКХ г.Можга- муниципальные сетевые предприятия.
Сетевые компании отвечают за перераспределение и транспорт электрической энергии в Удмуртской Республике, надежное функционирование и развитие электросетевого хозяйства республики.
В 2009 году на территории Удмуртской Республики работали следующие субъекты НОРЭМ:
ОАО «Удмуртская энергосбытовая компания», ОАО «ТГК-5», ОАО «ИжАвто», ОАО «Нижноватомэнергосбыт», ООО «Транснефтьсервис С», ООО «Мечел-энерго», ОАО «Энергосбытовая компания «Восток» (с 01.10.2009 данная ГТП исключена из торговой системы ОРЭ), ООО «Русэнергосбыт», ООО «Русэнергоресурс» и ООО «Промэнергосбыт».
Сбытовая компания - ООО «Региональный энергосбытовой комплекс» со статусом гарантирующего поставщика с границами зоны деятельности, совпадающими с административными границами Удмуртской Республики.
Электросетевая компания филиал «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья»
«Удмуртэнерго» является филиалом открытого акционерного общества «Межрегиональная распределительная сетевая компания Центра и Приволжья» - единой операционной компании с центром ответственности в г. Нижний Новгород, являющейся основным поставщиком услуг по передаче электроэнергии и технологическому присоединению к электросетям во Владимирской, Ивановской, Калужской, Кировской, Нижегородской, Рязанской, Тульской областях, а также в Республике Марий Эл и Удмуртской Республике.
В настоящее время филиал «Удмуртэнерго» отвечает за перераспределение и транспорт электрической энергии в Удмуртской Республике, надежное функционирование и развитие электросетевого хозяйства республики.
«Удмуртэнерго» обеспечивает энергоснабжение 25 районов Удмуртской Республики. В структуре полезного отпуска электроэнергии филиала предприятия нефтедобычи, машиностроения, металлургии, деревообрабатывающей и химической промышленности, железнодорожный транспорт, сельское хозяйство, строительные компании и предприятия ЖКХ, население и объекты социальной сферы.
Общая протяженность ЛЭП составляет 24142,12 км.
Количество ТП 6-10 кВ - 5511 шт.
Количество ПС 35 кВ и выше – 218 шт.
Установленная мощность ПС и ТП – 4617,42 МВА
Таблица 2
Количество подстанций, мощность и протяженность ЛЭП
Наименование, напряжение
Количество,
шт.
Протяженность
по трассе, км
ВЛ-220 кВ
2
4,8
ВЛ-110 кВ
174
1989,2
ВЛ-35 кВ
154
2207,8
ВЛ-10 кВ
969
11780,2
ВЛ-6 кВ
26
177,5
КЛ-35 кВ
2
7
КЛ-10 кВ
17
57
ВЛ-0,4 кВ
7930
Наименование, напряжение
Количество,
шт.
Установленная
мощность, МВт
ПС–220 кВ
2
120
ПС–110 кВ
96
2802,2
ПС – 35 кВ
120
566,5
Таблица 3
Данные по электросетевым объектам ОАО «ФСК ЕЭС» на территории Удмуртской Республики
№ п/п
Наименование ПС
Трансформаторная мощность, МВА
1
ПС 500 кВ Удмуртская
2Х501
2
ПС 220 кВ Ижевск
2х125
3
ПС 220 кВ Сива
2х125
4
ПС 220 кВ Садовая
1х125
5
ПС 220 кВ Позимь
2х125
6
ПС 220 кВ Сюга
2х125
7
ПС 220 кВ Кама
2х125
7
ПС 220 кВ Балезино
2х125
9
ПС 220 кВ Звездная
2х125
10
ПС 220 кВ Комсомольская
2х63
11
ПС 220 кВ Игра
1х20 + 1х25
Итого:
2923
Протяженность ВЛ 500 кВ- 263,4 км, ВЛ 220 кВ- 992,7 км.
Краткая характеристика энергоисточников Удмуртской Республики
Установленная мощность электростанций Удмуртской энергосистемы в 2009 году составила 589,9 МВт.
Ижевская ТЭЦ-1
Ижевская ТЭЦ-1 принадлежит ОАО «ТГК-5». Ввод первого энергоблока осуществлён в 1934 году, последнего - в 1989 году. На Ижевской ТЭЦ-1 эксплуатируется семь турбогенераторов единичной мощностью 12 МВт, два из которых в 2003 году перемаркированы и единичная мощность каждого равна 9 МВт (№5 и №6 производства «Инвест», Чехословакия). Они были введены в эксплуатацию в 1957 г. и наиболее изношены, отработали парковый ресурс и подлежат замене.
Также отработала парковый ресурс турбина № 2. Турбоагрегаты № 1, 3, 4 и 7 установлены вместо демонтированных и отслуживших свой срок турбин сравнительно недавно (с 1984 по 1989 года) и находятся в хорошем состоянии.
Установленная электрическая мощность Ижевской ТЭЦ-1 на 01.01.2008 составила - 78 МВт.
В 2006 г. на Ижевской ТЭЦ-1 было выработано 358,1 млн. кВт.ч, в 2007году - 366,5 млн. кВт.ч (или 13,4 % и 11,6 % от суммарной выработки электроэнергии по Удмуртской энергосистеме соответственно). В 2008 году выработка составила 352,4 млн.кВт.ч, 2009 году- 340,8 млн.кВт.ч.
В 2010 году выбран исполнитель и ведется проектирование по проектам «Реконструкция Ижевской ТЭЦ-1» с установкой ПГУ- 230 МВт и «Схема выдачи мощности Ижевской ТЭЦ-1 при реконструкции с применением ПГУ». Ввод новых мощностей 230 МВт согласно Договору о предоставлении мощности планируется 31.12.2013 г.
В 2014 году предполагается демонтировать турбогенераторы № 5, 6 суммарной мощностью 18 МВт.
Ввод новых объектов генерации на Ижевской ТЭЦ-1 повысит надежность электроснабжения потребителей Ижевского энергоузла, снизит загрузку АТ 220/110 кВ на ПС 220 кВ Ижевск, Позимь, Металлург. Для выдачи мощности Ижевской ТЭЦ-1 рекомендуется осуществить заход обеих цепей транзита 110 кВ Ижевск – Машзавод в КРУЭ 110 кВ Ижевской ТЭЦ-1. Установка компенсирующих устройств в сети 220, 110 кВ Ижевского энергоузла, на Ижевской ТЭЦ-1, в этом случае не потребуется.
Ижевская ТЭЦ-2
В 1977 году пущен в эксплуатацию первый энергоблок Ижевской ТЭЦ-2. ТЭЦ-2 предназначена для теплоснабжения северо-восточного промышленного района г. Ижевска. В состав основного энергетического оборудования входят:
паровые котлы 4хТП-87 производительностью 420 тн/час каждый, водогрейные котлы 2хПТВМ-180 производительностью 180 Гкал/час каждый и 3хКВГМ-180 производительностью 180 Гкал/час каждый, а также четыре турбоагрегата (1хПТ-60 и 3хТ-110).
На 01.01.2008 установленная электрическая мощность Ижевской ТЭЦ-2 составила 390 МВт, тепловая - 1474 Гкал/час, располагаемая мощность - 330 МВт.
Присоединенная тепловая нагрузка Ижевской ТЭЦ-2 составляет порядка 1100 Гкал/ч. В 2006 году Ижевской ТЭЦ-2 было выработано 2185,3 млн.кВт.ч или 83,7 % от общего производства электроэнергии филиала ОАО «ТГК-5» «Удмуртский».
В 2003 году достигли предельного срока наработки турбоагрегаты №№ 1 и 2, суммарная электрическая мощность которых составляет 170 МВт или 44 % от установленной мощности Ижевской ТЭЦ-2.
В 1986 г. Северо-Западным отделением института «ВНИПИ энергопром» выполнен проект первой очереди расширения Ижевской ТЭЦ-2. По утвержденному проекту намечался ввод двух паровых котлов (2хБКЗ-420-140пт), трех пиковых водогрейных котлов (ЗхКВГМ-180) и турбины типа Т-185-130.
В начале девяностых годов началось строительство первой очереди расширения Ижевской ТЭЦ-2. В 1992-1993 г.г. были введены три водогрейных котла (3хКВГМ-180) суммарной теплопроизводительностью 540 Гкал/ч. С увеличением спроса на тепловую энергию для полной загрузки оборудования Ижевской ТЭЦ-2 будет достроен третий тепловывод на город.
В соответствии с проектом сооружения Ижевской ТЭЦ-2 предусматривалось строительство пяти энергетических котлов типа ТП-87, но введено было только четыре. Вследствие этого на Ижевской ТЭЦ-2 сохраняется постоянный дефицит пара котельного оборудования, следствием чего в отопительный период ограничения установленной электрической мощности составляют порядка 60 МВт. Летом снижение располагаемой мощности до 273 МВт обусловлено недостаточной охлаждающей способностью системы оборотного водоснабжения.
Сарапульская ТЭЦ
Централизованное теплоснабжение города Сарапула осуществляется от Сарапульской ТЭЦ, установленная электрическая мощность которой на 01.01.2007года составила 12 МВт, тепловая - 284,7 Гкал/ч. Выработка электроэнергии на Сарапульскои ТЭЦ в 2006 году составила 67,8 млн. кВт.ч (по теплофикационному циклу) или 2,6 % от суммарной выработки по энергосистеме. Выработка электроэнергии в 2007 году- 68,4 млн.кВт.ч, 2008 году -69,4 млн.кВт.ч, 2009 году– 68,7 млн.кВт.ч.
Основное оборудование Сарапульской ТЭЦ вводилось в эксплуатацию в шестидесятые годы. На электростанции находятся два турбоагрегата типа ПР-6-35 и пять паровых котлов суммарной паропроизводительностью 220 т/ч. Котельные агрегаты №№ 3, 4, 5 отработали свой парковый ресурс. Турбоагрегат № 2 был введен в 1994 году, взамен устаревшего и в настоящее время находится в хорошем состоянии. В 1997 году турбоагрегат № 3 мощностью 6 МВт был демонтирован. Мощность одной из турбин ограничена до 4,7 МВт из-за не использования пара промежуточного отбора.
Воткинская ТЭЦ
Установленная электрическая мощность блокстанции - Воткинской ТЭЦ на 01.01.2008 года составила 16 МВт (Р-12-35/5М, Р-4-1,5/0,35). Основным потребителем электрической и тепловой энергии Воткинской ТЭЦ является Воткинский машиностроительный завод. Состояние основного энергетического оборудования на ТЭЦ удовлетворительное. Ограничения электрической мощности связаны, в основном, с недостатком теплового потребления от турбин с противодавлением, вследствие чего и в летний период располагаемая мощность Воткинской ТЭЦ снижается до 5 МВт.
Таблица 4
Структура установленной мощности
Установленная электрическая мощность, МВт
Установленная
тепловая мощность,
Гкал/час
Турбогенератор ст.№1
12
68
Турбогенератор ст.№2
4
40
Энергетические котлы (частичный отпуск острого пара с котлов)
-
37
Пиковые водогрейные котлы
-
400
Всего:
16
545
Турбогенератор ст.№2 введен в эксплуатацию в сентябре 2006 года.
Таблица 5
Динамика выработки электроэнергии на ТЭЦ ОАО «Воткинский завод»
млн. кВт.ч
2005
2006
2007
2008
2009
Общая выработка электроэнергии
60,5
65,0
78,2
80,2
73,0
Глазовская ТЭЦ
На ТЭЦ ОАО «ЧМЗ» установлено девять энергетических котлов паропроизводительностью по 75 тонн пара в час (давление 32 атм, температура 400 ºС), четыре пиковых теплофикационных водогрейных котла ПТВМ-100 производительностью по 100 Гкал, пять паровых турбин мощностью по 12 МВт, одна паровая турбина мощностью 6 МВт, парогазовая установка в составе газовой турбины мощностью 23,9 МВт и котла-утилизатора производительностью 40 тонн пара в час (давление 32 атм, температура 400 ºС).
Таблица 6
Динамика выработки электроэнергии на ТЭЦ ОАО «ЧМЗ» г. Глазов
млн. кВт.ч
Наименование
2005
2006
2007
2008
2009
Общая выработка
227,8
240,8
394,1
310,7
348,8
В т.ч. на ГПУ
-
-
117,1
46,3
96,2
Данные по установленной и располагаемой мощности генерирующих источников энергосистемы Удмуртской Республики на период 2008-2020 годов представлены в таблице 7.
Таблица 7
Генерирующие источники энергосистемы Удмуртской Республики
Наименование
Установленная/располагаемая мощность по годам, МВт
Принадлежность
2008-
2009
2010-
2011
2012-2013
2013-2014
2015
2020
Электростанции ОАО «ТГК-5»
Ижевская ТЭЦ-1
78/42,1
69/40,3
69/45,7
69/275,7
290/275,7
290/275,7
ОАО «ТГК-5»
Ижевская ТЭЦ-2
390/363,58
390/370,7
390/375,3
390/390
390/390
390/390
ОАО «ТГК-5»
Сарапульская ТЭЦ
12/8,4
10,7/10,7
10,7/10,7
10,7/10,7
10,7/10,7
10,7/10,7
ОАО «ТГК-5»
Блокстанции
Воткинская ТЭЦ
16/16
16/16
16/16
16/16
16/16
16/16
Глазовская ТЭЦ
89,4/87,9
89,4/87,9
89,4/87,9
89,4/87,9
89,4/87,9
89,4/87,9
ОАО
«Чепецкий
механический завод»
ТЭЦ Ижевского автозавода
-
8/6
8/6
8/6
8/6
8/6
ОАО «ИжАвто»
ТЭЦ электрогенераторного завода
-
-
-
-
-
4/3
ОАО «Сарапульский электрогенераторный завод»
Всего по энергосистеме
585,4
/515,98
583,1
/529,6
583,1
/539,6
583,1
/784,3
804,1
/784,3
808,1
/787,3
В 2008 г. в состав диспетчерируемых электростанций ОДУ Урала вошла Глазовская ТЭЦ.
Состояние основного турбинного оборудования электростанций энергосистемы Удмуртской Республики характеризуется значительным износом, который достигает 60 %.
2.2. Динамика потребления электроэнергии в Удмуртской Республике
Таблица 8
Динамика потребления электроэнергии в Удмуртской Республике
за 2005-2009 годы
млн. кВт.ч.
2005
2006
2007
2008
2009
Потребление
8009,0
8348,0
8632,3
8825,0
8374,0
2.3. Структура потребления электроэнергии в Удмуртской Республике
Таблица 9
Структура потребления электроэнергии в Удмуртской Республике
млн. кВт.час
Год
Потребление электроэнергии
Всего
в том числе по секторам экономики
Сельское хозяйство
Добыча полезных ископаемых
Обрабатывающие производства
Производство и распределение электроэнергии, газа и воды
Население
Строительство
Транспорт и связь
Потери
в сетях
Прочее
2005
8009/
2006
8348/4,2
2007
8632/3,4
337,7
1433,8
2364,3
1048,5
997,7
85,1
1060,6
452,2
852,1
2008
8825/2,23
316,8
1561,1
2261,0
1116,6
974,1
66,1
1079,4
444,9
1005
2009
8374/- 5,1
310,3
1525,3
1968,9
932,0
861,7
53,4
1039,8
400,4
1282,2
В числителе величина потребления электроэнергии в млн.кВтч, в знаменателе величина прироста потребления электроэнергии по отношению к предыдущему году в %.
Анализ таблицы показывает, что за последние 4 года наблюдался устойчивый рост потребления электроэнергии по республике, в среднем на 4,2 % в год.
Рис. 3 Структура электропотребления Удмуртской Республики по секторам экономики за
2009 год
2.4. Перечень основных крупных потребителей электрической энергии в Удмуртской Республике
Таблица 10
Перечень основных крупных потребителей электрической энергии в Удмуртской Республике
Потребители
Годовое электропотребление,
млн. кВт.ч
Максимум нагрузки,
МВт
2005
2006
2010
2015
2020
2005
2006
2010
2015
2020
ОАО «Ижмаш»
7,8
7,6
9,7
13,0
14,5
3,5
3,5
3,7
3,8
3,8
МУП г.Ижевска «Ижводоканал»
108,4
110,5
113,5
113,5
113,3
15,35
16,0
16,6
16,6
16,6
МУП «ИжГорЭлектроТранс»
69,8
76,5
73,4
73,4
73,4
16,0
16,0
16,0
16,0
16,0
ДОАО «Ижевский оружейный завод»
33,6
36,3
46,8
54,4
56,0
7,0
7,75
8,3
8,5
8,6
ОАО «Ижнефтемаш»
20,4
21,5
26,0
27,0
28,0
5,7
5,8
6,0
6,5
7,0
МУП «Горэлектросеть» г.Сарапула
192,0
202,0
245,6
331,4
400,0
21-31
22-23
28-40
36-51
46-65
ОАО «Воткинский завод»
49,1
40,8
26,8
27,0
27,0
10,5
10,0
7,0
7,0
7,0
ФГУП «Ижевский механический завод»
108,8
106,9
120,0
120,0
120,0
26,0
26,0
26,0
26,0
26,0
ОАО «Нижноватомэнергосбыт»
254,4
258,0
307,0
324,1
332,6
60,1
60,3
71,4
72,9
79,4
ОАО «Белкамнефть»
42,3
48,2
57,7
61,5
65,8
56,5
60,0
66,5
71,1
75,7
ОАО «ИжАвто»
119,9
117,6
135,0
135,0
135,0
25,0
24,8
33,0
33,0
33,0
ОАО «Ижмашэнерго»
62,4
62,2
67,1
73,9
81,3
11,3
11,3
12,2
13,5
14,8
ОАО «Ижсталь»
542,4
540,9
655,0
660,0
660,0
58,8
64,0
90,0
90,0
90,0
ОАО «Ижевский Радиозавод»
21,4
20,6
24,5
25,5
26,5
7,0
7,0
7,5
7,5
8,0
ОАО «Редуктор»
13,7
17,1
23,4
25,5
29,0
3,5
4,0
8,2
8,95
14,7
ОАО Сарапульский электрогенераторный завод»
34,7
37,1
52,8
60,7
70,0
9,6
9,8
14,1
16,2
18,6
ОАО «Удмуртнефть»
765,7
832,1
1134
1327
89,9
95,5
130,7
152,8
ОАО «ЧМЗ» г.Глазов
470,0
452,7
450,0
450,0
450,0
62,0
62,0
62,0
62,0
62,0
ОАО «Сарапульский радиозавод-холдинг»
13,5
12,3
17,2
18,9
20,8
12,25
12,25
17,1
18,9
МУП «ВГЭС»
141,4
149,5
161,0
177,0
193,0
26,3
27,9
30,0
33,0
36,0
2.5. Динамика изменения максимума нагрузки
За последние 5 лет прирост максимальной нагрузки имеет стабильный характер. Средний прирост максимальной нагрузки по энергосистеме Удмуртской Республики составил 1,8%. Максимум нагрузки за последние 5 лет зафиксирован в декабре 2009 года и составил 1480 МВт при температуре воздуха -32С. Исторический максимум нагрузки по энергосистеме Удмуртской Республики зафиксирован в 1991 году и составил 1639 МВт при температуре воздуха -32,1С. Динамика изменения максимумов нагрузки по энергосистеме Удмуртской Республики и энергоузлам представлена в таблице 11.
Таблица 11
Динамика изменения максимума нагрузки
Максимальная нагрузка
2005
2006
2007
2008
2009
МВт
МВт
%
МВт
%
МВт
%
МВт
%
Удмуртская Республика
1 354
1 381
1,99
1 399
1,3
1 445
3,3
1 480
2,4
Ижевский
энергоузел
693
666
-3,9
675
1,4
655
-3,0
Можгинский энергоузел
125
144
15,2
141
-2,1
139
-1,0
Воткинский энергоузел
156
175
12,2
172
-1,7
194
12,8
Сарапульский энергоузел
187
182
-2,7
218
19,8
227
4,1
Глазовский
энергоузел
220
232
5,5
239
3,0
265
10,9
2.6. Динамика потребления тепловой энергии в Удмуртской Республике и
структура отпуска тепловой энергии от электростанций и котельных
Основными поставщиками тепловой энергии в Удмуртской Республике являются теплоэлектростанции:
Филиал ОАО «ТГК-5» «Удмуртский» (Ижевская ТЭЦ-1, Ижевская ТЭЦ-2, Сарапульская ТЭЦ). Установленная тепловая мощность филиала ОАО «ТГК-5» «Удмуртский» - 2315,2 Гкал/час.;
ТЭЦ ОАО “ЧМЗ” г. Глазов - 797 Гкал/час;
ТЭЦ ОАО “Воткинский завод” - 545 Гкал/час.
Кроме перечисленных теплоисточников, отпуск тепловой энергии в Удмуртской Республике осуществляют котельные градообразующих промышленных предприятий, котельные ЖКХ районных центров и сельских населенных пунктов в количестве 1153 единиц.
Таблица 12
Динамика отпуска тепловой энергии от ТЭЦ
тыс. Гкал
2005
2006
2007
2008
2009
Всего, в т.ч.:
6685,4
7141,1
7026,4
6602,4
6890,7
ТЭЦ филиала ОАО «ТГК-5» «Удмуртский»
4514,0
4844,0
4850,8
4533,5
4774,0
ТЭЦ ОАО «ЧМЗ» г.Глазов
1479,3
1584,9
1503,8
1408,3
1452,1
ТЭЦ ОАО «Воткинский завод»
г. Воткинск
692,1
712,2
658,8
614,9
651,4
Мини ТЭЦ МУП «Горкоммунтеплосеть»,
котельная по ул. Дружбы, 3 г.Ижевск
13,0
45,7
13,2
Таблица 13
Структура отпуска тепловой энергии филиала ОАО «ТГК-5» «Удмуртский» в горячей воде
тыс. Гкал
Год
Станция
Январь
Фев.
Март
Апрель
Май
Июнь
Июль
Август
Сентябрь
Октябрь
Ноя
брь
Декабрь
Год
2005
ТЭЦ-1
184,7
188,4
170,3
125,4
36,5
31,9
34,1
17,2
41,3
104,3
140,4
157,1
1231,4
ТЭЦ-2
397,0
401,7
393,0
287,2
76,3
76,2
57,0
38,0
78,2
235,2
318,4
371,5
2729,7
СТЭЦ
79,5
81,4
72,4
46,9
13,5
11,5
11,8
9,2
13,5
40,1
58,5
79,3
517,8
Филиал
661,2
671,5
635,6
459,5
126,3
119,6
102,9
64,4
133,1
379,6
517,3
607,9
4479,0
2006
ТЭЦ-1
215,5
176,6
159,4
121,8
44,5
26,6
39,5
28,0
45,6
128,1
155,5
165,5
1306,6
ТЭЦ-2
492,9
401,8
368,3
293,7
94,7
83,0
45,6
69,7
88,3
293,5
356,9
354,0
2942,4
СТЭЦ
107,0
83,9
70,0
47,2
15,5
10,5
10,9
9,6
12,9
49,8
68,2
74,1
559,5
Филиал
815,4
662,4
597,7
462,7
154,8
120,2
95,9
107,2
146,7
471,4
580,5
593,6
4808,5
2007
ТЭЦ-1
158,3
193,9
155,9
121,3
64,1
44,1
34,5
24,1
44,7
111,8
160,4
197,9
1311,1
ТЭЦ-2
364,0
445,0
364,1
298,0
145,0
70,3
50,1
57,6
81,0
254,8
379,9
440,5
2950,2
СТЭЦ
74,0
91,5
69,2
52,5
21,4
13,7
9,9
8,3
12,2
46,1
68,2
90,0
556,9
Филиал
596,3
730,4
589,2
471,7
230,4
128,1
94,5
90,0
137,9
412,7
608,4
728,4
4818,2
2008
ТЭЦ-1
196,9
160,5
142,0
114,6
53,3
41,3
27,0
12,2
39,4
109,6
127,0
168,9
1192,6
ТЭЦ-2
443,8
371,9
333,6
277,4
133,6
66,5
70,8
39,1
110,5
255,6
301,3
417,3
2821,4
СТЭЦ
90,4
70,0
58,5
42,7
20,1
8,7
8,7
8,6
16,7
41,6
50,1
71,1
487,3
Филиал
731,0
602,4
534,1
434,7
207,1
116,5
106,6
59,9
166,6
406,8
478,4
657,3
4501,3
2009
ТЭЦ-1
190,5
159,8
141,3
121,7
54,9
19,9
17,5
30,3
48,6
105,6
140,8
201,7
1232,7
ТЭЦ-2
494,4
422,9
360,7
291,6
123,2
84,7
44,0
41,1
97,9
253,0
332,6
492,0
3038,0
СТЭЦ
82,7
69,6
57,1
45,6
18,0
7,7
9,2
9,6
12,7
41,2
56,3
84,9
494,5
Филиал
767,6
652,3
559,2
459,0
196,1
112,3
70,7
80,9
159,2
399,8
529,6
778,6
4765,2
Таблица 14
Структура отпуска тепловой энергии филиала ОАО «ТГК-5» «Удмуртский» в паре
тыс. Гкал
Год
Станция
Янв
арь
Февраль
Март
Апрель
Май
Июнь
Июль
Август
Сентя
брь
Октя
брь
Ноябрь
Декабрь
Год
2005
ТЭЦ-1
0,7
0,8
0,8
0,6
0,1
0,1
0,1
0,1
0,1
0,6
0,6
0,7
5,4
ТЭЦ-2
2,5
2,7
2,7
1,4
0,5
0,6
0,3
0,0
0,0
1,0
5,9
3,1
21,0
СТЭЦ
1,0
1,2
1,2
0,4
0,2
0,4
0,4
0,3
0,5
0,8
0,8
1,3
8,4
Филиал
4,3
4,7
4,6
2,4
0,9
1,1
0,8
0,5
0,6
2,4
7,4
5,1
34,8
2006
ТЭЦ-1
0,9
0,7
0,8
0,4
0,1
0,0
0,0
0,1
0,4
0,5
0,3
0,5
4,7
ТЭЦ-2
3,2
2,5
2,3
1,7
0,7
1,1
0,1
0,1
0,2
1,5
4,5
3,2
21,0
СТЭЦ
1,2
1,1
1,2
0,6
0,6
0,4
0,5
0,5
0,7
1,0
1,1
1,1
10,1
Филиал
5,3
4,3
4,3
2,7
1,4
1,5
0,6
0,7
1,3
3,1
5,9
4,8
35,8
2007
ТЭЦ-1
0,5
0,6
0,5
0,4
0,1
0,0
0,1
0,0
0,1
0,3
0,5
0,6
3,6
ТЭЦ-2
2,1
2,6
1,9
1,7
0,7
0,4
0,3
0,2
0,2
1,3
2,3
3,1
16,8
СТЭЦ
1,1
1,3
1,4
0,8
0,5
0,5
0,6
0,5
0,7
1,0
1,6
2,0
12,1
Филиал
3,7
4,5
3,8
2,9
1,2
1,0
1,0
0,7
1,0
2,6
4,4
5,7
32,6
2008
ТЭЦ-1
0,6
0,5
0,5
0,3
0,1
0,1
0,1
0,1
0,2
0,4
0,5
0,4
4,0
ТЭЦ-2
3,0
2,8
2,4
1,7
0,5
0,2
0,2
0,2
0,6
1,6
1,7
1,7
16,4
СТЭЦ
1,8
1,7
1,4
1,1
0,6
0,6
0,7
0,6
0,8
0,9
0,8
0,9
11,8
Филиал
5,5
5,0
4,3
3,0
1,2
0,8
1,0
0,9
1,6
2,9
3,0
3,0
32,2
2009
ТЭЦ-1
0,5
0,5
0,4
0,2
0,1
0,1
0,2
0,1
0,2
0,3
0,5
0,4
3,4
ТЭЦ-2
0,4
0,1
0,3
1,0
0,0
0,7
0,3
0,0
0,0
0,1
0,1
0,2
3,3
СТЭЦ
1,0
0,7
0,5
0,2
0,1
0,1
0,1
0,0
0,1
0,1
0,2
0,2
3,1
Филиал
1,9
1,2
1,2
1,4
0,2
0,8
0,5
0,2
0,3
0,4
0,8
0,8
9,8
Таблица 15
Динамика и структура отпуска тепловой энергии
от ТЭЦ «ОАО «ЧМЗ» г.Глазов
Гкал
2005
2006
2007
2008
2009
Общий отпуск теплоэнергии
в т.ч.:
1479249
1584911
1503782
1408333
1452086
теплоноситель – пар
255848
246679
251685
239195
238113
теплоноситель – горячая вода
1223401
1338232
1252097
1169138
1213973
Таблица 16
Динамика и структура отпуска тепловой энергии от
ТЭЦ ОАО «Воткинский завод» г.Воткинск
Гкал
Показатели
2005
2006
2007
2008
2009
Отпуск тепловой энергии от коллекторов
779186,0
796690,0
739319,0
690010,0
723128,0
Потери тепловой энергии в сетях
87054,0
84485,0
80568,0
75078,0
71729,0
Полезный отпуск, всего:
в том числе:
692132,0
712205,0
658751,0
614932,0
651399,0
отпуск сторонним потребителям
453113,6
447986,7
443592,5
424990,9
451328,6
отпуск собственным потребителям
239018,4
264218,3
215158,5
189941,1
200070,4
Таблица 17
Структура отпуска тепловой энергии от теплоисточников
по городам за 2006 год
Теплоисточник
Город
Сведения по теплоисточникам
Присоединённая тепловая нагрузка, Гкал/час.
Горячая вода:
а-по жилищно-коммунальному сектору;
б-по промышленному сектору;
Пар
Ижевская ТЭЦ -1
Ижевск
Тепловая мощность - 615 Гкал/час.
Производительность котлов:
установленная 750 тн/час.
Годовой отпуск тепловой энергии:
пар- 4788 Гкал/час;
горячая вода - 1307843 Гкал/час.
Горячая вода:
а- 368,2;
б-91,3;
пар - 2,32
Ижевская ТЭЦ -2
Ижевск
Тепловая мощность – 1474 Гкал/час
Производительность котлов:
установленная - 1680 тн/час;
располагаемая - 1680 нт/час.
Годовой отпуск тепловой энергии:
пар -21099 Гкал/час;
горячая вода - 2911076 Гкал/час.
Горячая вода:
а- 830;
б-347;
пар - 430
Котельная Лесозавода
ОАО «Ижмашэнерго»
Ижевск
Тепловая мощность -150 Гкал/час
Производительность котлов:
установленная - 16 тн/час;
располагаемая - 10 тн/час.
Годовой отпуск тепловой энергии:
пар - 9400 Гкал/час;
горячая вода -375321 Гкал/час.
Горячая вода:
а- 42,7;
б-33,6;
пар-1,1
Котельная на 13-ой улице ОАО “Ижмашэнерго”
Ижевск
Тепловая мощность - 400 Гкал/час.
Производительность котлов:
установленная - 250 тн/час;
располагаемая - 440 тн/час.
Годовой отпуск тепловой энергии:
пар - 112000 Гкал/час;
горячая вода -1104605 Гкал/час.
Горячая вода:
а- 171,3;
б-92;
пар - 11,9
Котельная ОАО “Буммаш”
Ижевск
Тепловая мощность -506 Гкал/час.
Производительность котлов:
установленная - 506 Гкал/час;
располагаемая - 450 тыс.Гкал;
Годовой отпуск тепловой энергии:
пар -60,3 тыс.Гкал;
горячая вода - 317,3 тыс.Гкал.
Горячая вода:
а- 205;
б-230;
пар - 36,0
Котельная ОАО “Ижнефтемаш”
Ижевск
Тепловая мощность -113,9 Гкал/час.
Производительность котлов:
установленная – 113,9 Гкал/час;
располагаемая - 6,6 тыс.Гкал.
Годовой отпуск тепловой энергии:
пар -79064 Гкал/год;
горячая вода – 7534 Гкал/год.
Горячая вода:
а- 15,5 ;
б-55,27 ;
пар - 11,27
Котельная ФГУП “Ижевский механический завод”
Ижевск
Тепловая мощность - 339 Гкал/час.
Производительность котлов:
установленная - 373 тн/час;
располагаемая - 317 тн/час.
Годовой отпуск тепловой энергии:
пар - 105810 Гкал/час;
горячая вода - 196083 Гкал/час.
Горячая вода:
а- 102,5;
б-172,1;
пар -128
Котельные МУП “Коммунальные тепловые сети”
Воткинск
Тепловая мощность - 90 Гкал/час.
Производительность котлов:
установленная - 20 тн/час;
располагаемая - 20 тн/час.
Годовой отпуск тепловой энергии:
пар -111303 Гкал/час;
горячая вода - 6518 Гкал/час.
Горячая вода:
а- 51105;
б-32313;
пар - 12862
Сарапульская ТЭЦ
Сарапул
Тепловая мощность - 285 Гкал/час.
Производительность котлов:
установленная - 220 тн/час;
располагаемая - 220 тн/час.
Годовой отпуск тепловой энергии:
пар -10111 Гкал/час;
горячая вода - 558733 Гкал/ч.
Горячая вода:
а- 210,8;
б-28,0;
пар - 15,8
Таблица 18
Обеспечение тепловой энергией жилого фонда и учреждений бюджетной сферы в городах и муниципальных районах
Удмуртской Республики
№ п/п
Наименование муниципального образования
Количество котельных
№ п/п
Наименование муниципального образования
Количество котельных
1.
Алнашский р-н
39
16.
М.Пургинский р-н
27
2.
Балезинский р-н
46
17.
Можгинский р-н
69
3.
Вавожский р-н
48
18.
Сарапульский р-н
34
4.
Воткинский р-н
31
19.
Селтинский р-н
16
5.
Глазовский р-н
28
20.
Сюмсинский р-н
29
6.
Граховский р-н
49
21.
Увинский р-н
100
7.
Дебесский р-н
38
22.
Шарканский р-н
38
8.
Завьяловский р-н
80
23.
Юкаменский р-н
16
9.
Игринский р-н
52
24.
Якшур-Бодьинский р-н
39
10.
Камбарский р-н
27
25.
Ярский р-н
35
11.
Каракулинский р-н
25
26.
г. Ижевск
50
12.
Кезский р-н
34
27.
г.Воткинск
11
13.
Кизнерский р-н
69
28.
г. Глазов
10
14.
Киясовский р-н
26
29.
г. Можга
26
15.
Красногорский р-н
17
30.
г. Сарапул
44
Итого: 1153
2.7. Перечень основных потребителей тепловой энергии в Удмуртской Республике с выделением потребности в тепловой энергии, вырабатываемой на объектах тепловой генерации
г. Ижевск:
Перечень основных потребителей тепловой энергии от ТЭЦ филиала ОАО «ТГК-5» «Удмуртский»:
ООО «Удмуртские коммунальные системы»,
ОАО «Тепличный комбинат» «Завьяловский».
Таблица 19
Реализация тепловой энергии ООО «УКС» по группам потребителей в городе Ижевске
тыс.Гкал
2006
2007
2008
2009
2010
Промышленность
207, 0
196,3
169,5
166, 4
124, 4
Транспорт и связь
40,5
36,9
34,1
35,5
34,8
ЖКХ, в т.ч.:
3 520,0
3 427,0
10,9
12, 3
11, 2
МУ "ГЖУ"
3 502, 5
3 407, 5
-
-
-
прочие
164, 7
159, 9
302, 5
288, 3
342, 5
Бюджет:
63, 0
60, 4
573, 6
576, 3
565, 6
федеральный
22, 8
24, 2
121, 5
124, 7
121, 4
республиканский
34, 4
30, 9
140, 4
146, 3
129, 5
местный
5, 7
5, 3
311, 7
305, 4
314, 7
Население:
24, 5
140, 3
3 184 ,5
3 131, 4
3 179, 0
бытовые абоненты
0,00
0,00
347,0
2 478,3
2 734,4
ТСЖ, ЖСК, УК, в т.ч.:
24, 5
140, 3
3 184, 1
3 128, 9
3 176, 3
МУ "ГЖУ"
-
-
1 992, 8
1 276, 6
893, 7
Итого реализация:
4 020, 4
4 021, 3
4 275, 7
4 210, 8
4 258, 3
В 2006 и 2007 годах ООО «УКС» арендовало магистральные сети города Ижевска.
г. Сарапул
Таблица 20
Реализация тепловой энергии ООО «УКС» по группам потребителей в городе Сарапуле
тыс.Гкал
2006
2007
2008
2009
2010
Промышленность
86,6
52,8
45,1
47,4
47,8
Транспорт и связь
0,7
1,6
1,3
1,3
1,5
ЖКХ, в т.ч.:
379,4
1,0
0,9
0,6
0,7
МКП "Энергоуправление
г. Сарапула"
378,9
-
-
-
-
прочие
9, 6
25, 0
21,2
22,5
22,5
Бюджет:
4,1
59,2
56,3
57,1
57,1
федеральный
0,3
13, 0
13, 6
13, 3
14,9
республиканский
0,5
3,9
4,3
4,6
3,8
местный
3,2
42,2
38,4
39,2
38,4
Население:
1,4
342,7
333,6
341,5
277,7
бытовые абоненты
0,04
1, 8
1, 7
1, 9
0,7
ТСЖ, ЖСК, УК
1, 3
340,9
331,9
339,6
277,0
МУП УЗ по ЖКХ г.Сарапула
-
234, 0
133,6
-
-
МУП "Городская управляющая компания" в ЖКХ г.Сарапула
-
-
89,7
217,4
-
ООО "Городская Управляющая Компания г. Сарапула"
-
-
-
-
161,1
Итого реализация:
481,7
483,2
459,3
471,3
408,2
В 2006 г. ООО "УКС" арендовало магистральные сети г. Сарапула.
В 2007 г. ООО "УКС" были переданы в аренду квартальные сети г. Сарапула.
г. Воткинск и г.Глазов
Таблица 21
Реализация тепловой энергии ТЭЦ ОАО "Воткинский завод» г.Воткинск
и ТЭЦ ОАО «ЧМЗ» г. Глазов по группам потребителей
тыс.Гкал
2010 год
ТЭЦ ОАО "Воткинский завод», г.Воткинск
МУП "Коммунальные тепловые сети"
416,4
ОАО "Воткинский завод"
251,6
МУЗ "Городская больница №1"
10,0
ОАО "Воткинская Промышленная компания"
4,1
МУП "Банно-прачечный комбинат"
4,1
ОАО "Производство строительных конструкций"
3,1
МУ ФК и С и ДОД СК "Знамя"
2,8
ФПС № 80 МЧС России
1,1
ГУ "УВД" г. Воткинска и Воткинского района
1,1
Прочие потребители г.Воткинска
5,3
Итого:
699,7
ТЭЦ ОАО «ЧМЗ», г.Глазов
ОАО «ЧМЗ»
612,4
МУП «Глазовские теплосети»
723,6
Прочие потребители г.Глазова
95,0
2.8. Структура установленной электрической мощности на территории Удмуртской Республики
Таблица 22
Структура установленной электрической мощности на территории Удмуртской Республики
МВт
2005
2006
2007
2008
2009
Ижевская ТЭЦ-1
78,0
78,0
78,0
78,0
78,0
Ижевская ТЭЦ-2
390,0
390,0
390,0
390,0
390,0
Сарапульская ТЭЦ
12,0
12,0
12,0
12,0
12,0
Воткинская ТЭЦ
12,0
16,0
16,0
16,0
16,0
Глазовская ТЭЦ
66,0
89,4
89,4
89,4
89,4
Мини ТЭЦ МУП «Горкоммунтеплосеть», г.Ижевск
-
4,5
4,5
4,5
4,5
Всего
558,0
589,9
589,9
589,9
589,9
2.9. Состав существующих электростанций (а также блок станций) с группировкой по принадлежности
Филиал ОАО «ТГК-5» «Удмуртский» состоит из трех электростанций: Ижевской ТЭЦ-1, Ижевской ТЭЦ-2, Сарапульской ТЭЦ.
Установленная электрическая мощность филиала ОАО «ТГК-5» «Удмуртский» - 469,7 МВт. Установленная тепловая мощность филиала ОАО «ТГК-5» «Удмуртский» - 2315,2 Гкал/час.
Таблица 23
Состав электростанций филиала ОАО «ТГК-5» «Удмуртский»
Станции
Оборудование
№
Тип
Выработка, Гкал
Максимальная
мощность, МВт
Номинальная
мощность, МВт
Ижевская ТЭЦ-1
Турбины
1
ПТ-12/15-35/10М
58
15
12
2
Р-12-35/5М
66
12
12
3
ПТ-12/15-35/10М
58
15
12
4
ПТ-12/15-35/10М
58
15
12
6
АПТ-9
58,5
9
9
7
ПТ-12/15-35/10М
58
15
12
356,5
81,0
69,0
Водогрейные котлы
1
ПТВМ-50
50
2
ПТВМ-50
50
3
ПТВМ-100
100
200,0
Ижевская ТЭЦ-2
Турбины
1
ПТ-60-130
139
75
60
2
Т-100/120-130-1
175
120
110
3
Т-110/120-130-3
175
120
110
4
Т-110/120-130-4
175
120
110
664,0
435,0
390,0
Водогрейные котлы
1
ПТВМ-180
180
2
ПТВМ-180
180
3
КВГМ-180
180
4
КВГМ-180
180
5
КВГМ-180
180
900,0
Сарапульская ТЭЦ
Турбины
1
ПР-6-35/15/5
45,5
4,7
4,7
2
ПР-6-35/5/1,2М
39,2
6
6
84,7
10,7
10,7
Водогрейные котлы
1
КВГМ-100
100
2
КВГМ-100
100
200,0
Таблица 24
Состав электростанции ТЭЦ ОАО «ЧМЗ» г. Глазов
Станция
Состав оборудования
Установленная
мощность
турбоагрегаты
котлы
электрическая, МВт
тепловая
Гкал/час
ТЭЦ ОАО «ЧМЗ»
Типа ПТ-12- 5ед., типа Р –6-1 ед.
Газовая турбина
GT 10B2
Паровые Е –75-39-
9 ед
Водогр. ПТВМ-100 –4ед
Паровой котел утилизатор ТКУ-14-
1 ед.
89,4
797
Таблица 25
Состав электростанции ТЭЦ ОАО «Воткинский завод»
Станция
Состав оборудования
Установленная
мощность
Турбо-агрегаты
Котлы
Электрическая МВт
Тепловая
Гкал/час
ТЭЦ ОАО «Воткинский завод»
Р-12-35/5М
Р-4-1,5/ 0,35
КВГМ-100- 2 ед
ПТВМ-50- 4 ед
ПТК-7- 2 ед
ЛМЗ-750- 1 ед
16
545
2.10. Структура выработки электроэнергии по типам электростанций и
видам собственности
В структуре выработки электроэнергии энергосистемой Удмуртской Республики на 1 января 2010 года доля ТЭС составляет 100%. Основной объем электроэнергии (86%) вырабатывается на электростанциях филиала ОАО «ТГК-5» «Удмуртский». В том числе: Ижевская ТЭЦ-1 – 11,3%, Ижевская ТЭЦ-2 – 72,5%, Сарапульская ТЭЦ – 2,2%). На блокстанциях: ТЭЦ ОАО «ЧМЗ» г. Глазов 11,6% , ТЭЦ ОАО «Воткинский завод» 8,4%.
Таблица 26
Выработка электроэнергии станциями
млн. кВт.час
2005
2006
2007
2008
2009
Всего
2902,2
2916,9
3180,1
3163,3
3037,0
ТЭЦ филиала ОАО «ТГК-5» «Удмуртский»
2613,9
2611,1
2707,8
2772,4
2598,8
ТЭЦ ОАО «ЧМЗ» г.Глазова
227,8
240,8
394,1
310,7
348,8
ТЭЦ ОАО «Воткинский завод» г. Воткинск
60,5
65,0
78,2
80,2
73,0
Мини ТЭЦ МУП «Горкоммунтеплосеть»
20,0
14,2
16,4
Таблица 27
Структура выработки электрической энергии
филиалом ОАО «ТГК-5» «Удмуртский» за 2005-2009 годы
млн. кВт.ч
Год
Станция
Январь
Февраль
Март
Апрель
Май
Июнь
Июль
Август.
Сентябрь.
Октябрь
Ноябрь
Декабрь
Год
2005
ТЭЦ-1
48,1
45,2
47,7
35,4
12,4
9,7
10,7
9,0
13,3
33,1
44,0
47,2
355,8
ТЭЦ-2
243,7
220,2
238,1
207,3
131,2
90,8
107,1
87,4
148,5
228,0
240,3
247,2
2189,6
СТЭЦ
8,1
7,5
8,2
7,0
3,0
2,9
3,1
2,4
3,6
6,8
7,8
8,1
68,5
Филиал
299,9
272,8
294,1
249,6
146,5
103,4
120,9
98,8
165,4
267,9
292,1
302,5
2613,9
2006
ТЭЦ-1
48,2
43,8
46,0
37,5
12,8
9,1
10,6
10,8
14,3
35,8
43,7
45,5
358,1
ТЭЦ-2
245,1
219,4
242,2
212,7
120,5
84,2
98,4
101,9
165,8
214,9
236,0
244,1
2185,3
СТЭЦ
8,0
7,2
8,1
7,0
2,8
2,8
3,1
2,6
3,4
7,3
7,5
8,0
67,8
Филиал
301,3
270,4
296,3
257,2
136,1
96,2
112,0
115,3
183,5
258,0
287,2
297,6
2611,1
2007
ТЭЦ-1
45,6
44,0
44,9
36,5
19,6
13,5
11,2
9,6
13,8
33,2
45,8
48,9
366,5
ТЭЦ-2
245,3
220,1
241,6
220,5
139,5
97,7
100,8
110,4
166,8
240,4
242,4
247,2
2272,9
СТЭЦ
8,0
7,3
8,0
7,9
3,8
2,7
2,3
1,8
3,0
7,8
7,9
8,1
68,4
Филиал
298,9
271,4
294,6
264,9
162,8
113,8
114,3
121,9
183,6
281,4
296,1
304,2
2707,8
2008
ТЭЦ-1
48,6
44,5
43,6
35,7
18,9
13,1
9,0
7,3
13,5
34,6
39,0
44,6
352,4
ТЭЦ-2
247,5
229,2
245,9
221,1
151,4
119,3
120,5
125,5
170,7
239,6
238,5
241,5
2350,6
СТЭЦ
8,1
7,5
8,1
7,7
4,2
2,2
2,3
2,3
3,9
7,0
8,0
8,2
69,4
Филиал
304,2
281,2
297,5
264,4
174,6
134,6
131,7
135,2
188,0
281,2
285,5
294,3
2772,4
2009
ТЭЦ-1
46,5
42,2
42,1
36,0
17,8
7,0
6,9
9,5
14,4
32,4
41,8
44,4
340,8
ТЭЦ-2
244,2
219,2
243,6
224,6
152,8
113,2
107,6
106,9
117,1
209,0
222,0
229,2
2189,2
СТЭЦ
8,2
7,4
8,1
7,8
4,3
2,0
2,3
2,3
3,0
7,5
7,7
8,1
68,7
Филиал
298,9
268,7
293,9
268,4
174,8
122,1
116,8
118,7
134,5
248,9
271,5
281,7
2598,8
Таблица 28
Структура выработки электроэнергии ТЭЦ ОАО «ЧМЗ" г.Глазов
за 2005-2009 годы
млн. кВт.ч
2005
2006
2007
2008
2009
Выработка электроэнергии, в том числе:
227,8
240,8
394,1
310,7
348,8
на ГТУ
0
0
117,1
46,3
96,2
В 2006 году на ТЭЦ ОАО «ЧМЗ» введен в работу энергоблок мощностью 24,5 МВт.
Таблица 29
Структура выработки электроэнергии
ТЭЦ ОАО «Воткинский завод» г Воткинск за 2005-2009 годы
млн. кВт.ч
2005
2006
2007
2008
2009
Турбогенератор ст.№1
60,5
59,0
57,7
59,0
53,7
Турбогенератор ст.№2
-
6,0
20,5
21,2
19,3
Всего выработка электроэнергии
60,5
65,0
78,2
80,2
73,0
В сентябре 2006 года на ТЭЦ ОАО «Воткинский завод» введен в эксплуатацию турбогенератор ст.№2 мощностью 4 МВт.
В конце 2006 года МУП «Горкоммунтеплосеть» города Ижевска на котельной по улице Дружба, 3 построена и введена в работу газопоршневая мини ТЭЦ, мощностью 4,5 МВт.
2.11 . Характеристика балансов электрической энергии и мощности за 2005-2009 годы
Таблица 30
Баланс электроэнергии по энергосистеме Удмуртской Республики
млн.кВт.ч
2005
2006
2007
2008
2009
Потребление
8009
8348
8632,3*
8825
8374
Выработка
2902,2
2916,9
3200,1*
3177,5
3037
ТЭС, в т.ч.:
2902,2
2916,9
3200,1
3177,5
3037
филиал ОАО "ТГК-5" "Удмуртский"
2613,9
2611,1
2707,8
2772,4
2598,8
электростанции промышленных предприятий
288,3
305,8
492,3
405,06
438,2
Поступление электроэнергии из соседних энергосистем
5106,8
5431,1
5432,2
5647,5
5337
Таблица 31
Баланс мощности по энергосистеме по годам
МВт
2005
2006
2007
2008
2009
Установленная мощность электростанций
504
504
587*
589,9
589,9
Располагаемая мощность электростанций
422
422
487*
490,4
499,4
Нагрузка электростанций на час максимума
399
422
487*
467
476
Максимум электропотребления
1354
1381
1399
1445
1480
Поступление мощности из соседних энергосистем
955
959
912
978
1004
* - Увеличение установленной мощности, нагрузки и выработки электростанций в 2007 году связано с включением в энергетический баланс энергосистемы Удмуртской Республики ТЭЦ ОАО «ЧМЗ" г. Глазов, выработка которой до 2007 года не учитывалась.
В период с 2005 года по 2008 год в энергосистеме Удмуртской Республики, как и в целом по Объединенной Энергосистеме Урала, отмечался рост электропотребления. За четыре года электропотребление в Удмуртской Республике выросло на 816 млн. кВт.ч. (средний прирост за период 2005-2008 годы составил около 3,3%). Наиболее высокие темпы роста электропотребления отмечались в энергосистеме Удмуртской Республики в 2006 - 2007 годах. Снижение электропотребления в 2009 году обусловлено экономическим кризисом.
Прирост электропотребления сопровождался ростом максимальных суточных нагрузок. Средний прирост максимальных нагрузок за период 2005- 2008 годы составил около 2,2 %. Несмотря на общее снижение электропотребления в 2009 году максимум нагрузки в 2009 году выше максимума нагрузки 2008 года на 2,4 %, что объясняется экстремально низкими температурами воздуха в декабре 2009 года.
2.12. Объемы и структура топливного баланса электростанций и котельных на территории Удмуртской Республики в 2009 году
Объемы и структура топливного баланса электростанций
филиала ОАО «ТГК-5» «Удмуртский» за 2009 год
Таблица 32
Объемы использованного топлива
тут
Станция
Январь
Февраль
Март
Апрель
Май
Июнь
Июль
Август
Сентябрь
Октябрь
Ноябрь
Декабрь
Год
ТЭЦ-1
40209
33995
31392
27488
13157
6189
5923
8522
12122
24665
31212
40000
274875
ТЭЦ-2
125862
109705
106391
95407
60870
48338
42157
42381
47989
87022
99035
123894
989051
СТЭЦ
15330
12938
11224
9310
4056
1842
2130
2177
2904
8670
10790
15959
97330
Филиал
181401
156638
149007
132205
78083
56369
50210
53080
63015
120357
141037
179853
1361256
Таблица 33
Объемы использованного природного газа
куб. м
Станция
Январь
Февраль
Март
Апрель
Май
Июнь
Июль
Август
Сентябрь
Октябрь
Ноябрь
Декабрь
Год
ТЭЦ-1
34990
29594
27321
23807
11414
5370
5167
7385
10529
21471
27185
34439
238672
ТЭЦ-2
67982
67160
69904
45674
35519
24371
35187
37088
42238
30980
34680
65682
556465
СТЭЦ
13301
11250
9737
8037
3499
1589
1845
1884
2513
7538
9381
13715
84290
Филиал
116273
108004
106962
77519
50432
31330
42199
46357
55280
59988
71246
113837
879426
Таблица 34
Объемы использованного мазута
тонн
Станция
Январь
Февраль
Март
Апрель
Май
Июнь
Июль
Август
Сентябрь
Октябрь
Ноябрь
Декабрь
Год
ТЭЦ-1
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
1,0
0,0
344,0
345,0
ТЭЦ-2
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
СТЭЦ
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
2,8
0,0
0,0
146,5
149,3
Филиал
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
2,8
1,0
0,0
490,5
494,3
Таблица 35
Объемы использованного каменного угля
тонн
Станция
Январь
Февраль
Март
Апрель
Май
Июнь
Июль
Август
Сентябрь
Октябрь
Ноябрь
Декабрь
Год
ТЭЦ-1
―
―
―
―
―
―
―
―
―
―
―
―
―
ТЭЦ-2
58275
38542
29601
47748
23560
22128
2300
0
0
56753
66355
54741
400003
СТЭЦ
―
―
―
―
―
―
―
―
―
―
―
―
―
Филиал
58275
38542
29601
47748
23560
22128
2300
0
0
56753
66355
54741
400003
Таблица 36
Структура использованного топлива
%
Станция
Топливо
Январь
Февраль
Март
Апрель
Май
Июнь
Июль
Август
Сентябрь
Октябрь
Ноябрь
Декабрь
Год
ТЭЦ-1
газ
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
98,9
99,8
мазут
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
1,1
0,2
ТЭЦ-2
газ
61,6
69,9
75,0
54,6
66,5
57,1
94,9
100,0
100,0
40,6
39,9
60,6
64,1
уголь
38,4
30,1
25,0
45,4
33,5
42,9
5,1
0,0
0,0
59,4
60,1
39,4
35,9
СТЭЦ
газ
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
99,9
100,0
100,0
98,7
99,8
мазут
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,1
0,0
0,0
1,3
0,2
Филиал
газ
73,4
78,9
82,1
67,3
73,9
63,2
95,8
100,0
100,0
57,0
57,8
72,5
73,9
уголь
26,6
21,1
17,9
32,7
26,1
36,8
4,2
0,0
0,0
43,0
42,2
27,2
26,0
мазут
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,4
0,1
Таблица 37
Объем и структура топливного баланса ТЭЦ ОАО «Воткинский завод»
г.Воткинск за 2009 год
Расход топлива
Расход условного топлива, тут
Расход природного газа, тыс. куб.м
Расход мазута, тонн
Всего
133682
117210,9
2,2
на отпущенную теплоэнергию
118207
103639,0
2,2
на отпущенную электроэнергию
15475
13571,8
0
Таблица 38
Объем и структура топливного баланса ТЭЦ ОАО «ЧМЗ» г.Глазов
за 2009 год
Расход топлива
Расход условного топлива, тут
Расход природного газа, тыс.м³
Расход мазута, тонн
Всего
324055,0
256072,0
2716,0
Таблица 39
Объемы и структура топливного баланса ОАО «Буммаш» за 2009 год
Расход топлива
Газ природный, тыс. куб.м
Мазут, тонн
Всего выработка тепловой энергии, Гкал
170 498,0
в том числе: на газе
157 747,0
26, 4
на мазуте
12 751,0
1 126,0
Всего собственные нужды котельной, Гкал
12 057,4
в том числе: на газе
12 057,4
Отпуск тепловой энергии всего, Гкал
158 440,6
24, 4
1 126,0
Объемы и структура топливного баланса котельной ОАО «Нефтемаш» за 2009 год:
Потреблено газа: 13014,1 тыс. куб.м (14758 тыс.тут).
Котельными предприятий ЖКХ Удмуртской Республики на производство тепловой энергии в 2009 году потреблено:
уголь- 287 359 тонн;
газ – 1 628 836 тыс. куб. м;
нефтепродукты - 1 424 тонн;
дрова – 37 652 куб. м;
торф – 7000 тонн.
Объемы и структура топливного баланса котельных ФГУП «Ижевский механический завод» за 2009 год
Выработано тепловой энергии 344 549 Гкал.
Потреблено: природного газа - 45 543,5 тыс. куб.м.
мазута – 813 тонн.
Объемы и структура топливного баланса котельных ОАО «Ижмашэнерго» за 2009 год
Потреблено природного газа – 99 503,1 тыс. куб.м.
мазута – 4689 тонн.
2.13. Основные характеристики электросетевого хозяйства Удмуртской Республики, существующих ЛЭП и подстанций, класс напряжения которых равен или превышает 110 кВ с указанием сводных данных по ним
Основная доля электросетевых объектов напряжением 35-110 кВ находится в ведении филиала «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», которое осуществляет централизованное электроснабжение потребителей на территории Удмуртской Республики. Основной задачей филиала «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» является транспорт и распределение электроэнергии, технологическое подключение потребителей к сети.
Таблица 40
Общая характеристика филиала «Удмуртэнерго»
ОАО «МРСК Центра и Приволжья»
Показатель
Значение показателя
Объем электросетевого оборудования,
94923 условных единиц
Количество центров питания 220/110/35/6-20 кВ
217 единиц
Количество фидеров 6-20 кВ
984 единиц
Количество трансформаторных подстанций 6-35/0,4 кВ
5544 единиц
Численность обслуживающего персонала
972*
Затраты на обслуживание
164008*** тыс. руб.
Стоимость электрооборудования
1852027 тыс. руб.
Стоимость основных производственных средств
2293935 тыс. руб.
Количество ПЭС
3 единиц
Количество РЭС
27 единиц
в том числе, с диспетчерскими пунктами
26 единиц
Отпуск электроэнергии в сеть
7164,2 млн. кВт.ч
Потери электроэнергии в сетях
426,2 млн. кВт.ч
Величина недоотпуска электроэнергии из-за технологических нарушений
0,127** млн. кВт.ч
Примечания:
* - численность обслуживающего персонала - фактическая среднесписочная численность ремонтного и эксплуатационного персонала за расчетный период.
** - указывается значение недоотпуска электроэнергии вследствие технологических нарушений электроснабжения, млн. кВт.ч.
*** - затраты на обслуживание - затраты по отчетным данным на эксплуатацию, ремонты,
управленческие расходы и прибыль.
Энергосистема Удмуртской Республики делится на 6 энергорайонов: Глазовский, Балезинский, Воткинский, Ижевский, Можгинский, Сарапульский.
Обслуживание энергосистемы производится тремя предприятиями электрических сетей: Центральным, Южным и Глазовским.
Общая протяжённость ЛЭП напряжением 0,4 кВ и выше - 24,15 тыс. км.
Основными центрами питания (далее по тексту ЦП) распределительной сети 35-110 кВ является подстанция с высшим напряжением 500 кВ Удмуртская и подстанции с высшим напряжением 220 кВ: Звёздная, Балезино, Комсомольская, Игра, Сива, Садовая, Ижевск, Металлург, Позимь, Кама, Сюга, Саркуз.
Подстанция напряжением 500 кВ Удмуртская имеет два независимых источника питания на ней установлено две группы однофазных автотрансформаторов. Подстанции напряжением 220 кВ имеют два и более независимых источника питания и на всех установлено по два автотрансформатора, кроме ПС 220 кВ Садовая.
Загрузка трансформаторов и автотрансформаторов на подстанциях 500 и 220 кВ в зимний и летний максимум энергосистемы 2008-2009 годов представлена в таблице 41.
Таблица 41
Загрузка автотрансформаторов основных центров питания
(по результатам контрольных замеров)
Наименование ПС
500 и 220 кВ
Мощность,
МВА
Напряжение, кВ
2008
2009
Зима
Лето
Зима
Лето
МВА
%
МВА
%
МВА
%
МВА
%
Удмуртская
АТГ1
501
500/
220
191,7
38,3
331,6
66,2
217,8
43,5
откл.
откл.
АТГ2
501
500/
220
188,6
37,6
откл.
откл
215
42,9
262,6
52,5
Звёздная
АТ1
125
220
/110
30,2
24,2
21
16,8
29,2
23,4
21,3
17,1
АТ2
125
220/
110
30,7
24,5
21,2
17,0
29,6
23,7
21,6
17,3
Балезино
АТ1
125
220/
110
58,3
46,6
23,2
18,5
70,6
56,4
откл.
откл.
АТ2
125
220/
110
48,3
38,6
20,3
16,3
62
49,6
44,7
35,7
Комсомольская
АТ1
63
220/
110
откл.
откл
19,2
30,5
12,9
20,5
12,5
19,9
АТ2
63
220/110
36,5
57,9
19
30
12,8
20,3
12,4
19,7
Игра
Т1
25
220/
35/10
6,5
25,9
6,5
25,8
10,1
40,3
2,2
9,0
Т2
20
220/
35/10
12,2
61
12,8
64
16,9
84
10,2
51
Сива
АТ1
125
220/110
72,3
57,9
94,0
75,2
72,8
58,3
57,6
46
АТ2
125
220/
110
84,9
67,9
откл.
откл
85,6
68,5
67,6
54
Садовая
АТ1
125
220/
110
43,4
34,8
34,2
27,4
48,4
38,7
откл.
откл.
Ижевск
АТ1
125
220/
110/10
28,4
22,7
66,6
53,3
47,9
38,3
48,6
38,9
АТ2
125
220/
110/10
30,4
24,3
54,5
43,6
43,8
35,0
69,4
55,5
Металлург
АТ1
125
220/110/6
28,2
22,5
35,7
28,5
32,3
25,8
49,4
39,5
АТ2
125
220/110/6
27,7
22,2
35,0
28,0
31,8
25,4
48,7
38,9
Позимь
АТ1
125
220/
110
39,1
31,3
45,3
36,2
57,4
45,9
69,8
55,8
АТ2
125
220/
110
39
31,2
45,1
36,1
57,4
45,9
откл.
откл.
Кама
АТ1
125
220/
110
65,4
52,3
39,9
32,0
56,1
44,9
59,5
47,6
АТ2
125
220/
110
63,7
50,9
57,6
46,1
54,5
43,6
49,0
39,2
Сюга
АТ1
125
220/
110
27,4
21,9
19,0
15,2
25,6
20,5
откл.
откл.
АТ2
125
220
/110
30,8
24,7
21,3
17,1
28,8
23,0
53,0
42,4
Саркуз (абонентская)
АТ1
63
220/
110
17,2
27,3
20,1
31,8
14,3
22,7
10,7
17
АТ2
63
220/110
откл.
откл
откл.
откл
откл.
откл
откл.
откл.
Как видно из таблицы 41, нагрузка автотрансформаторов находится в допустимых пределах.
Протяженность по трассе воздушных линий электропередачи, находящихся на балансе сетевых организаций, в том числе линий электропередачи сельскохозяйственного назначения по классам напряжения (35-220, 6-20 и 0,4 кВ) представлена в таблице 42
Таблица 42
Количество и протяженность линий электропередачи 0,4-220 кВ филиала «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья»
Наименование,
напряжение
Количество,
шт.
Протяженность по трассе,
км
ВЛ 220 кВ
2
4,8
ВЛ 110 кВ
174
1989,2
ВЛ 35 кВ
154
2207,8
ВЛ 10 кВ
969
11780,2
ВЛ 6 кВ
26
177,5
КЛ 35 кВ
2
7
КЛ 10 кВ
17
57
ВЛ 0,4 кВ
7930
Таблица 43
Количество и установленная мощность ПС 35-220 кВ филиала «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья»
Наименование,
напряжение
Количество,
шт.
Установленная мощность,
МВт
ПС 220 кВ
2
120
ПС 110 кВ
95
2802,2
ПС 35 кВ
120
566,5
Таблица 44
Протяженность по трассе, цепям и материалам опор воздушных линий электропередачи, находящихся на балансе сетевых организаций
км
Протяженность ВЛ 220 кВ по трассе , в том числе
4,8
на металлических опорах
4,8
на железобетонных опорах
0
Протяженность ВЛ 220 кВ, по цепям
9,6
Протяженность ВЛ 110 кВ, по трассе
1989,7
на металлических опорах
253,5
на железобетонных опорах
1736,2
на деревянных с железобетонными приставками
0
на деревянныз без железобетонных приставок
0
Протяженность ВЛ 110 кВ, по цепям
2627,9
Протяженность КЛ 110 кВ
0
Протяженность ВЛ 35 кВ, по трассе
2207,8
на металлических опорах
8,9
на железобетонных опорах
2198,9
на деревянных с железобетонными приставками
0
на деревянных без железобетонных приставок
0
Протяженность ВЛ 35 кВ, по цепям
2305,5
Протяженность КЛ 35 кВ
6,72
Протяженность ВЛ 6-10 кВ, по трассе
11990,7
на металлических опорах
0
на железобетонных опорах
5118,3
на деревянных с железобетонными приставками
6381,4
на деревянных без железобетонных приставок
491,0
Протяженность ВЛ 6-10 кВ по трассе сельскохозяйственного на значения
11908,0
Протяженность ВЛ 6-10 кВ, по цепям
11990,7
Протяженность КЛ 6-10 кВ
65,9
из них сельскохозяйственного назначения
58
Протяженность ВЛ 0,4 кВ, по трассе
7972,3
на металлических опорах
0
на железобетонных опорах
1484,1
на деревянных с железобетонными приставками
5757,0
на деревянных без железобетонных приставок
731,1
Протяженность ВЛ 0,4 кВ, по цепям
7972,3
Протяженность ВЛ 0,4 кВ по трассе сельскохозяйственного назначения
7874
Протяженность КЛ 0,4 кВ
43,28
из них сельскохозяйственного назначения
32
Для выполнения филиалом «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» основной своей задачи по транспорту и распределению электроэнергии, технологическому присоединению потребителей к сети, необходимо иметь надёжную электрическую сеть 35-110кВ.
Под надёжностью электрической сети (или её участка) понимается способность осуществлять передачу и распределение требуемого количества электроэнергии без ухудшения её качества от источников к потребителям и в соответствии с заданным графиком нагрузки, в нормальных и послеаварийных режимах.
В свою очередь, надёжность сети зависит от технического уровня и технического состояния, входящих в её состав элементов и схемы их соединения.
Таблица 45
Технический уровень электросетевых объектов филиала «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья»
Показатели
Количество подстанций на балансе филиала «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК «Центра и Приволжья»
110 кВ (всего 95 ед.)
35 кв (всего 120 ед.)
Единица измерения
шт
%
шт%
%
Отсутствие РПН (регулятор напряжения под нагрузкой)
(полностью на всех трансформаторах или на нескольких)
Центральные электрические сети
(110 кВ -49 шт, 35 кВ- 34 шт)
1
2
18
53
Глазовские электрические сети
( 110 кВ -13 шт, 35 кВ -42 шт)
-
-
19
45
Южные электрические сети
( 110 кВ- 33 шт, 35 кВ- 44 шт)
-
-
28
67
Всего
1
1
65
55
Отсутствие резервного питания ПС по высокой стороне
Центральные электрические сети
(110 кВ -49 шт, 35 кВ- 34 шт)
2
4
15
44
Глазовские электрические сети
( 110 кВ -13 шт, 35 кВ -42 шт)
2
15
14
33
Южные электрические сети
( 110 кВ- 33 шт, 35 кВ- 44 шт)
1
3
12
29
Всего
5
5
41
35
Однотрансформаторные подстанции
Центральные электрические сети
(110 кВ -49 шт, 35 кВ- 34 шт)
1
2
8
24
Глазовские электрические сети
( 110 кВ -13 шт, 35 кВ -42 шт)
1
8
13
31
Южные электрические сети
( 110 кВ- 33 шт, 35 кВ- 44 шт)
2
6
9
21
Всего
4
4
30
25
Подстанции на ОД и КЗ (разъединители, предохранители)
Центральные электрические сети
(110 кВ -49 шт, 35 кВ- 34 шт)
36
73
2
6
Глазовские электрические сети
( 110 кВ -13 шт, 35 кВ -42 шт)
9
69
1
2
Южные электрические сети
( 110 кВ- 33 шт, 35 кВ- 44 шт)
25
76
-
-
Всего
70
74
3
3
Технический уровень сети 110 кВ ниже среднего, так как у 74% подстанций 110 кВ первичная схема РУ (распределительных устройств) выполнена на отделителях и короткозамыкателях, 5% подстанций 110 кВ не имеют резервное питание по высокой стороне.
Технический уровень сети 35 кВ также низкий, так как на 55% трансформаторов отсутствует РПН (регулятор напряжения под нагрузкой), 35% ПС 35 кВ не имеют резервное питание по высокой стороне, 25% однотрансформаторных ПС 35 кВ и у 3% ПС 35 кВ первичная схема РУ выполнена на отделителях и короткозамыкателях.
Таблица 46
Техническое состояние подстанций 35-110 кВ филиала «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», находящихся в эксплуатации больше нормативного срока
№
Подстанция
Количество и установленная мощность трансформаторов, МВА
Год строительства
Год проведения переустройства
Срок службы, лет
Техническое состояние
Центральные электрические сети
ПС 35/10-6 кВ
1
Чур
Т-1
4
1981
27
удовлетворительное
Т-2
4
1980
28
удовлетворительное
2
Зятцы
Т-1
2,5
1968
40
удовлетворительное
Т-2
2,5
1973
35
удовлетворительное
3
Зямбай
Т-1
2,5
1968
40
удовлетворительное
Т-2
2,5
1991
17
удовлетворительное
4
Лыстем
Т-1
1,6
1974
34
удовлетворительное
5
Первомайская
Т-1
2,5
1983
25
удовлетворительное
Т-2
2,5
1983
25
удовлетворительное
6
Перевозное
Т-1
2,5
1982
26
удовлетворительное
Т-2
2,5
1983
25
удовлетворительное
7
Гавриловка
Т-1
2,5
1974
34
удовлетворительное
Т-2
2,5
1974
34
удовлетворительное
8
Кивара
Т-1
1,6
1974
34
удовлетворительное
Т-2
1,6
1974
34
удовлетворительное
9
Сокол
Т-1
0,56
1959
49
удовлетворительное
10
Монья
Т-1
2,5
1981
27
удовлетворительное
Т-2
2,5
1981
27
удовлетворительное
11
Копки
Т-1
1,6
1981
27
удовлетворительное
Т-2
1,6
1971
37
удовлетворительное
12
Сюрек
Т-1
2,5
1973
35
удовлетворительное
Т-2
4
1974
34
удовлетворительное
13
Гура
Т-1
1,1
1971
37
удовлетворительное
Т-2
1,6
1973
35
удовлетворительное
14
Тукля
Т-1
2,5
1985
23
удовлетворительное
Т-2
4
1973
35
удовлетворительное
15
Урал
Т-1
2,5
1982
26
удовлетворительное
Т-2
2,5
1982
26
удовлетворительное
16
Калининская
Т-1
2,5
1969
39
удовлетворительное
17
Киби-Жикья
Т-1
1,6
1983
25
удовлетворительное
Т-2
1,6
1983
25
удовлетворительное
18
Рябово
Т-1
2,5
1980
28
удовлетворительное
Т-2
2,5
1980
28
удовлетворительное
19
Каракалай
Т-1
2,5
1974
34
удовлетворительное
Т-2
2,5
1974
34
удовлетворительное
ПС 110/10-6 кВ
20
Водозабор
Т-1
25
1974
34
удовлетворительное
Т-2
25
1974
34
удовлетворительное
21
Инструментальная
Т-1
15
1972
36
удовлетворительное
Т-2
10
2006
2
удовлетворительное
22
Гравийная
Т-1
16
1985
23
удовлетворительное
Т-2
15
1978
30
удовлетворительное
23
Городская
Т-1
16
1978
30
удовлетворительное
Т-2
16
1970
38
удовлетворительное
24
Волковская
Т-1
6,3
1967
41
удовлетворительное
Т-2
6,3
1970
38
удовлетворительное
25
Автозавод
Т-1
63
1984
24
удовлетворительное
Т-2
63
1968
40
удовлетворительное
26
Танково
Т-1
16
1971
37
удовлетворительное
Т-2
16
1971
37
удовлетворительное
27
Машзавод
Т-1
63
1991
17
удовлетворительное
Т-2
63
1976
32
удовлетворительное
28
Соцгород
Т-1
25
1971
37
удовлетворительное
Т-2
15
1961
47
удовлетворительное
29
Парковая
Т-1
15
1967
41
удовлетворительное
Т-2
15
1968
40
удовлетворительное
30
Рабочая
Т-1
40
1986
22
удовлетворительное
Т-2
40
1981
27
удовлетворительное
31
Прессовая
Т-1
63
1975
33
удовлетворительное
Т-2
63
1991
17
удовлетворительное
32
Кузнечная
Т-1
16
1976
32
удовлетворительное
Т-2
16
1978
30
удовлетворительное
33
Пирогово
Т-1
25
1970
38
удовлетворительное
Т-2
25
1977
31
удовлетворительное
34
Медведево
Т-1
10
1980
28
удовлетворительное
Т-2
10
1980
28
удовлетворительное
35
Восточная
Т-1
25
1980
28
удовлетворительное
Т-2
25
1980
28
удовлетворительное
36
Турна
Т-1
2,5
1982
26
удовлетворительное
37
Удугучин
Т-1
2,5
1979
29
удовлетворительное
Т-2
2,5
1983
25
удовлетворительное
38
Полевая
Т-1
6,3
1979
29
удовлетворительное
Т-2
6,3
1983
25
удовлетворительное
39
Сосновка
Т-1
2,5
1976
32
удовлетворительное
Т-2
2,5
1988
20
удовлетворительное
ПС 110/35/10-6 кВ
40
Як-Бодья
Т-1
10
1976
32
удовлетворительное
Т-2
10
1977
31
удовлетворительное
41
Вавож
Т-1
10
1985
23
удовлетворительное
Т-2
10
1983
25
удовлетворительное
42
Воткинск
Т-1
16
1971
37
удовлетворительное
Т-2
16
1972
36
удовлетворительное
43
Лесная
Т-1
10
1967
41
удовлетворительное
Т-2
10
1972
36
удовлетворительное
44
Заречная
Т-1
15
1964
44
удовлетворительное
Т-2
16
1970
38
удовлетворительное
45
Нефтемаш
Т-1
40,5
1969
39
удовлетворительное
Т-2
40
1967
41
удовлетворительное
46
Селты
Т-1
10
1977
31
удовлетворительное
Т-2
10
1978
30
удовлетворительное
47
Орловская
Т-1
25
1979
29
удовлетворительное
Т-2
25
1980
28
удовлетворительное
48
Ува
Т-1
16
1969
39
удовлетворительное
Т-2
15
1960
48
удовлетворительное
49
Шаркан
Т-1
10
1973
35
удовлетворительное
Т-2
10
1975
33
удовлетворительное
Глазовские электрические сети
ПС 35/10-6 кВ
50
40 лет Октября
Т-1
4
1980
28
удовлетворительное
Т-2
4
1980
28
удовлетворительное
51
Бараны
2006
2
удовлетворительное
Т-2
1,6
1976
32
удовлетворительное
52
Бурино
Т-1
4
1980
28
удовлетворительное
Т-2
4
1980
28
удовлетворительное
53
Васильевская
Т-1
1,6
1981
27
удовлетворительное
54
Горная
Т-1
2,5
1979
29
удовлетворительное
Т-2
2,5
1990
18
удовлетворительное
55
Дебесы
Т-1
4
1981
27
удовлетворительное
Т-2
4
1979
29
удовлетворительное
56
Ежево
Т-1
1,6
1973
35
удовлетворительное
Т-2
1,6
1992
16
удовлетворительное
57
Заря
Т-1
4
1988
20
удовлетворительное
Т-2
4
1982
26
удовлетворительное
58
Зура
Т-1
1,6
1973
35
удовлетворительное
Т-2
1,6
1975
33
удовлетворительное
59
Кулига
Т-1
1,6
1991
17
удовлетворительное
Т-2
6,3
1980
28
удовлетворительное
60
Курья
Т-1
2,5
1994
14
удовлетворительное
Т-2
2,5
1974
34
удовлетворительное
61
Педоново
Т-1
4
1980
28
удовлетворительное
Т-2
4
1980
28
удовлетворительное
62
Пибаньшур
Т-1
1,8
1964
44
удовлетворительное
Т-2
1,6
1992
16
удовлетворительное
63
Полом
Т-1
1,6
1967
41
удовлетворительное
64
Понино
Т-1
2,5
1972
36
удовлетворительное
Т-2
2,5
1973
35
удовлетворительное
65
ПТФ
Т-1
2,5
1974
34
удовлетворительное
Т-2
2,5
1974
34
удовлетворительное
66
Пудем
Т-1
4
1972
36
удовлетворительное
Т-2
4
1969
39
удовлетворительное
67
Пышкет
Т-1
1,6
1991
17
удовлетворительное
Т-2
1,6
1983
25
удовлетворительное
68
Слудка
Т-1
1,6
1980
28
удовлетворительное
69
Факел
Т-1
4
1978
30
удовлетворительное
Т-2
4
1978
30
удовлетворительное
70
Юнда
Т-1
4
1980
28
удовлетворительное
Т-2
4
1980
28
удовлетворительное
ПС 110/10-6 кВ
71
Арлеть
Т-1
25
1980
28
удовлетворительное
Т-2
25
1981
27
удовлетворительное
72
Бройлерная
Т-1
10
1981
27
удовлетворительное
Т-2
10
1980
28
удовлетворительное
Т-3
4
1983
25
удовлетворительное
73
Валамаз
Т-1
2,5
1971
37
удовлетворительное
Южные электрические сети
ПС 35/10-6 кВ
74
Аэропорт
Т-1
4
1974
34
удовлетворительное
Т-2
4
1975
33
удовлетворительное
75
Б.Уча
Т-1
2,5
1988
20
удовлетворительное
Т-2
2,5
1976
32
удовлетворительное
76
Бемыж
Т-1
2,5
1967
41
удовлетворительное
Т-2
2,5
1971
37
удовлетворительное
77
Быргында
Т-1
1,6
1973
35
удовлетворительное
Т-2
2,5
1972
36
удовлетворительное
78
Варзи-Ятчи
Т-1
2,5
1982
26
удовлетворительное
Т-2
2,5
1973
35
удовлетворительное
79
Вичурка
Т-1
2,5
1982
26
удовлетворительное
80
Гольяны
Т-1
4
1974
34
удовлетворительное
Т-2
2,5
1983
25
удовлетворительное
81
Грахово
Т-1
4
1966
42
удовлетворительное
Т-2
3,2
2001
7
удовлетворительное
82
Гыбдан
Т-1
1,6
1968
40
удовлетворительное
Т-2
1,6
1967
41
удовлетворительное
83
Ершовка
Т-1
4
1983
25
удовлетворительное
Т-2
4
1985
23
удовлетворительное
84
Казмаска
Т-1
2,5
1993
15
удовлетворительное
Т-2
2,5
1966
42
удовлетворительное
85
Кизнер
Т-1
4
1985
23
удовлетворительное
Т-2
4
1983
25
удовлетворительное
86
Кулюшево
Т-1
1,6
1981
27
удовлетворительное
Т-2
4
1995
13
удовлетворительное
87
Люга
Т-1
2,5
1974
34
удовлетворительное
Т-2
2,5
1977
31
удовлетворительное
88
Норья
Т-1
1,6
1975
33
удовлетворительное
89
Пазял
Т-1
1,6
1979
29
удовлетворительное
Т-2
1,6
1986
22
удовлетворительное
90
Пинязь
Т-1
2,5
1975
33
удовлетворительное
Т-2
2,5
1975
33
удовлетворительное
91
Порт
Т-1
6,3
1972
36
удовлетворительное
92
Пычас
Т-1
4
1982
26
удовлетворительное
Т-2
4
1973
35
удовлетворительное
93
Р.Вожой
Т-1
2,5
1987
21
удовлетворительное
Т-2
2,5
1966
42
удовлетворительное
94
Россия
Т-1
1,6
1975
33
удовлетворительное
Т-2
1,6
1977
31
удовлетворительное
95
Салья
Т-1
2,5
1968
40
удовлетворительное
96
Сельская
Т-1
2,5
1986
22
удовлетворительное
Т-2
2,5
1975
33
удовлетворительное
97
Совхозная
Т-1
2,5
1973
35
удовлетворительное
98
Тарасово
Т-1
1,6
1972
36
удовлетворительное
Т-2
3,2
1973
35
удовлетворительное
99
Ударник
Т-1
2,5
1975
33
удовлетворительное
Т-2
2,5
1989
19
удовлетворительное
100
Уром
Т-1
2,5
1987
21
удовлетворительное
Т-2
2,5
1980
28
удовлетворительное
101
Чикерил
Т-1
1,6
1978
30
удовлетворительное
Т-2
1,6
1985
23
удовлетворительное
102
Чумайтло
Т-1
4
1967
41
удовлетворительное
Т-2
4
1967
41
удовлетворительное
103
Шабердино
Т-1
4
1983
25
удовлетворительное
Т-2
4
1978
30
удовлетворительное
104
Юськи
Т-1
4
1976
32
удовлетворительное
ПС 110/10-6 кВ
105
Азино
Т-1
5,6
1981
27
удовлетворительное
Т-2
5,6
1976
32
удовлетворительное
106
Арзамасцево
Т-1
6,3
1987
21
удовлетворительное
Т-2
6,3
1982
26
удовлетворительное
107
Высотная
Т-1
15
1964
44
удовлетворительное
Т-2
15
1966
42
удовлетворительное
108
Дзержинская
Т-1
15
1972
36
удовлетворительное
Т-2
15
1972
36
удовлетворительное
109
Кигбаево
Т-1
2,5
1983
25
удовлетворительное
Т-2
2,5
1984
24
удовлетворительное
110
Компрессорная станция
Т-1
16
1982
26
удовлетворительное
Т-2
16
1982
26
удовлетворительное
111
Машдеталь
Т-1
10
1975
33
удовлетворительное
Т-2
10
1976
32
удовлетворительное
112
Опытная
Т-1
10
1996
12
удовлетворительное
Т-2
10
1973
35
удовлетворительное
113
Подгорная
Т-1
2,5
1975
33
удовлетворительное
Т-2
2,5
1975
33
удовлетворительное
114
Уральская
Т-1
6,3
1988
20
удовлетворительное
Т-2
6,3
1982
26
удовлетворительное
115
Юрино
Т-1
6,3
1983
25
удовлетворительное
Т-2
6,3
1983
25
удовлетворительное
ПС 110/35/10-6 кВ
116
Бабино
Т-1
6,3
1983
25
удовлетворительное
Т-2
6,3
1985
23
удовлетворительное
117
Вараксино
Т-1
10
1980
28
удовлетворительное
Т-2
10
1981
27
удовлетворительное
118
Ильинская
Т-1
10
2000
8
удовлетворительное
Т-2
6,3
1981
27
удовлетворительное
119
Можга
Т-1
25
1970
38
удовлетворительное
Т-2
25
1971
37
удовлетворительное
120
Мостовое
Т-1
6,3
1980
28
удовлетворительное
121
Никольская
Т-1
10
1978
30
удовлетворительное
Т-2
10
1983
25
удовлетворительное
122
Поршур
Т-1
10
1982
26
удовлетворительное
Т-2
10
1976
32
удовлетворительное
123
Пурга
Т-1
16
1968
40
удовлетворительное
Т-2
20
1968
40
удовлетворительное
124
Сарапул
Т-1
25
1971
37
удовлетворительное
Т-2
25
1971
37
удовлетворительное
Т-3
4
1980
28
удовлетворительное
Т-4
4
1988
20
удовлетворительное
ИТОГО
ПС 35-110 кВ:
124 шт. (57,7% от общего количества ПС)
в том числе 110 кВ
53 шт. (55,8% от общего количества ПС 110 кВ)
35 кВ
71 шт. (59,2% от общего количества ПС 35 кВ)
Таблица 47
Техническое состояние подстанций 220 кВ, находящихся в эксплуатации больше нормативного срока
№
Подстанция
Количество и установленная мощность трансформаторов, МВА
Год строительства
Год проведения переустройства
Срок службы, лет
Техническое
состояние
1
Ижевск
АТ-1
125
2002
6
удовлетворительное
АТ-2
125
1967
41
удовлетворительное
2
Комсомольская
АТ-1
63
1979
29
удовлетворительное
АТ-2
63
1979
29
удовлетворительное
3
Игра
АТ-1
20
1966
42
удовлетворительное
АТ-2
25
1979
29
удовлетворительное
4
Балезино
АТ-1
125
1976
32
удовлетворительное
АТ-2
125
1993
15
удовлетворительное
5
Звездная
АТ-1
125
1980
28
удовлетворительное
АТ-2
125
1981
27
удовлетворительное
6
Позимь
АТ-1
125
1976
32
удовлетворительное
АТ-2
125
1984
24
удовлетворительное
7
Садовая
Т-1
16(110/10кВ)
1982
26
удовлетворительное
Т-2
16(110/10кВ)
1982
26
удовлетворительное
8
Сива
Т-1
16(110/10кВ)
1974
34
удовлетворительное
Т-2
16(110/10кВ)
1976
32
удовлетворительное
ИТОГО
ПС 220 кВ:
8 шт. (80 % от общего количества ПС)
Таблица 48
Техническое состояние воздушных линий 35-110 кВ, находящихся в эксплуатации больше нормативного срока
№
Наименование
Напряжение,
кВ
Протяженность в одноцепном исчислении, км
Год строительства
Срок службы, лет
Материал опор
Характеристика технического состояния
Глазовские электрические сети
1
Бараны-Красногорье
35
18,3
1962
46
Железобетон,
металл
удовлетворительное
2
Тыловай-Дебесы
35
18,5
1962
46
Железобетон,
металл
удовлетворительное
3
Шаркан-Тыловай
35
10,5
1962
46
Железобетон,
металл
удовлетворительное
4
Балезино-Пибаньшур
35
19,81
1962
46
Железобетон,
металл
удовлетворительное
5
Балезино-Сегедур
35
41,4
1962-95
46-13
Железобетон,
металл
не удовлетворительное
(20% грозотрос,
12% опоры,
5% изоляторы)
6
отп. на ПС Кез ц 1-2
110
1,36
1962
46
Железобетон,
металл
удовлетворительное
7
отп. на ПС Чепца
110
0,2
1962
46
Металл
удовлетворительное
8
Пибаньшур-Сегедур
110
21,59
1962-95
46-13
Железобетон,
металл
удовлетворительное
9
Сегедур-Кузьма ц 1-2
110
77,94
1962-95
46-13
Железобетон,
металл
удовлетворительное
Центральные электрические сети
10
Сива-Черновская
110
32,1
1957
51
Железобетон
удовлетворительное
11
Воткинск-Успенка
110
33,5
1959
49
металл
удовлетворительное
12
Воткинск-Водозабор I,II цепь
110
69,4
1957
51
металл
удовлетворительное
13
Ижевск-Лесная
110
12,5
1959
49
металл
удовлетворительное
14
Ижевск-Машзавод I и II цепь
110
25,76
1959
49
металл
удовлетворительное
ВЛ 35-110 кВ
14 (382,86 км) (7,8% от общей протяженности
ВЛ 110-35 кВ)
В том числе
110 кВ
9 (274,35 км) (10,4% от общей протяженности
ВЛ 110 кВ)
35 кВ
5 (108,51 км) (4,7% от общей протяженности
ВЛ 35 кВ)
Таблица 49
Техническое состояние воздушных линий 220 кВ, находящихся в эксплуатации больше нормативного срока
№
Наименование
Напряжение,
кВ
Протяженность в одноцепном исчислении, км
Год строительства
Срок службы, лет
Материал
опор
Характеристика технического состояния
1
ВГЭС-Ижевск, 2 ц
220
56,8
1963
45
Железобетон,
металл
удовлетворительное
2
Звездная-Фаленки
220
73,7
1963
45
Железобетон,
металл
удовлетворительное
ИТОГО
ВЛ 220 кВ
2 (130 км) (8,6 % от общей протяженности
ВЛ 220 кВ)
Срок службы электросетевых объектов определяется стандартом, исходя из усредненного экономически целесообразного времени службы основных фондов (с учетом морального износа) и в основном соответствует амортизационному периоду. Для ВЛ 35 кВ и выше на стальных и железобетонных опорах стандарт устанавливает срок службы 45 лет по объекту в целом, исходя из долговечности наиболее употребляемых марок проводов, для ВЛ на деревянных опорах – 20-25 лет, исходя из физического износа опор. Для ПС, согласно соответствующим стандартам, сроки использования основного оборудования ПС до списания составляют не менее 25 лет. На практике необходимость реконструкции ПС часто возникает и по условиям морального износа. На основании выше сказанного и предоставленных исходных данных о сроках ввода основного электросетевого оборудования можно заключить, что более 50 % находящегося в эксплуатации электросетевого оборудования отработало свой срок службы и требует проведения работ по техперевооружению или строительства, взамен отработавших, новых подстанций. Большой уровень износа сетевого и подстанционного оборудования снижает надежность электроснабжения потребителей региона.
Техническое состояние сети 35-110 кВ и выше оценивается в целом удовлетворительно, хотя более 80% трансформаторов, более 8 % линий сети 220 кВ, более 57% трансформаторов и более 7% линий сети 35-110 кВ отработало нормативный срок службы. Необходимо обратить внимание на то, что при истечении срока службы электрооборудования вероятность отказа увеличивается на порядок.
Кроме того, в ходе анализа были выявлены ВЛ 220-110 кВ, где оборудование ПС является ограничивающим элементом для линии:
ВЛ 220 кВ Звездная-Фаленки-1,2 – при исполнении ВЛ проводом АС-300, номинальный ток трансформатора тока (далее ТТ) на РП 220 кВ Фаленки – 600А;
ВЛ 220 кВ Каучук-Металлург – при исполнении ВЛ проводом АС-300, ошиновка ячейки Каучук на ПС 220 кВ Металлург выполнена проводом АС-240, номинальный ток ЛР – 600 А;
ВЛ 110 кВ Ижевск-Машзавод-1,2 – в исполнении ВЛ минимальный провод АС-150, при этом ограничивающим элементом является ТТ с номинальным током 400 А;
Транзитная ВЛ 110 кВ Никольская – Нылга – Садовая – при исполнении .ВЛ проводом АС-185, ошиновка ячейки Нылга на ПС 110 кВ Никольская выполнена проводом АС-95.
На надёжность электроснабжения потребителей, кроме технического состояния и технического уровня электросетевых объектов, как было отмечено выше, также оказывает влияние схема присоединения электросетевых объектов к сети и конфигурация их связывающей сети.
Таблица 50
Количество ПС 35-110 кВ, имеющих разные типы присоединения к сети
Количество ПС 110 кВ и ПС 35 кВ, ед.
Тип присоединения
Узловая
Проходная
Ответвительная
Тупиковая
Напряжение, кВ
110
35
110
35
110
35
110
35
Глазовские электрические сети
3
3
5
32
7
7
8
9
Центральные электрические сети
8
1
5
26
36
5
17
16
Южные электрические сети
4
5
12
22
18
8
15
15
Всего:
15
9
22
80
61
20
40
40
%
10,9
6
15,9
53,7
44,2
13,4
29
26,8
Таблица показывает общую статистику типов присоединения подстанций к сети 35-110 кВ. Для сети 110 кВ основным типом присоединения подстанций к сети является «ответвительная», для сети 35 кВ – «проходная».
Как следствие, наиболее часто используемые схемы распределительных устройств (РУ) 35-110 кВ следующие:
РУ 110 кВ - №110-4 - два блока с отделителями и неавтоматической перемычкой со стороны линий;
РУ 35 кВ - №35-5АН - мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов.
Большая часть схем РУ 110 кВ №110-4 выполнена по упрощенным схемам на отделителях и короткозамыкателях, морально устаревших, и их использование в схемах РУ снижает надежность электрической сети. При выполнении реконструкции, расширения или технического перевооружения на ПС 35-110 кВ, где в схеме первичных соединений установлены отделители и короткозамыкатели, рекомендуется произвести их замену на элегазовые выключатели.
Анализ уровней напряжения
Основными средствами регулирования напряжения в сети 110-220 кВ Удмуртэнерго являются источники реактивной мощности – батареи статических конденсаторов (таблица 51) и генераторы электростанций, а также устройства регулирования напряжения под нагрузкой (РПН) на трансформаторах подстанций (таблица 52). На ряде подстанций установлены трансформаторы, оснащенные устройствами переключения без возбуждения (ПБВ) (таблица 53).
Таблица 51
Параметры батарей статических конденсаторов, установленных на ПС 35 кВ и выше
Подстанция
Диспетчерское
наименование
Тип
Год установки
Номинальная мощность, Мвар
Номинальноенапряжение, кВ
Сюга
БСК
КС2-10,5-60-1У1
1982
52
110
Звёздная
БСК-1
КСА-0,66-20
1981
57,6
110
БСК-2
КСА-0,66-20
1981
57,6
110
Позимь
БСК
КЭК-1-0,66-40, КСА-0,66-20
1978
57,6
110
Садовая
БСК резерв
КМК2-1,05-67-1У1
1993
52
110
Общая установленная мощность, Мвар
276,8
Таблица 52
Список подстанций 35-110 кВ с трансформаторами, имеющими РПН
№
Подстанция
№
Подстанция
Глазовские электрические сети
1
ПС 110/35/10 кВ Мирная (2х25 МВА)
20
ПС 110/35/10кВ Карсовай (2х10 МВА)
2
ПС 35/10 кВ Дебесы (2х4 МВА)
21
ПС 110/35/10кВ Кестым (2х16 МВА)
3
ПС 35/10 кВ Тыловай (1х1,6+1х2,5 МВА)
22
ПС 110/35/10кВ Юкаменск (2х6,3 МВА)
4
ПС 110/35/10 Сегедур (2х10 МВА)
23
ПС 35/10 кВ Палагай (2х1,6 МВА)
5
ПС 35/10 кВ Заря (2х4 МВА)
24
ПС 35/10кВ Уни (2х1,6 МВА)
6
ПС 35/10 кВ Кулига (1х1,6 МВА)
25
ПС 110/35/10 кВ Красногорье (2х10 МВА)
7
ПС 35/10 кВ Н.Гыя (2,5 МВА)
26
ПС 110/10 кВ Валамаз (2,5 МВА)
8
ПС 110/35/10 кВ Яр (2х10 МВА)
27
ПС 220/35/6кВ Глазов (2х40 МВА)
9
ПС 35/10 кВ Укан (4 МВА)
28
ПС 220/35 кВ Юбилейная (40 МВА)
10
ПС 35/10 кВ Зура (2х2,5 МВА)
29
ПС 110/6 кВ Сибирская (2х25 МВА)
11
ПС 35/10 кВ Дружба (1,6 МВА)
30
ПС 35/6кВ Южная (2х16 МВА)
12
ПС 35/10 кВ Чутырь (2х4 МВА)
31
ПС 110/10кВ Бройлерная (2х10 МВА)
13
ПС 35/10 кВ Тюптиево (1,6 МВА)
32
ПС 110/6кВ Солдырь (2х6,3 МВА)
14
ПС 110/10 кВ Арлеть (2х25 МВА)
33
ПС 35/10кВ 40 Лет Октября (2х4 МВА)
15
ПС 35/10 кВ Юнда (2х4 МВА)
34
ПС 35/10кВ Горная (2х2,5 МВА)
16
ПС 35/10кВ Наговицыно (2х4 МВА)
35
ПС 35/10кВ Педоново (2х4 МВА)
17
ПС 35/10 кВ Андрейшур (1,6 МВА)
36
ПС 35/10кВ Парзи (2х1,6 МВА)
18
ПС 35/10 кВ Бурино (2х4 МВА)
37
ПС 35/10кВ Отогурт (2х1,6 МВА)
19
ПС 35/10кВ Люк (2х1,6 МВА)
38
ПС 110/10кВ Сянино (2,5+6,3 МВА)
Центральные электрические сети
39
ПС 110/10 кВ Автозавод (2х63 МВА)
71
ПС 110/35/10 кВ Птицефабрика (2х10 МВА)
40
ПС 110/6 кВ Вокзальная (2х25 МВА)
72
ПС 110/6 кВ Прудовая (2х6,3 МВА)
41
ПС 110/10 кВ Восточная (2х25 МВА)
73
ПС 110/6 кВ Гравийная (16+15 МВА)
42
ПС 110/35/6 кВ Заречная (15+16 МВА)
74
110/10 кВ Болгуры (2х6,3 МВА)
43
ПС 110/10 кВ Игерман (2х6,3 МВА)
75
35/10 кВ Кварса (2х2,5 МВА)
44
ПС 110/10 кВ Кировская (2х25 МВА)
76
ПС 110/35/10 кВ Успенка (2х10 МВА)
45
ПС 110/6 кВ Кузнечная (2х16 МВА)
77
ПС 110/35/10 кВ Шаркан (2х10 МВА)
46
ПС 110/6 кВ Культбаза (2х40 МВА)
78
ПС 110/10 кВ Сосновка (2х2,5 МВА)
47
ПС 110/35/6 кВ Лесная (2х10 МВА)
79
ПС 35/10 кВ Кельдыш (2х1,6 МВА)
48
ПС 110/6 кВ Майская (2х40 МВА)
80
ПС 35/10 кВ Сюрсовай (1,6 МВА)
49
ПС 110/6 кВ Машзавод (2х63 МВА)
81
ПС 110/10 кВ Газовая (2х6,3 МВА)
50
ПС 110/6 кВ Медведево (2х10 МВА)
82
ПС 110/10 кВ Малиновка (2х2,5 МВА)
51
ПС 110/35/6 кВ Нефтемаш (40,5+40 МВА)
83
ПС 35/10 кВ Карсашур (2х1,6 МВА)
52
ПС 110/6 кВ Парковая (2х15 МВА)
84
ПС 110/10 кВ Быги (6,3 МВА)
53
ПС 110/6 кВ Пирогово (2х25 МВА)
85
ПС 110/35/10 кВ Ува (16+15 МВА)
54
ПС 110/6 кВ Подборенка (2х16 МВА)
86
ПС 35/10 кВ К.Жикья (2х1,6 МВА)
55
ПС 110/6 кВ Подлесная (2х16 МВА)
87
ПС 35/10 кВ Кыйлуд (2х2,5 МВА)
56
ПС 110/10 кВ Прессовая (40+63 МВА)
88
ПС 35/10 кВ Мушковай (2х1,6 МВА)
57
ПС 110/6 кВ Рабочая (2х40 МВА)
89
ПС 110/35/10 кВ Нылга (2х16 МВА)
58
ПС 110/6 кВ Соцгород (25+15 МВА)
90
ПС 110/10 кВ Удугучин (2х2,5 МВА)
59
ПС 110/6 кВ Танково (2х16 МВА)
91
ПС 35/10 кВ Булай (2х2,5 МВА)
60
ПС 110/10 кВ Центральная (2х25 МВА)
92
ПС 35/10 кВ Рябово (2х2,5 МВА)
61
ПС 110/35/10 кВ Як-Бодья (2х10 МВА)
93
ПС 35/10 кВ Ожги (2х1,6 МВА)
62
ПС 35/10 кВ Пионерская (4,0 МВА)
94
ПС 35/10 кВ Искра (1,6 МВА)
63
ПС 35/10 кВ Мукши (2х2,5 МВА)
95
ПС 35/10 кВ Макарово (2х1,6 МВА)
64
ПС 35/10 кВ Сириус (2,5 МВА)
96
ПС 110/35/10 кВ Вала (2х10 МВА)
65
ПС 110/35/6 кВ Воткинск (2х16 МВА)
97
ПС 110/35/10 кВ Сюмси (2х10 МВА)
66
ПС 110/6 кВ Водозабор (2х25 МВА)
98
ПС 110/35/10 кВ Орловская (2х25 МВА)
67
ПС 110/6 кВ Инструментальная (15+10 МВА)
99
ПС 110/35/10 кВ Мир (2х6,3 МВА)
68
ПС 110/6 кВ Городская (2х16 МВА)
100
ПС 110/35/10 кВ Селты (2х10 МВА)
69
ПС 35/10 кВ Гавриловка (2х2,5 МВА)
101
ПС 35/10 кВ Халды (2х1,6 МВА)
70
ПС 35/10 кВ Светлое (2х2,5 МВА)
102
ПС 110/10 кВ Турна (2,5 МВА)
Южные электрические сети
103
ПС 110/35/10 кВ Камбарка (2х25 МВА)
125
ПС 110/35/10 кВ Можга (2х25МВА)
104
ПС 35/10 кВ Ершовка (2х4 МВА)
126
ПС 110/35/10 кВ Поршур (2х10МВА)
105
ПС 110/10 кВ Луч (2х10 МВА) (потреб. ПС)
127
ПС 35/10 кВ Кибья (2х6,3МВА)
106
ПС 110/35/10 кВ Киясово (2х25 МВА)
128
ПС 110/6 кВ Машдеталь (2х10МВА)
107
ПС 110/10 кВ Подгорная (2х2,5 МВА)
129
ПС 35/10 кВ Пинязь (2х2,5МВА)
108
ПС 35/10 кВ Яжбахтино (2х2,5 МВА)
130
ПС 110/10 кВ КС-(2х16,0МВА)(Опытнаях16,0МВА)
109
ПС 35/10 кВ Ильдибаево (2х2,5 МВА)
131
ПС 110/6 кВ Опытная (2х10 МВА)
110
ПС 110/35/10 кВ Пурга (16+20 МВА)
132
ПС 110/35/10 кВ С. Никольская (2х10 МВА)
111
ПС 110/35/10 кВ Яган (2х10 МВА)
133
ПС 110/35/10 кВ Вараксино (2х10 МВА)
112
ПС 110/35/10 кВ Ильинская (10+6,3 МВА)
134
ПС 110/35/10 кВ Бабино (2х6,3 МВА)
113
ПС 35/10 кВ Кечево (2х2,5 МВА)
135
ПС 110/10 кВ Каменное (2х6,3 МВА)
114
ПС 110/6 кВ Северная (2х16 МВА)
136
ПС 35/6 кВ Аэропорт (2х4,0 МВА)
115
ПС 110/10 кВ Нечкино (2х2,5 МВА)
137
ПС 110/35/10 кВ Завьялово (2х16,0 МВА)
116
ПС 110/6 кВ Высотная (2х15 МВА)
138
ПС 110/10 кВ Азино (2х5,6 МВА)
117
ПС 110/35/6 кВ Сарапул (2х25 МВА)
139
ПС 35/10 кВ Чекерил (2х1,6 МВА)
118
ПС 110/6 кВ Дзержинская (2х15 МВА)
140
ПС 35/10 кВ Кизнер-35 (2х4МВА)
119
ПС 110/10 кВ Юрино (6,3 МВА)
141
ПС 110/35/10 кВ Кизнер-110 (2х10МВА)
120
ПС 110/35/10 кВ Мостовое (6,3 МВА)
142
ПС 35/10кВ Васильево (2х1,6МВА)
121
ПС 110/10 кВ Мазунино (2х6,3 МВА)
143
ПС 35/10 кВ Мари (2х1,6МВА)
122
ПС 110/10 кВ Кигбаево (2х2,5 МВА)
144
ПС 110/35/10 кВ Алнаши (2х16МВА)
123
ПС 110/10 кВ Уральская (2х6,3 МВА)
145
ПС 35/10 кВ Асаново (4МВА)
124
ПС 110/6 кВ Дубровка (2х6,3 МВА)
146
ПС 35/10 кВ Кузебаево (2х2,5МВА)
Таблица 53
Список подстанций 35-110 кВ с трансформаторами, имеющими ПБВ
№
Подстанция
№
Подстанция
Глазовские электрические сети
1
ПС 110/35/10 кВ Васильевская (1х1,6 МВА)
9
ПС 35/10кВ Сергино (2,5 МВА)
2
ПС 35/10 кВ Ариково (2х1,6 МВА)
10
ПС 35/10кВ Ежево (2х1,6 МВА)
3
ПС 35/10 кВ Гвардейская (2х2,5 МВА)
11
ПС 35/10 кВ Пышкет (2х1,6МВА)
4
ПС 35/10 кВ Ю.Тольен (1 МВА)
12
ПС 35/10 кВ Бараны (1,6+2,5 МВА)
5
ПС35/10 кВ Полом (1,6 МВА)
13
ПС 35/10 кВ Курья (2х2,5 МВА)
6
ПС 35/10 кВ Пудем (2х4 МВА)
14
ПС 35/10 кВ Дебы (1,6 МВА)
7
ПС 35/10 кВ Факел (2х4 МВА)
15
ПС 35/6кВ ГПТФ ( 2х2,5 МВА)
8
ПС 35/6кВ Пибаньшур (1,6+1,8 МВА)
Центральные электрические сети
16
ПС 35/10 кВ Сокол (0,56 МВА)
26
ПС 35/10 кВ Урал (2х2,5 МВА)
17
ПС 35/10 кВ Ст.Зятцы (2х2,5 МВА)
27
ПС 35/10 кВ Каркалай (2х2,5 МВА)
18
ПС 35/10 кВ Чур (2х4,0 МВА)
28
ПС 110/35/10 кВ Вавож (2х10 МВА)
19
ПС 110/6 кВ Волковская (2х6,3 МВА)
29
ПС 35/10 кВ Зямбай (2х2,5 МВА)
20
ПС 35/10 кВ Кивары (2х1,6 МВА)
30
ПС 35/10 кВ Лыстем (1,6 МВА)
21
ПС 35/10 кВ Первомайская (2х2,5 МВА)
31
ПС 35/10 кВ Сюрек (2,5+4,0 МВА)
22
ПС 35/10 кВ Перевозное (2х2,5 МВА)
32
ПС 35/10 кВ Гура (1,0+1,8 МВА)
23
ПС 35/10 кВ Июльская (3,2+4,0 МВА)
33
ПС 35/10 кВ Копки (2х1,6 МВА)
24
ПС 35/10 кВ Калининская (2,5 МВА)
34
ПС 35/10 кВ Монья (2х2,5 МВА)
25
ПС 35/10 кВ Тукля (2,5+4,0 МВА)
Южные электрические сети
35
ПС 35/10 кВ Порт (6,3 МВА)
50
ПС 35/10 кВ Юськи (2,5 МВА)
36
ПС 35/10 кВ Салья (2,5 МВА)
51
ПС 35/10 кВ Гольяны (2,5+4,0МВА)
37
ПС 35/10 кВ Уром (2х2,5 МВА)
52
ПС 35/10 кВ Шабердино (2х4,0 МВА)
38
ПС 35/10 кВ Радист (2х2,5 МВА)
53
ПС35/6 кВ Р.Вожой (2х2,5 МВА)
39
ПС 35/10 кВ Норья (1,6 МВА)
54
ПС 35/10 кВ Казмаска (2х2,5 МВА)
40
ПС 35/10 кВ Сарапул (2х4 МВА)
55
ПС 35/6 кВ Россия (2х1,6 МВА)
41
ПС 35/10 кВ Тарасово (1,6+3,2 МВА)
56
ПС 35/10 кВ Совхозная (2,5 МВА)
42
ПС 110/10 кВ Пальник (2х2,5 МВА)
57
ПС 35/10 кВ Ударник (2х2,5 МВА)
43
ПС 35/10 кВ Пычас (2х4МВА)
58
ПС 35/10 кВ Бемыж (2х2,5МВА)
44
ПС 35/10 кВ Люга (2х2,5МВА)
59
ПС 35/10 кВ Гыбдан (2х1,6МВА)
45
ПС 35/10 кВ Горняк (2,5МВА)
60
ПС 35/10 кВ Вичурка (1х2,5МВА)
46
ПС 35/10 кВ Б.Уча (2х2,5МВА)
61
ПС 35/10 кВ Грахово (4+3,2МВА)
47
ПС 35/10 кВ Пазял (2х1,6МВА)
62
ПС 35/10 кВ Новогорская (2,5МВА)
48
ПС 35/10 кВ Чумойтло (2х4МВА)
63
ПС 35/10 кВ Ст.Ятчи (1,6+2,5МВА)
49
ПС 35/10 кВ Сельская (2х2,5МВА)
64
ПС 35/10 кВ В.Ятчи (2х2,5кВ)
Регулирование напряжения производится также за счет генераторов электростанций:
Ижевской ТЭЦ-1 (максимальная располагаемая реактивная мощность 59,5 Мвар, минимальная располагаемая реактивная мощность 13 Мвар);
Ижевской ТЭЦ-2 (максимальная располагаемая реактивная мощность 250 Мвар, минимальная располагаемая реактивная мощность 75 Мвар).
Сведения об использовании источников реактивной мощности за 2004-2007 годы в энергосистеме Удмуртской Республики представлены в таблице 52.
1
Таблица 54
Использование источников реактивной мощности в энергосистеме Удмуртской Республики
в зимний максимум и летний минимум нагрузки
Наименование электростанций и подстанций с конденсаторными установками
Номинальная реактивная мощность генераторов, установленная мощность батарей статических конденсаторов, Мвар
Фактическая реактивная мощность, Мвар
Коэффициент использования реактивной мощности, %
Причины недоиспользования
2004
2005
2006
2007
2004
2005
2006
2007
2004
2005
2006
2007
2004
2005
2006
2007
Зимний максимум нагрузки
Ижевская
ТЭЦ- 1
63
63
63
63
30
27
27
23
47,6
42,9
42,9
36,5
По U сети
Ижевская
ТЭЦ- 2
272
272
272
272
164
146
124
158
60,3
53,7
45,6
58,1
По U отп.
Сарапульская ТЭЦ
9
9
9
9
4
3,1
3,3
3,5
44,4
34,4
36,7
38,9
По U отп.
БСК-110 на
ПС 220 кВ Позимь
57,6
57,6
57,6
57,6
46
46
47
50
79,9
79,9
81,6
86,8
По U сети
По тех. состоянию оборудования
БСК-110 на
ПС 220 кВ Сюга
52
52
52
52
50
45
48
48
96,2
86,5
92,3
92,3
По U сети
По тех. состоянию оборудования
БСК-110 на
ПС 220 кВ Звёздная
2х57,6
2х57,6
2х57,6
2х57,6
46
46
47
46
39,9
39,9
40,8
39,9
Одна БСК отключена по режиму
По тех. состоянию оборудования, одна БСК отключена по режиму
Летний минимум нагрузки
Ижевская
ТЭЦ- 1
63
63
63
63
7
7
6
7
11,1
11,1
9,5
11,1
Неполный состав генерирующего оборудования
Ижевская
ТЭЦ- 2
272
272
272
272
100
73
73
61
36,8
26,8
26,8
22,4
Неполный состав генерирующего оборудования
Сарапульская ТЭЦ
9
9
9
9
2
2
1,2
1,2
22,2
22,2
13,3
13,3
По U отп.
БСК-110 на
ПС 220 кВ Позимь
57,6
57,6
57,6
57,6
0
0
0
48
0,0
0,0
0,0
83,3
Откл. по режиму
По тех. состоянию оборудования
БСК-110 на
ПС 220 кВ Сюга
52
52
52
52
45
0
47
0
86,5
0,0
90,4
0,0
По U сети
Откл. по режиму
По U сети
Откл. по режиму
БСК-110 на
ПС 220 кВ Звёздная
2х57,6
2х57,6
2х57,6
2х57,6
0
0
46
46
0,0
0,0
39,9
39,9
Откл. по режиму
Снижение ёмкости отденых элементов, одна БСК отключена по режиму
1
Большое влияние на уровни напряжения в сети 110 и 220 кВ оказывает расположенная на транзитной электропередаче ОЭС Урала – ОЭС Средней Волги и ОЭС Центра ПС 500 кВ Удмуртская.
Загрузка сечения в направлении ОЭС Урала – ОЭС Средней Волги и ОЭС Центра может изменяться в течение суток от нуля до величины, близкой к мощности предельной по пропускной способности по условиям статической устойчивости. Это может вызывать значительные отклонения напряжения как в сети 500 кВ, так и в сети 110, 220 кВ. Подстанция Удмуртская занимает лидирующее место среди объектов 500 кВ ОЭС Урала по числу случаев повышения напряжения свыше наибольшего рабочего напряжения – до 200 случаев в год.
Таким образом, за счет использования различных средств регулирования напряжения в сетях филиала «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», напряжение на шинах подстанций находится в основном в допустимых пределах. Исключения составляют следующие подстанции:
1. ПС 500 кВ Удмуртская – как отмечалось выше, имеют место сезонные и суточные превышения напряжения за счет изменения перетока в транзитной электропередачи ОЭС Урала – ОЭС Средней Волги и ОЭС Центра. Целесообразно рассмотреть установку в перспективе на ОРУ 500 кВ подстанции Удмуртская управляемого шунтирующего реактора 500 кВ. Применение такого реактора позволить снизить частоту использования РПН автотрансформаторов Удмуртской энергосистемы;
2.ПС 220 кВ Садовая. В режиме летнего минимума наблюдается повышение напряжения на шинах 220 кВ сверх допустимого значения (до 248 кВ). Установка реактора на ПС 500 кВ Удмуртская позволит поддерживать напряжения в допустимых пределах.
Подстанции транзита 110 кВ Балезино-Кузьма-Оверята, в нормальном режиме зимнего максимума напряжение на шинах 110 кВ имеют значение 103-107 кВ, в послеаварийных режимах наблюдается снижение до 95-97 кВ. Необходима разработка мероприятий для поддержания напряжения в допустимых пределах: установка БСК на ПС 110 кВ Сегедур, либо подпитка транзита от дополнительного источника 110-220 кВ.
Анализируя техническое состояние Удмуртской энергосистемы можно сделать вывод:
1. В период 2005-2008 годов в энергосистеме Удмуртской Республики, как и в целом по ОЭС Урала, отмечался рост электропотребления. За четыре года электропотребление выросло на 816 млн. кВт.ч. (средний прирост за период с 2005 по 2008 год составил около 3,3 %). Наиболее высокие темпы роста электропотребления отмечались в энергосистеме Удмуртской Республики в 2006 - 2007 годах. Снижение электропотребления в 2009 году обусловлено экономическим кризисом.
Прирост электропотребления сопровождался ростом максимальных суточных нагрузок. Средний прирост максимальных нагрузок за период 2005-2008 годов составил около 2,2 %. Несмотря на общее снижение электропотребления в 2009 году, максимум нагрузки в 2009 году выше максимума нагрузки 2008 года на 2,4 %, что объясняется экстремально низкими температурами воздуха в декабре 2009 года.
2. Большие темпы роста нагрузки потребителей и большой процент износа оборудования обостряют проблему дефицита электрической мощности в энергосистеме Удмуртской Республики. Для решения этой проблемы на период до 2015 года планируется ввод новых генерирующих мощностей в 2013 году – 230 МВт на Ижевской ТЭЦ-1.
3. Технический уровень сети 35-110 кВ низкий, так как у 76% подстанций 110 кВ первичная схема распределительных устройств выполнена на отделителях и короткозамыкателях, на 55% подстанций 35 кВ у трансформаторов отсутствует регулятор напряжения под нагрузкой (РПН), 35% ПС 35 кВ не имеют резервное питание по высокой стороне.
Техническое состояние сети 35-110 кВ и выше оценивается в целом удовлетворительно. Хотя более 80% трансформаторов и более 8 % линий сети 220 кВ, более 57% трансформаторов и более 7% линий сети 35-110 кВ, отработало нормативный срок службы.
4. Основными причинами снижения надёжности из-за недостатков в схеме сети являются:
большое количество схем РУ 110 кВ, выполненных по упрощенным схемам на отделителях и короткозамыкателях;
отсутствие на нескольких ПС 35-110 двух источников питания, где по категориям надежности электроснабжения потребителей они должны быть;
большое количество, превышающее нормируемое значение, промежуточных подстанций на транзитных линиях;
недостаточная пропускная способность транзитов 110 кВ в ремонтных режимах.
5. Значительное снижение технических потерь в сети филиала «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» в 2005 году стало следствием реорганизации. Потери в сети 220 кВ были исключены из баланса филиала «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья». В следующие 2006-2007 годы, снижение потерь в сети филиала «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» произошло благодаря реализации программ снижения потерь электроэнергии, внедрению механизмов материального стимулирования персонала и персональной ответственности за реализацию программ.
6. Уровни напряжения в сети 35-110 кВ в нормальном режиме в основном находятся в пределах нормально допустимых значений. Избытки реактивной мощности в сети 500 кВ ОЭС Урала, особенно в период суточного и сезонного снижения нагрузки и существенного снижения перетоков активной мощности по электропередаче 500 кВ, приводят к частому и длительному повышению уровней напряжения как в сети 500 кВ, так и в прилегающей сети 110-220 кВ.
Требуется разработка мероприятий по нормализации уровней напряжения в сети, прилегающей к ПС 220 кВ Садовая и транзита 110 кВ Балезино-Кузьма.
2.14. Основные внешние связи энергосистемы Удмуртской Республики
Рис.4 Принципиальная схема электроснабжения административных районов Удмуртской Республики
Таблица 55
Электрические сети Удмуртской энергосистемы
Диспетчерское наименование электрической сети, величина
напряжения
Количество,
ед.
Установленная мощность,
МВА
Протяженность
по трассе,
км
Из них
принадлежит
филиалу «Удмуртэнерго»
ОАО «МРСК Центра и Приволжья»
ВЛ-500
3
262
ВЛ-220
23
1037
4,8
ВЛ-110
174
2004,5
2004,5
ВЛ-35
154
2207,8
2207,8
ВЛ-10
969
11807,2
11807,2
ВЛ-6
26
176,2
176,2
КЛ-35
2
7
7
КЛ-10
17
57
57
КЛ-6
ПС – 500 кВ
1
1002
ПС – 220 кВ
15
2797,5
2/120
ПС – 110 кВ
140
4749,3
95/2734,2
ПС – 35 кВ
161
1140,7
117/545,1
Примечание: принадлежность ПС-220 кВ: 2 ед. - филиал «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья», 2 ед. – ОАО «Российские железные дороги», 10 ед. – ОАО «Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы» Магистральные электрические сети, 1 ед. - ОАО «Ижсталь.
Энергосистема Удмуртской Республики является одной из девяти энергосистем, входящих в состав ОЭС Урала.
В 2009 году обеспечена устойчивая и надёжная работа Удмуртской энергосистемы в составе единой энергетической системы России. В целом обеспечено электроснабжение хозяйственного комплекса и населения Удмуртской Республики. Частота электрического тока единой энергетической системы России поддерживалась в пределах, установленных стандартом.
Среднегодовая температура наружного воздуха в 2009 году составила 3,2С, что на 1,3С ниже средней температуры 2008 года и на 0,8С выше среднемноголетнего значения. Следует отметить аномально холодную погоду второй декады декабря, среднесуточная температура в этот период достигала -35,7С (средняя многолетняя температура декабря -10,8С).
Установленная мощность электростанций Удмуртской энергосистемы в 2009 году составила 589,9 МВт.
Среднегодовая рабочая мощность электростанций филиала ОАО «ТГК-5» «Удмуртский» в отчётном году составила 329,6 МВт против 346,0 МВт в 2008 году, что объясняется невостребованностью мощности в ЕЭС России, а также увеличением количества часов работы паровых котлов на Ижевской ТЭЦ-2 в течение года на угле.
Максимальная нагрузка потребителей Удмуртской энергосистемы зафиксирована 17.12.2009 и составила 1480 МВт, что на 35 МВт выше максимума 2008 года (1445 МВт 23.12.2008). Увеличение максимальной нагрузки объясняется низкими температурами окружающей среды в декабре 2009 года. Нагрузка электростанций в час максимума составила 471 МВт.
Электропотребление по территории Удмуртской Республики уменьшилось в 2009 году на 452,2 млн. кВт.ч или на 5,13% и составило 8357,8 млн. кВт.ч.
Электростанции Удмуртской энергосистемы выработали в отчётном году 3021,9 млн. кВт.ч, что на 140,4 млн. кВт.ч меньше, чем в 2008 году. При этом Глазовская ТЭЦ увеличила свою выработку на 40,5 млн. кВт.ч (вывод из ремонта газовой турбины Siemens SGT-600). Станции, которые снизили выработку относительно 2008 года: Ижевская ТЭЦ-1 на 11,6 млн. кВт.ч (работа летом в чисто конденсационном режиме без отпуска тепла потребителям из-за замены магистральных сетепроводов), Ижевская ТЭЦ-2 на 161,4 млн. кВт.ч (увеличение количества ремонтов котлов в связи с увеличением числа часов работы котлов на угле), Сарапульская ТЭЦ на 0,7 млн. кВт.ч, Воткинская ТЭЦ на 7,3 млн. кВт.ч.
Удмуртская энергосистема приняла в 2009 году из ЕЭС 5335,9 млн. кВт.ч электроэнергии против 5647,6 млн. кВт.ч в 2008 году.
Основными связями Удмуртской энергосистемы с соседними энергосистемами являются:
с Кировэнерго
ВЛ 220 кВ Звёздная –Фаленки 1,2,
ВЛ 220 кВ Вятские Поляны – Саркуз.
с Татэнерго
ВЛ 500 кВ Удмуртская – Нижнекамская ГЭС.
с Башэнерго
ВЛ 500 кВ Кармановская ГРЭС –Удмуртская,
ВЛ 110 кВ КаГРЭС –Закамская-1,2.
с Пермэнерго
ВЛ 110 кВ Березовка – Камбарка,
ВЛ 110 кВ Дубовая – Камбарка,
ВЛ 110 кВ Каучук – Сарапул,
ВЛ 110 кВ ЧТЭЦ – Сарапул,
ВЛ 110 кВ Воткинская ГЭС– Водозабор -1,2 ,
ВЛ 110 кВ Сива –Ножовка-1,2 ,
ВЛ 110 кВ Сива –Черновская ,
ВЛ 110 кВ Кузьма – Верещагино,
ВЛ 110 кВ Кузьма – Зюкай,
ВЛ 220 кВ Каучук – Кама,
ВЛ 220 кВ Каучук – Металлург,
ВЛ 220 кВ Воткинская ГЭС – Ижевск-1,2.
Покрытие нагрузки потребителей энергосистемы Удмуртской Республики осуществляется от:
теплоэлектроцентралей, принадлежащих ОАО «ТГК-5»,
блокстанций промышленных предприятий.
Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории Удмуртской Республики
Особенностью энергосистемы является то, что системообразующие линии электропередач 220 и 110 кВ по всему периметру шунтируют сеть 500 кВ, обеспечивающую транзитный переток мощности в сечении ОЭС Урала – ОЭС Центра и Средней Волги. Отключения в сети 500-220 кВ вызывают перераспределение перетоков мощности, приводящее в некоторых режимах к перегрузке элементов сети 220-110 кВ.
Проблемы:
Проведение ремонтов в сети 220 кВ ограничивает максимально-допустимый переток (МДП) мощности в сечении ОЭС Урала – ОЭС Центра, Средней Волги.
1. При отключении ВЛ-500 кВ Воткинская ГЭС-Вятка (МДП 2100 МВт в сечении ВЛ-500 кВ НКГЭС-ЗаинскаяГРЭС и Бекетово-Бугульма) загружаются свыше величины допустимых токовых нагрузок транзиты 220 кВ ВГЭС-Ижевск-Балезино-Фаленки и Удмуртская-Комсомольская-Балезино-Фаленки. МДП ограничивается величиной 500 МВт.
2. При отключении ВЛ-500 кВ КаГРЭС-Удмуртская загружаются транзиты 220кВ Каучук-Металлург и Каучук-Кама-Позимь-Удмуртская (наиболее сильно ВЛ-220 кВ Каучук-Металлург – свыше величины допустимых токовых нагрузок). При этом транзитный переток мощности по ПС Удмуртская от шин 220 кВ направлен в сеть 500 кВ. МДП в сечении ограничивается величиной 1300 МВт, вместо 1700 МВт;
Решения:
Снятие сетевых ограничений (замена оборудования на ПС Металлург, Ижевск).
Разработка и внедрение дополнительных средств противоаварийной автоматики:
изменение логики автоматики разгрузки линий (АРЛ) ВЛ 220 кВ ВГЭС-Ижевск-1,2 (требуется воздействие на ОГ ВГЭС вместо отключения потребителей в Ижевском узле);
выполнение автоматики разгрузки линий (АРЛ) на ВЛ 220 кВ Каучук-Металлург, ВЛ-220 кВ Каучук-Кама.
3.1. Особенности электроснабжения отдельных узлов энергосистемы Удмуртской Республики (Перечень «узких мест» и мероприятий по их ликвидации)
Транзит 110 кВ Балезино-Сегедур-Кузьма-Зюкай-Оверята.
Транзит характеризуется наличием на нём потребителей первой категории (железная дорога). Суммарная нагрузка узла в максимум 180/130 МВт (зима/лето). Генерации нет. Протяжённость транзита около 200 км, преимущественно двухцепное исполнение, большое количество отпаечных и тупиковых подстанций.
Электроснабжение со стороны Удмуртской энергосистемы от АТ-1,2 ПС 220/110 кВ Балезино, со стороны Пермской энергосистемы – ВЛ-110 кВ Оверята-Григорьевская, Оверята-Сюзьва.
Проблемы:
необеспечение нормативных требований к параметрам послеаварийного режима в сети 110 кВ;
выполнение ремонтов с ограничением потребления или во время сезонного снижения потребления;
возможность технологического присоединения новых потребителей только при условии подключения их нагрузки к устройствам ПА или сетевого строительства.
Решения с учётом предложений по развитию распределительных сетей, в том числе по перечню и размещению объектов электроэнергетики:
развитие схемы питания узла нагрузки со стороны Пермской энергосистемы;
установка регулируемого ИРМ на ПС транзита;
внедрение локальной автоматики (выдано задание в филиал «Удмуртэнерго» на размещение АОСН на ПС транзита);
строительство ПС 110/35/10 кВ Пызеп с организацией транзита 110 кВ Звездная-Карсовай-Пызеп-Сегедур.
Можгинский энергоузел
Потребление Можгинского энергоузла в часы максимальных нагрузок составляет в зимний период до 180, летом до 130 МВт. Генерации в узле нет.
Технических условий на технологическое присоединение со сроком реализации 2010-2015 годы по узлу выдано суммарно на 48,1 МВт.
Электроснабжение осуществляется от транзита 220 кВ Удмуртская- Сюга-Саркуз-В. Поляны (КЭ)-К. Букаш (ТЭ) и ВЛ-110 кВ Позимь-Пурга-1,2.
Транзит 220 кВ шунтирует транзит 500 кВ Удмуртская-НКГЭС-Заинская ГЭС.
Вследствие малого запаса по пропускной способности на участке Сюга-Саркуз (провод АС-240 при исполнении всего транзита проводом АС-400 и АСО-300) при ремонтах на ВЛ 500 кВ (или аварийных отключениях ВЛ 500 кВ) в качестве мероприятия по ликвидации перегрузки транзита 220 кВ перетоками мощности из ОЭС Урала в ОЭС Средней Волги применяется его размыкание.
Проблемы:
при ремонтных схемах не обеспечиваются нормативные требования к параметрам послеаварийного режима в сети 110 кВ Удмуртской и Кировской энергосистем;
проведение ремонтов на транзите 220 кВ без ограничения потребления возможно только в период сезонного снижения потребления;
возможность технологического присоединения новых потребителей только при условии подключения их нагрузки к устройствам противоаварийной автоматики (ПА) или сетевого строительства.
Решение с учётом предложений по развитию распределительных сетей, в том числе по перечню и размещению объектов электроэнергетики:
новое сетевое строительство (строительство ВЛ 220 кВ Удмуртская- Свобода и ПС 220 кВ Свобода с питанием от новой ВЛ и заходами реконструированной ВЛ 220 кВ Саркуз-Вятские Поляны. Развитие сети предусмотрено в рамках технологического присоединения ОУХО в п. Кизнер).
Узел нагрузки РП 110 кВ Мостовое Сарапульского энергоузла
Потребление узла в часы максимальных нагрузок составляет в зимний период до 100 МВт, в летний период – 70 МВт. Собственной генерации в узле нет.
Узел нагрузки РП Мостовое имеет питание по ВЛ-110 кВ Кама-РП Мостовое-1,2, выполненной в двухцепном исполнении, а также по транзиту 110 кВ Пурга-Подгорная-РП Мостовое, выполненному в одноцепном исполнении проводом АС-70 и имеющему протяженность 85 км (в нормальном состоянии транзит разомкнут на СМВ-110 кВ ПС Подгорное, замыкается при отключении ВЛ-110 кВ Кама-РП Мостовое-1(2).
При проведении ремонтов одной из цепей ВЛ-110 Кама-РП Мостовое риском является аварийное отключение параллельной ВЛ-110 кВ Кама-РП Мостовое, которое может привести при питании узла нагрузки по транзиту 110 кВ от ПС Пурга к не обеспечению нормативных требований к параметрам послеаварийного режима (превышение допустимых токовых нагрузок, снижение напряжения ниже минимально допустимых величин с учётом действия АСН). МДП в ремонтной схеме 65 МВт.
Проблемы:
необеспечение нормативных требований к параметрам послеаварийного режима в сети 110 кВ;
выполнение ремонтов с ограничением потребления;
возможность технологического присоединения новых потребителей только при условии подключения их нагрузки к устройствам ПА или сетевого строительства.
Решения с учётом предложений по развитию распределительных сетей, в том числе по перечню и размещению объектов электроэнергетики:
развитие схемы питания узла нагрузки. Рассмотрение строительства двухцепной ВЛ-110 кВ Сарапул-РП Мостовое-1,2. В случае ранее рассматриваемой реконструкции ПС 110/35/10 кВ Каракулино – может
быть рассмотрен вариант строительства двухцепной ВЛ-110 кВ Сарапул-Каракулино-1,2;
установка регулируемого ИРМ мощностью до 50 Мвар на ПС энергоузла (РП Мостовое или ПС Каракулино);
внедрение локальной автоматики (выдано задание в филиал «Удмуртэнерго» на размещение АОСН на ПС транзита).
Энергоузел города Ижевска
Максимум потребления энергоузла г. Ижевска в зимний период до 650 МВт, в летний период – 500 МВт.
Ижевский узел является наиболее энергоёмким узлом Удмуртской Республики. Его суммарная нагрузка составляет 45% от нагрузки энергосистемы Удмуртской Республики. Основные приросты по потреблению Удмуртской Республики в ближайшие 5 лет будут определяться в основном потреблением Ижевского энергоузла.
Технических условий на технологическое присоединение со сроком реализации 2010-2015 гг. по узлу выдано суммарно на 124,11 МВт.
Связь узла с энергосистемой:
АТ-1,2 ПС Ижевск (2×125 МВА);
АТ-1,2 ПС Позимь (2×125 МВА);
АТ-1,2 ПС Металлург (2×125 МВА).
МДП в Ижевский узел в нормальной схеме определяется пропускной способностью автотрансформаторов, обеспечивающих покрытие потребления узла, и составляет 420 МВт, в ремонтной схеме МДП равен 360 МВт. Суммарная нагрузка станций энергоузла г. Ижевска в зимний максимум около 400МВт.
Проблемы:
износ оборудования ПС Ижевск, Позимь и ПС Металлург, находящегося в
эксплуатации с 1960-1970 годов;
отсутствие резерва трансформаторной мощности на ПС 220 кВ;
износ оборудования Ижевских ТЭЦ.
Решения с учётом предложений по развитию распределительных сетей, в том числе по перечню и размещению объектов электроэнергетики:
ввод в работу на Ижевской ТЭЦ-1 новых генерирующих мощностей величиной 230 МВт в 2013 году (исполнение обязательств ЗАО «КЭС» в рамках Договора о предоставлении мощности на оптовый рынок);
реконструкция ПС 220 кВ, питающих г. Ижевск (программа реновации ФСК ПС Ижевск – 2013 год);
замена на ПС Позимь БСК 110 кВ на новые устройства компенсации реактивной мощности.
Основные направления развития электроэнергетики Удмуртской Республики
4.1. Цели и задачи развития электроэнергетики Удмуртской Республики
Удмуртская Республика и ее особенности в отношении перспектив спроса на электрическую энергию и мощность
Основная особенность промышленности Уральского экономического района и Удмуртской Республики – высокая концентрация материало- и энергоёмкого промышленного производства: металлургии, машиностроения и металлообработки, в том числе предприятий ОПК, топливной, химической и нефтехимической отраслей.
Финансовый кризис оказал негативное воздействие на экономику Удмуртской Республики. В 2009 году объём отгрузки товаров собственного производства, выполненных работ и услуг собственными силами по добыче полезных ископаемых, обрабатывающим производствам, производству и распределению электроэнергии, газа и воды по полному кругу организаций производителей в 2009 году составил 87,6 % к соответствующему периоду предыдущего года. В 2010 году ожидается восстановление объемов промышленного производства до уровня 110 % к предыдущему году. В 2011 году прогнозный объем промышленного производства составит 108,7% к предыдущему году.
Экономическое развитие в предстоящие годы будет формироваться под влиянием ряда факторов:
постепенное замедление кризисных явлений в мировой экономике;
осуществление основных мер государственной антикризисной политики и эффективность её реализации;
окончание цикла снижения производственных запасов и их восстановление и как следствие рост спроса на продукцию промышленности;
рост предпринимательской активности;
переход к новому этапу развития экономики, так называемой «новой экономики», с широким использованием новейших достижений науки в области техники, технологии.
Обрабатывающие производства
Машиностроение и металлообработка исторически составляет основу промышленности и является приоритетной для Удмуртской Республики.
В настоящее время машиностроительные предприятия республики решают важнейшую задачу повышения конкурентоспособности в условиях глобального рынка. Развитие машиностроения и металлообработки имеет важное значение для социально-экономического развития Удмуртской Республики, в силу большой доли в объёме промышленного производства республики, численности занятых.
В соответствии с целевым сценарием развития Удмуртской Республики, определённым Стратегией социально-экономического развития Удмуртской Республики на период до 2025 года, в рамках Программы по обрабатывающим производствам выделяются четыре стратегические группы секторов. Критериями для идентификации секторов являются:
значимость для социально-экономического развития Удмуртской Республики (доля в объёме промышленного производства, конкурентные преимущества, перспективы развития);
возможность влияния на развитие этих секторов со стороны региональной власти (наличие законодательных, финансовых возможностей).
Оборонно-промышленный и атомный энергопромышленный комплекс
Развитие этих секторов имеет важное значение для социально-экономического развития Удмуртской Республики в силу большой доли в объеме промышленного производства республики, численности занятых, отчислений в бюджеты. Однако возможности влияния на них со стороны региональной власти существенно ограничены. Развитие этих секторов, в силу их значимости для обеспечения национальной безопасности, определяется на уровне федеральных органов власти и будет осуществляться в соответствии с направлениями, сформулированными на уровне РФ.
Автомобилестроение и производство автокомпонентов, производство стрелкового оружия, электроники и приборостроения, продукции железнодорожной тематики, нефтегазового оборудования, спецметаллургия, станкоинструментальное производство
Сектора являются значимыми для социально-экономического развития Удмуртской Республики и имеются различные законодательные, финансовые, институциональные возможности воздействия на их развитие.
Основными целями сектора «Автомобилестроение и производство автокомпонентов» являются сохранение доли в российском производстве автомобилей на уровне 5-7% российского производства автомобилей и увеличение объёмов выпуска автокомпонентов.
Реализации проектов по организации выпуска комплектующих на предприятиях республики: ОАО «Ижсталь», ОАО «СЭГЗ», ФГУП «Ижевский механический завод», ОАО «Ижевский мотозавод «Аксион-холдинг», ОАО «Сарапульский радиозавод», ООО «Мегалит» и др.
Основными целями сектора стрелкового оружия являются удержание лидерства в российском производстве боевого стрелкового и гражданского оружия, увеличение экспорта.
Электроника и приборостроение занимают ведущие позиции зарождающегося шестого технологического уклада, ключевым фактором которого являются нанотехнологии. Освоение нового технологического уровня в микро- и наноэлектронике требует соответствующих изменений в метрологическом обеспечении производства. Фактическое запараллеливание проектирования новой конечной продукции и необходимого для её производства оборудования – мощный фактор усиления конкурентных позиций в условиях инновационного соперничества:
участие предприятий в реализации мероприятий ФЦП «Развитие электронной компонентной базы и радиоэлектроники на 2008 - 2015 годы», «Национальная технологическая база» на 2007-2011 годы, «Исследования и разработки по приоритетным направлениям развития научно-технологического комплекса России на 2007-2012 годы», «Развитие гражданской авиационной техники России на 2002 - 2010 годы и на период до 2015 года»;
Основными целями на среднесрочную перспективу сектора железнодорожного оборудования являются удержание доли на российском рынке, замещение иностранных аналогов на российском рынке, увеличение экспорта продукции.
Основными целями станкоинструментального производства являются увеличение доли на рынке, импортозамещение аналогов на российском рынке.
Достижение цели возможно путём проведения технического перевооружения, внедрения новых технологий, снижения металло- и энергоемкости продукции.
В рамках поставленных задач планируется развитие производства продукции, необходимой для добычи трудноизвлекаемых «тяжелой» и «остаточных» запасов нефти, модернизация производства, развитие малых и средних производственных компаний.
Основной целью сектора спецметаллургии является позиционирование производства спецметаллов предприятий Удмуртской Республики в лидирующей группе производителей на российском рынке спецметаллургии.
Лесопромышленный комплекс. Легкая промышленность
Сектора, имеющие незначительный удельный вес в структуре промышленного производства Удмуртской Республики, но крайне значимые с точки зрения занятости населения и социально-экономического развития отдельных муниципальных образований.
Основной целью сектора является формирование лесопромышленного комплекса, ориентированного на использование инноваций, обеспечивающего эффективность производства и конкурентоспособность выпускаемой продукции путём активизации инвестиционной деятельности.
Основными целями сектора легкой промышленности являются создание условий для интенсификации развития текстильного, швейного, трикотажного производства, производства кожи, изделий из кожи, производства обуви, обеспечение экономической эффективности производств, повышения конкурентоспособности выпускаемой продукции.
Химическое производство, стекольное производство
Сектора не имеют значительной доли в объёме промышленного производства и численности занятых, однако являются важными, как обеспечивающие комплектующими другие сектора экономики.
Основными целями сектора химического производства являются повышение конкурентоспособности, расширение выпуска продукции для различных отраслей экономики.
Основной целью сектора стекольного производства остается сохранение стабильности финансово-экономической деятельности, поскольку предприятия этого сектора обеспечивают основную долю занятости населения на территориях муниципальных образований "Город Можга" и "Факельское" Игринского района, где они расположены.
Нефтедобывающий комплекс
Стратегической целью топливной отрасли на период реализации программы является сохранение добычи нефти на уровне 10 млн. тонн на максимально длительный срок.
Реализация поставленной цели будет осуществляться за счёт:
увеличения объёмов и темпов разбуривания месторождений;
внедрения новых технологий и методов интенсификации добычи нефти на действующих месторождениях.
Развитие агропромышленного комплекса, создание условий для обеспечения продовольственной безопасности
Целями государственной политики в сфере агропромышленного комплекса являются:
создание условий эффективного и устойчивого функционирования агропромышленного комплекса;
увеличение объёмов производства продукции агропромышленного комплекса;
повышение конкурентоспособности сельскохозяйственной продукции за счёт внедрения новых технологий и повышения производительности труда;
повышение устойчивости развития сельских территорий.
Создание условий для развития племенного животноводства и семеноводства сельскохозяйственных культур.
Строительство
Целью государственной политики в сфере жилищного строительства является создание условий для удовлетворения на новом более высоком качественном уровне потребностей населения в доступном и комфортном жилье.
Для достижения поставленной цели необходимо решить следующие задачи:
повышение доступности жилья;
увеличение объёмов жилищного строительства;
опережающее развитие и модернизация инженерной инфраструктуры для жилищного строительства.
Транспорт
Транспорт - важнейшая часть производственной инфраструктуры Удмуртской Республики. Его эффективное функционирование является необходимым условием жизнедеятельности экономического комплекса и социальной сферы.
Удмуртская Республика располагает основными видами транспорта, ее транспортные коммуникации по размещению и структуре в целом отвечают внутренним и внешним транспортно-экономическим связям республики.
Ведущую роль в обеспечении межрегиональных связей Удмуртской Республики играет железнодорожный транспорт. Им осуществляется преобладающая часть межрегиональных перевозок грузов и пассажиров. Железнодорожные магистрали пересекают Удмуртскую Республику в широтном и меридиальном направлениях.
Основными транзитными направлениями являются двухпутные электрифицированные линии:
Казань - Агрыз - Екатеринбург (Южный ход), обслуживаемый Ижевским регионом Горьковской железной дороги - филиала ОАО «Российские железные дороги»;
Киров - Балезино - Пермь (Северный ход), обслуживаемый Кировским регионом Горьковской железной дороги – филиала ОАО «Российские железные дороги»;
Линия Балезино - Ижевск - Алнаши представляет однопутное, рокадное с
севера на юг направление, обслуживаемое тепловозной тягой.
Тупиковые малодеятельные участки Ижевск – Воткинск и Люкшудья –Кильмезь обеспечивают в значительной мере перевозки грузов, производимых в Удмуртской Республике.
Таким образом, очевидным является большой потенциал Удмуртской Республики и наличие всех предпосылок к дальнейшему росту потребления электрической энергии и мощности по основным отраслям промышленности.
4.2. Прогноз потребления электроэнергии и мощности по территории Удмуртской Республики с выделением наиболее крупных потребителей
Перспективный спрос на электрическую энергию и мощность до 2015 года
Анализ предоставленных данных показывает, что ростом электропотребления в промышленности, кроме нового строительства, может служить:
дозагрузка основных простаивающих фондов;
уплотнение графика нагрузки;
замена технологий на более энергоемкие.
Из анализа данных спроса на электроэнергию следует, что с 2005 года по всем секторам экономики Удмуртской Республики, кроме сельского хозяйства, потребность в электроэнергии увеличилась. Спрос на электроэнергию в сфере ЖКХ характеризовался нетрадиционной для Урала высокой долей (около 30%) в суммарном спросе на электроэнергию в течение ретроспективного периода.
В период до 2015 года предвидится увеличение спроса на электроэнергию. Основной рост электрических нагрузок будет определяться развитием промышленности, сферы ЖКХ и сферы обслуживания населения.
Согласно заявкам, большинство крупных предприятий Удмуртской Республики не намерены снижать достигнутый уровень электропотребления и максимума электрической нагрузки и прогнозируют постепенное их увеличение.
Таблица 56
Перечень крупных потребителей электрической энергии в Удмуртской Республике (фактическое потребление и прогноз)
Потребители
Годовое электропотребление, млн. кВт.ч
Максимум нагрузки, МВт
2005
2006
2010
2015
2005
2006
2010
2015
ОАО «Ижмаш»
7,8
7,6
9,7
13,0
3,5
3,5
3,7
3,8
МУП г.Ижевска «Ижводоканал»
108,4
110,5
113,5
113,5
15,35
16,0
16,6
16,6
МУП «ИжГорЭлектроТранс»
69,8
76,5
73,4
73,4
16,0
16,0
16,0
16,0
ДОАО «Ижевский оружейный завод»
33,6
36,3
46,8
54,4
7,0
7,75
8,3
8,5
ОАО «Ижнефтемаш»
20,4
21,5
26,0
27,0
5,7
5,8
6,0
6,5
МУП «Горэлектросеть» г.Сарапула
192,0
202,0
245,6
331,4
21-31
22-23
28-40
36-51
ОАО Воткинский завод»
49,1
40,8
26,8
27,0
10,5
10,0
7,0
7,0
ФГУП «Ижевский механический завод»
108,8
106,9
120,0
120,0
26,0
26,0
26,0
26,0
ОАО «Нижноватомэнергосбыт»
254,4
258,0
307,0
324,1
60,1
60,3
71,4
72,9
ОАО «Белкамнефть»
42,3
48,2
57,7
61,5
56,5
60,0
66,5
71,1
ОАО «ИжАвто»
119,9
117,6
135,0
135,0
25,0
24,8
33,0
33,0
ОАО «Ижмашэнерго»
62,4
62,2
67,1
73,9
11,3
11,3
12,2
13,5
ОАО «Ижсталь» Мечел
542,4
540,9
655,0
660,0
58,8
64,0
90,0
90,0
ОАО «Ижевский Радиозавод»
21,4
20,6
24,5
25,5
7,0
7,0
7,5
7,5
ОАО «Редуктор»
13,7
17,1
23,4
25,5
3,5
4,0
8,2
8,95
ОАО Сарапульский электрогенераторный завод» «СЭГЗ)
34,7
37,1
52,8
60,7
9,6
9,8
14,1
16,2
ОАО «Удмуртнефть»
765,7
832,1
1134
1327
89,9
95,5
130,7
152,8
ОАО «ЧМЗ» г.Глазов
470,0
452,7
450,0
450,0
62,0
62,0
62,0
62,0
ОАО «Сарапульский радиозавод-холдинг»
13,5
12,3
17,2
18,9
12,25
12,25
17,1
17,1
МУП «ВГЭС»
141,4
149,5
161,0
177,0
26,3
27,9
30,0
33,0
1
Таблица 57
Анализ прироста спроса на электрическую мощность по промышленным объектам до 2015 года
№
Наименование объекта
Местонахождение
Прирост потребности в электрической мощности, МВт
Срок ввода и освоения мощности
Основные обосновывающие документы
Обращения за техническими условиями на присоединение заявленной потребности
Наименование питающей подстанции
Всего до 2015г
2010
2015
1
ОАО «ЧМЗ»
г.Глазов
23,4
8,4
15,0
2007-2015
Опросные данные
Обеспечение собственной генерацией
Глазов, Юбилейная,Звездная
2
ОАО «Ижмаш», ДОАО «Ижевский инструментальный завод»
г. .Ижевск
0,3
0.1
0,2
2007-2016
Опросные данные
-
Машзавод
3
МУП г.Ижевска «Ижводоканал»
г.Ижевск
0,6
0,3
0,3
2007-2010
Опросные данные
-
Водозабор, Транково, Медведево, Заречная, Нефтемаш
4.
Объект по хранению и уничтожению химического оружия в пос.Кизнер
п.Кизнер
18,3
8,0
10,3
2010
-
В МЭС Заявлено на присоединение 18,3 МВт
Запитать планируется от перспективной ПС 220/10 кВ Свобода в поселке Кизнер
5
МУП «Горэлектросеть»
г.Сарапул
21,0
8,0
13,0
2007-2015
Опросные данные
-
Высотная, Дзержинская, Северная, Сарапул, Элеконд, Тепловая, Ершовка
6
ФГУП «Воткинский завод»
г.Воткинск
-3,0
-3,0
2007-2010
Опросные данные
ВМЗ-1, ВМЗ-2 Промышленная, Лесная, Камские склады
7
ОАО «Буммаш»
г.Ижевск
5,0
5,0
2007-2010
Опросные данные
-
Буммаш
8
ОАО «ИЭМЗ «Купол»
г.Ижевск
2,6
1,0
1,6
2007-2015
Опросные данные
-
Парковая, Химик, Шабердино, Чур, Восточная
9
ОАО «Редуктор»
г.Ижевск
5,0
2,0
3,0
2007-2015
опросные данные
-
Прессовая, Майскаz
10
ОАО «Белкамнефть»
Балезинский и Кизнерский районы
11,1
4,0
7,1
2008-2015
Опросные данные
Заявка на присоединение 4,5 МВт от 2006 года (ТУ выданы)
Вятская, Сухарево, Октябрьская, Лудзинка, Чернушка, Смольники, Тукмачи, Пызеп
11
ОАО «Ижмашэнерго»
г.Ижевск
2,1
1,0
1,1
2007-2015
Опросные данные
-
Машзавод, Заречная
12
ОАО «Ижсталь»
г.Ижевск
26,0
16,0
10?0
2007-2010
Опросные данные
-
Металлург, ГПП-3
13
ОАО «Ижевский радиозавод»
г.Ижевск
0,5
0,5
2007-2010
Опросные данные
-
Майская, Культбаза
14
ОАО «Удмуртнефть»
Балезинский и Кезский районы
57,3
20,0
37,3
2007-2012
Опросные данные
Заявка на присоединение 9,0 МВт от 2006 г (ТУ выданы)
Кыква, Киенгоп, Николаевска, Нырошур, Нефть, Башмаково, Зура, Лынга, Мишкино-3, БКНС-7, Докша, Соколовка, Смирново, Пашкино, Сигаево, Порозово, Пызеп
15
ОАО «Ижевский автомибильный завод»
г.Ижевск
8,0
8,0
2009-2010
Опросные данные
Заявлено расширение блокстанции двумя турбинами по 4 МВт (Предварительно ТУ выданы)
Автозавод, Машзавод,Заречная
16
ОАО «Сарапульский электрогенераторный завод»
г.Сарапул
6,3
2,0
4,3
2007-2014
Опросные данные
На 2015 год блокстанция 4МВт
Молодежная, Сарапульская ТЭЦ
17
ДОАО «Ижевский оружейный завод»
г.Ижевск
0,8
0,4
0,4
2007-2015
Опросные данные
нет
Машзавод
18
ОАО «Сарапульский радиозавод-холдинг»
г.Сарапул
5,8
5,8
2007-2015
Опросные данные
-
Разинская
19
МУП «Воткинские городские сети»
г.Воткинск
5,1
2,0
3,1
2007-2015
Опросные данные
-
Городская, Инструментальная
20
ОАО «Нефтемаш»
г.Ижевск
0,7
0,7
2011
Опросные данные
-
Нефтемаш
21
Производственная зона
пос.Березка и прилегающие территории Завьяловского района
0,8
0,4
0,4
2007-2015
-
Заявки на присоединение 12 МВт с учетом коттеджного строительства (ТУ выданы)
22
ОАО «Камский ремзавод»
г.Сарапул
0,6
0,6
2010-2011
-
Заявка на присоединение 0,6 МВт (ТУ выданы)
23
ОАО «Лесокомбинат»
г.Ижевск
0,5
0,5
2012
-
Заявка на присоединение 0,5 МВт (ТУ выданы)
24
ЗАО «Ошмес»
Шарканский район
0,3
0,3
2010
Опросные данные
-
25
ООО «Кама-тара»
г.Сарапул
1,8
1,8
1,0
2009-2022
Форма Ф 1-6
Дубровка
26
ОАО «Удмуртская птицефабрика»
1,1
1,1
2009-2010
Форма Ф 1-6
-
Бройлерная
27
ООО «Союз-ТМО»
1,6
1,6
2009-2010
Форма Ф 1-6
Вокзальная
28
Итого по г. Ижевску
39,1
21,3
17,8
Строки 2,3,8,9,11-13,17,20,23
29
Итого по промышленным объектам Удмуртской Республики
203,6
93?7
109?9
Таблица 58
Анализ прироста спроса на электрическую мощность по объектам соцкультбыта до 2015 года
№
Наименование объекта (мероприятия)
Местонахождение
Прирост потребности в электрической мощности, МВт
Срок ввода и освоения мощности
Наименование питающей подстанции
Всего до 2015года
2010
2015
1
Реконструкция республиканского спорткомплекса
Первомайский район г.Ижевск
11,5
10,4
1,1
2009-2013
Кировская,Зенитная
2
Жилой микрорайон
Октябрьский р-н, г.Ижевск
3,0
1,5
1,5
2010-2011
Игерман, перевод нагрузки на Пазелы
3
Микрорайон 16А «Север», торгово-развлекательный комплекс
ул.Удмуртская, г.Ижевск
1,9
1,9
2009-2010
Зенитная
4
Многофункциональный комплекс «Италмас»
Пересечение ул.10 лет Октября, Т.Барамзиной, Петрова в Устиновском районе
10,0
10,0
2008-2009
Союзная
5
Дом местной промышленности и Национальный театр
г.Ижевск
2,2
2,2
2008-2009
ТЭЦ-1, перевод нагрузки на ПС Набережная
6
Реконструкция района набережной Ижевского пруда и территории, прилегающей к Центральной площади
г.Ижевск
27
27
2012-2015
Набережная
7
Административный центр
ул.Красногеройская г.Ижевск
1,4
1,4
2008-2009
Машзавод
8
Застройка микрорайона А-10
г.Ижевск
6,3
4,1
2,2
2008-2013
Союзная
9
Гостиничный комплекс на центральной площади
г.Ижевск
1,3
1,3
2008-2009
Зенитная
10
7-й и 8-й жилые мкр.
г.Ижевск
11,5
7,3
4,2
2008-2012
Автозавод, Восточная
11
Индивидуальная застройка поселка Мыльники
г.Сарапул
1,1
1,1
2010-2012
Дубровка
12
Застройка территории микрорайона . №12 (жилого района «Север»)
г.Ижевск
13,6
13,6
2010-2014
Майская, перевод нагрузки на ПС Набережная
13
Строительство комплекса жилых домов по ул.Орговская
г. Ижевск
1,8
0,9
0,9
2009-2012
Заречная
14
Жилой дом по ул.Ухтомского
г.Ижевск
1,4
0,7
0,7
2009-2011
Кировская, перевод нагрузки на ПС Союзная
15
Жилой квартал
п.Октябрьский
3,5
2,0
1,5
2010-2013
Нефтемаш
16
Застройка жилого комплекса микрорайона «Восточный»
г.Ижевск
2,9
1,0
1,9
2009-2013
Восточная, перевод нагрузки на ПС Союзная
17
Застройка жилого квартала Советская-Орджоникидзе-Прасовский
г.Ижевск
7,5
1,6
5,9
2010-2015
Зенитная
18
Планировка территории на ул.Камбарская
г.Ижевск
15,0
15,0
2010-2012
Союзная
19
Жилой микрорайон «Чистопрудный»
г.Ижевск
1,4
0,7
0,7
2009-2011
Сириус, перевод нагрузки на Пазелы
20
Многоэтажный жилой дом по ул.Халтурина,13
г.Ижевск
1,3
1,3
2009-2010
Кировская
21
Жилые дома
г.Воткинск
1,7
1,7
2010-2012
Инструментальная
22
Многоквартирный жилой дом по ул.. С.Ковалевской
г.Ижевск
1,2
1,2
2010-2011
Культбаза
23
Реконструкция жилого района ограниченного улицами Ленина, 40 лет Победы, 10 лет Октября, Совхозная
г.Ижевск
27,5
27,5
2013-2015
Метеор
24
Многоэтажная затройка
п.Ягул
3,1
0,5
2,6
2010-2015
Лесная
25
Жилые микрорайоны . «Молдованка», Медик»
с.Завьялово
5,5
5,5
2010-2012
Районная
26
Малоэтажная застройка поселка. «Первомайский»,
Завьяловский район
1,2
1,2
2010-2013
Опытная
27
Жилой микрорайон. № 11, жилой район «Аэропорт»
ул.Закирова, г.Ижевск
3,4
3,4
2011-2014
Союзная
28
Малоэтажная застройка д.Каменное
Завьяловский район
1,2
1,2
2010-2012
Каменное
29
Поселок Новый
Воткинский район
3,6
3,6
2009-2010
Волковская
30
Оранжерейный комплекс
Сарапульский район
2,0
2,0
2009-2010
Уральская
31
Жилой микрорайонн «Восточный»
п.Балезино
3,6
3,6
2009-2011
32
Строительство моста через реку Кама
Сарапульский, Камбарский районы
9,6
9,6
2010-2012
Камбарка,Соколовка
33
Итого по городу Ижевску
153,1
47,5
105,6
34
Итого по Удмуртской Республике
189,2
60,4
128,8
1
Анализ спроса на электрическую мощность промышленных потребителей за 2005-2007 годы показывает увеличение спроса на электрическую мощность в перспективе до 2015 года в объеме 203 МВт.
Данный прогноз не учитывает появление в перспективе новых заявок, однако отражает динамику роста потребления электрической мощности в перспективе.
Основной прирост спроса на электрическую мощность в расчетный период до 2015 года по городу Ижевску определяют объекты коммунально-бытового хозяйства и социальной инфраструктуры - 153,1 МВт, при незначительном объеме промышленной нагрузки - 39,1 МВт.
4.3. Прогноз спроса на электрическую энергию и мощность по Удмуртской Республике на 2010 - 2014 годы
Таблица 59
Прогноз электропотребления энергосистемы Удмуртской Республики
по энергоузлам
млн.кВт.ч
2010
2011
2012
2013
2014
Территория
8 600,0
8 696,0
8 945,0
9 098,0
9 205,0
Ижевский узел
3 797,8
3 840,2
3 950,2
4 017,7
4065,0
Воткинский узел
1 132,7
1 145,4
1 178,2
1 198,3
1 212,4
Сарапульский узел
1 265,4
1 279,6
1 316,2
1 338,7
1 354,4
Глазовский узел
1 589,6
1 607,4
1 653,4
1 681,7
1 701,4
Можгинский узел
814,4
823,5
847,1
861,6
871,7
Производство
3059,0
3070,0
3084,0
3091,0
4192,0
Сальдо
5541,0
5626,0
5861,0
6007,0
5012,0
Таблица 60
Прогноз максимальных нагрузок энергосистемы Удмуртской Республики
по энергоузлам
МВт
2010
2011
2012
2013
2014
Территория
1 480
1 490
1 522
1 543
1 554
Ижевский узел
664
669
690
708
715
Воткинский узел
187
188
192
192
193
Сарапульский узел
232
233
236
239
240
Глазовский узел
252
253
255
255
256
Можгинский узел
145
146
149
149
149
Таблица 61
Прогноз генерирующих мощностей в Удмуртской Республике
МВт
2010
2011
2012
2013
2014
Установленная мощность всего
586,1
586,1
586,1
586,1
807,1
Ижевская ТЭЦ-1
69,0
69,0
69,0
69
290,0
Ижевская ТЭЦ-2
390,0
390,0
390,0
390,0
390,0
Сарапульская ТЭЦ
10,7
10,7
10,7
10,7
10,7
Воткинская ТЭЦ
16,0
16,0
16,0
16,0
16,0
ТЭЦ Чепецкого механического завода
89,4
89,4
89,4
89,4
89,4
МиниТЭЦ Горкоммунтеплосети (г.Ижевск)
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
Ижавто
6,5
6,5
6,5
6,5
6,5
Ввод мощности всего
6,5
0,0
0,0
230
0,0
Ижевская ТЭЦ-1
0,0
0,0
0,0
230
0,0
Ижевская ТЭЦ-2
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Сарапульская ТЭЦ
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Воткинская ТЭЦ
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
ТЭЦ Чепецкого механического завода
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
МиниТЭЦ Горкоммунтеплосети (г.Ижевск)
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Ижавто
6,5
0,0
0,0
0,0
0,0
Демонтаж/перемаркировка
-19,3
0,0
0,0
0,0
9
Ижевская ТЭЦ-1
-18,0
0,0
0,0
0,0
9
Ижевская ТЭЦ-2
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Сарапульская ТЭЦ
-1,3
0,0
0,0
0,0
0,0
Воткинская ТЭЦ
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
ТЭЦ Чепецкого механического завода
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
МиниТЭЦ Горкоммунтеплосети (г.Ижевск)
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Ижавто
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Ограничения мощности всего
58,9
45,5
39,5
38,2
24,8
Ижевская ТЭЦ-1
38,1
28,7
23,3
23,3
23,3
Ижевская ТЭЦ-2
19,3
15,3
14,7
13,4
0,0
Сарапульская ТЭЦ
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Воткинская ТЭЦ
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
ТЭЦ Чепецкого механического завода
1,5
1,5
1,5
1,5
1,5
МиниТЭЦ Горкоммунтеплосети (г.Ижевск)
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Ижавто
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Располагаемая мощность всего
527,2
540,6
546,6
547,7
791,3
Ижевская ТЭЦ-1
30,9
40,3
45,7
45,7
275,7
Ижевская ТЭЦ-2
370,7
374,7
375,3
376,6
390,0
Сарапульская ТЭЦ
10,7
10,7
10,7
10,7
10,7
Воткинская ТЭЦ
16,0
16,0
16,0
16,0
16,0
ТЭЦ Чепецкого механического завода
87,9
87,9
87,9
87,9
87,9
МиниТЭЦ Горкоммунтеплосети (г.Ижевск)
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
Ижавто
6,5
6,5
6,5
6,5
6,5
Нагрузка всего
527,2
540,6
546,6
547,7
791,3
Ижевская ТЭЦ-1
30,9
40,3
45,7
45,7
275,7
Ижевская ТЭЦ-2
370,7
374,7
375,3
376,6
390,0
Сарапульская ТЭЦ
10,7
10,7
10,7
10,7
10,7
Воткинская ТЭЦ
16,0
16,0
16,0
16,0
16,0
ТЭЦ Чепецкого механического завода
87,9
87,9
87,9
87,9
87,9
МиниТЭЦ Горкоммунтеплосети (г.Ижевск)
4,5
4,5
4,5
4,5
4,5
Ижавто
6,5
6,5
6,5
6,5
6,5
Потребление мощности
1480,0
1490,0
1522,0
1543,0
1554,0
Прирост, %
100,7
102,2
101,4
100,7
Дефицит(избыток) по территории ЭС
952,8
949,4
975,4
995,3
762,7
4.4. Прогноз потребления тепловой энергии на 2011-2015 годы с выделением крупных потребителей
Таблица 62
Прогноз отпуска тепловой энергии филиалом ОАО «ТГК-5» «Удмуртский» на пятилетний период
тыс. Гкал
Год
Станция
Январь
Февраль
Март
Апрель
Май
Июнь
Июль
Август
Сенябрь.
Октябрь
Ноябрь.
Декабрь
Год
2011
ТЭЦ-1
186,2
171,0
145,9
120,5
47,1
20,1
19,1
20,1
44,2
110,5
150,9
169,0
1205
ТЭЦ-2
452,9
404,4
354,0
284,6
122,5
85,5
67,4
51,8
94,1
244,0
345,8
411,4
2919
СТЭЦ
84,2
71,2
57,2
45,1
18,1
8,1
9,6
10,1
12,6
42,1
60,1
78,2
496
Филиал
723,3
646,6
557,1
450,2
187,7
113,7
96,1
81,9
150,9
396,7
556,8
658,7
4620
2012
ТЭЦ-1
186,2
166,2
159,4
118,1
49,5
33,6
30,3
30,3
37,2
115,7
153,5
180,6
1261
ТЭЦ-2
420,3
373,1
358,1
271,9
117,7
75,7
68,4
68,4
88,0
266,7
344,3
406,3
2859
СТЭЦ
88,2
78,4
74,1
49,1
18,9
11,7
10,9
10,9
13,2
48,3
71,3
85,2
560
Филиал
694,7
617,7
591,6
439,1
186,1
121,0
109,6
109,6
138,4
430,7
569,1
672,1
4680
2013
ТЭЦ-1
186,2
166,2
159,4
118,1
49,5
33,6
30,3
30,3
37,2
115,7
153,5
180,6
1261
ТЭЦ-2
420,3
373,1
358,1
271,9
117,7
75,7
68,4
68,4
88,0
266,7
344,3
406,3
2859
СТЭЦ
88,2
78,4
74,1
49,1
18,9
11,7
10,9
10,9
13,2
48,3
71,3
85,2
560
Филиал
694,7
617,7
591,6
439,1
186,1
121,0
109,6
109,6
138,4
430,7
569,1
672,1
4679
2014
ТЭЦ-1
186,2
166,2
159,4
118,1
49,5
33,6
30,3
30,3
37,2
115,7
153,5
180,6
1260
ТЭЦ-2
420,3
373,1
358,1
271,9
117,7
75,7
68,4
68,4
88,0
266,7
344,3
406,3
2859
СТЭЦ
88,2
78,4
74,1
49,1
18,9
11,7
10,9
10,9
13,2
48,3
71,3
85,2
560
Филиал
694,7
617,7
591,6
439,1
186,1
121,0
109,6
109,6
138,4
430,7
569,1
672,1
4680
2015
ТЭЦ-1
186,2
166,2
159,4
118,1
49,5
33,6
30,3
30,3
37,2
115,7
153,5
180,6
1261
ТЭЦ-2
420,3
373,1
358,1
271,9
117,7
75,7
68,4
68,4
88,0
266,7
344,3
406,3
2859
СТЭЦ
88,2
78,4
74,1
49,1
18,9
11,7
10,9
10,9
13,2
48,3
71,3
85,2
560
Филиал
694,7
617,7
591,6
439,1
186,1
121,0
109,6
109,6
138,4
430,7
569,1
672,1
4680
Таблица 63
Покупка тепловой энергии ООО "УКС"
Гкал
Поставщики
2011
2012
2013
2014
2015
г. Ижевск
Ижевская ТЭЦ-1
1 198 000,0
1 226 088,1
1 254 899,6
1 290 142,4
1 333127,0
Ижевская ТЭЦ-2
2 754 243,0
2 868 513,0
2 938 034,2
3 023 074,0
3 126794,4
ОАО "Буммаш"
51 200,0
0,0
0,0
0,0
0,0
ФГУП "Ижевский механический завод"
84 000,0
90 000,0
90 000,0
90 000,0
90 000,0
ОАО "Иж-Авто"
206 000,0
206 000,0
206 000,0
206 000,0
206 000,0
ОАО "Ижмашэнерго"
403 034,0
403 034,0
403 034,0
403 034,0
403 034,0
ОАО "Ижмашэнерго" (котельная "Заячья усадьба")
471,4
471,4
471,4
471,4
471,4
ОАО "АгроХолодМаш"
31 090,0
31 090,0
31 090,0
31 090,0
31 090,0
ОАО "Российские железные дороги"
19 592,6
19 592,6
19 592,6
19 592,6
19 592,6
Филиал УПП №8 ФГУП "УССТ №8 при спецстрое России
30 830,0
30 830,0
30 830,0
30 830,0
30 830,0
ФГУП "Управление специализированных работ №602 при Спецстрое России
34 320,0
34 320,0
34 320,0
34 320,0
34 320,0
ОАО "Ижнефтемаш" (от котельной)
12 102,5
12 102,5
12 102,5
12 102,5
12 102,5
ОАО "Ижнефтемаш" (через ЦТП)
13 620,0
13 620,0
13 620,0
13 620,0
13 620,0
ОАО ИПОПАТ
2 600,0
2 600,0
2 600,0
2 600,0
2 600,0
ГОУ НПО ПУ № 23
2 446,0
2 446,0
2 446,0
2 446,0
2 446,0
ООО "ЦБПО"
9 628,3
9 628,3
9 628,3
9 628,3
9 628,3
ОАО "Управление строймеханизации"
3 200,1
3 200,1
3 200,1
3 200,1
3 200,1
ОАО "Удмуртгеофизика"
2 064,0
2 064,0
2 064,0
2 064,0
2 064,0
МУП "Ижводоканал"
10 750,0
10 750,0
10 750,0
10 750,0
10 750,0
ФГУП "Ижевский механический завод"
5 450,0
5 450,0
5 450,0
5 450,0
5 450,0
МУП "Ижкомтранс"
714,6
714,6
714,6
714,6
714,6
МУП "ДЦК"
1 337,6
1 337,6
1 337,6
1 337,6
1 337,6
АУ УР "РССК им. Демидова А.М."
800,2
800,2
800,2
800,2
800,2
Филиал СУПР ДОАО "Спецгазавтотранс" от ЦТП Ижмашэнерго
17,6
17,6
17,6
17,6
17,6
МУП "Горкоммунтеплосеть"
58 834,0
58 834,0
58 834,0
58 834,0
58 834,0
ООО "СельхозАвтоЗапчасть"
6 448,4
6 448,4
6 448,4
6 448,4
6 448,4
Итого:
4 942 794,4
5 039 952,5
5 138 285,3
5 258 567,8
5 405 272,8
г. Сарапул
Сарапульская ТЭЦ
495 000,0
498 000,0
501 000,0
504 000,0
508 000,0
ЗАО "Сарапульская птицефабрика
150,0
150,0
150,0
150,0
150,0
ФГУ ИК-5 УФСИН РФ
268,0
268,0
268,0
268,0
268,0
МУП г.Сарапула "Сарапульский водоканал"
2 320,0
2 320,0
2 320,0
2 320,0
2 320,0
ООО "Сарапульская швейная фабрика"
178,0
178,0
178,0
178,0
178,0
ООО "Коммунэнерго"
7 676,1
7 676,1
7 676,1
7 676,1
7 676,1
ООО "Контакт"
319,0
319,0
319,0
319,0
319,0
НПЦ "ПромТех"
100,0
100,0
100,0
100,0
100,0
Итого:
506 011,1
509 011,1
512 011,1
515 011,1
519 011,1
Итого по ООО "УКС":
5 448 805,5
5 548 963,7
5 650 296,4
5 773 578,9
5 924 283,9
Таблица 64
Прогноз отпуска тепловой энергии ТЭЦ ОАО «Воткинский завод»
г. Воткинск
Гкал
2010
2011
2012
2013
2014
Полезный отпуск,
в том числе:
699686,0
650 952,0
650952,0
650952,0
650952,0
МУП "Коммунальные тепловые сети"
416444,5
414620,9
414621,0
414621,0
414621,0
ОАО "Воткинский завод"
251617,3
201915,5
201916,0
201916,0
201916,0
Таблица 65
Прогноз отпуска тепловой энергии ТЭЦ ОАО «ЧМЗ» г.Глазов
Гкал
2010
2011
2012
2013
2014
Полезный отпуск,
в том числе:
1431000
1400000
1400000
1400000
1400000
ОАО «ЧМЗ»
612400
581400
581400
581400
581400
МУП «Глазовские теплосети»
581400
581400
581400
581400
581400
Прогие потребители г.Глазова
95000
95000
95000
95000
95000
Таблица 66
Прогноз выработки тепловой энергии котельными
ФГУП «Ижевский механический завод»
2010
2011
2012
2013
2014
Котельная основной площадки
305000
305000
305000
305000
305000
Котельная площадки ЛСХ
42500
42500
42500
42500
42500
Гкал
Таблица 67
Прогноз выработки тепловой энергии котельной ОАО «Ижнефтемаш»
Гкал
2010
2011
2012
2013
2014
Выработка
89000
89000
89000
89000
89000
Таблица 68
Прогноз выработки тепловой энергии котельной ОАО «Буммаш»
Гкал
2010
2011
2012
2013
2014
Выработка
350000
350000
350000
350000
350000
4.5. Перечень планируемых к строительству и выводу из эксплуатации генерирующих мощностей на электростанциях Удмуртской Республики, мощностью не менее 5 МВт на период с 2010 по 2014 год
Установленная мощность электрических станций, расположенных на территории Удмуртской Республики на 01.01.2010 год составила 589,9 МВт, при этом выработка электроэнергии в 2009 году оставила 3020,6 млн. кВт.ч.
В 2009 году максимальная нагрузка зафиксирована 17.12.2009 г. и составила 1480 МВт.
Покрытие нагрузки потребителей энергосистемы Удмуртской Республики осуществляется от:
теплоэлектроцентралей, принадлежащих филиалу ОАО «ТГК-5» «Удмуртский»;
блокстанций промышленных предприятий.
Таблица 69
Прогноз ввода генерирующих мощностей на территории УдмуртскойРеспублики
МВт
2010
2011
2012
2013
2014
Ввод мощности, всего, в том числе
6,5
0,0
0,0
230
0,0
Ижевская ТЭЦ-1
0,0
0,0
0,0
230
0,0
Ижевская ТЭЦ-2
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Сарапульская ТЭЦ
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Воткинская ТЭЦ
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
ТЭЦ Чепецкого механического завода г.Глазов
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Мини ТЭЦ МУП «Горкоммунтеплосеть», г.Ижевск
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
Котельная ОАО Ижмаш-Авто» г.Ижевск
6,5
0,0
0,0
0,0
0,0
Состояние основного турбинного оборудования электростанций энергосистемы Удмуртской Республики характеризуется значительным износом, который достигает 60 %.
Большие темпы роста нагрузки потребителей, отставание во вводе новых генерирующих мощностей и большой процент износа оборудования обостряют проблему дефицита электрической мощности в энергосистеме Удмуртской Республики.
Как упоминалось выше, значительная часть нагрузки покрывалась за счет приема мощности из других энергосистем. В перспективе Удмуртская энергосистема также останется дефицитной. Дефицит мощности будет покрываться по существующим электрическим связям, пропускная способность которых на период до 2020 года достаточна.
4.6. Оценка перспективной балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на 2010-2014 годы
Электростанции, расположенные на территории Удмуртской Республики, обеспечивают потребность в электроэнергии менее 35 %. Планируемый ОАО «ТГК-5» ввод в 2013 году ПГУ мощностью 230 МВт, в соответствии с Договором о предоставлении мощности на оптовый рынок, не обеспечит в полной мере потребность Удмуртской Республики в электроэнергии, а лишь уменьшит объем получаемой из соседних энергосистем электроэнергии на 10%. Ожидаемые объемы потребления электроэнергии на 5-летнюю перспективу представлены в таблице 70.
Таблица 70
Прогноз балансовой ситуации по электропотреблению
и электрической мощности
Прогнозные величины сальдо-перетоков электоэнергии, млн. кВт.час
2010
2011
2012
2013
2014
Потребление
8 600
8 696
8 945
9 098
9 205
Производство
3 059
3 070
3 084
3 091
4 192
Сальдо
5 541
5 626
5 861
6 007
5 012
Максимальные нагрузки энергосистемы, МВт
Территория
1480
1490
1522
1543
1554
4.7. Общее состояние существующей сети Удмуртской Республики
Как уже отмечалось, большая часть схем РУ 110 кВ №110-4 выполнена по упрощенным схемам №110-4 на отделителях и короткозамыкателях, морально устаревших, их использование в схемах РУ снижает надежность электрической сети. В соответствии с требованиями п. 3.2 «Норм технологического проектирования подстанций переменного тока с высшим напряжением 35-750 кВ» (СТО 56947007-29.240.10.028-2009) при выполнении реконструкции, расширения или технического перевооружения на ПС 35-110 кВ, где в схеме первичных соединений установлены отделители и короткозамыкатели, рекомендуется произвести их замену на элегазовые выключатели. Кроме этого, в данной работе перечислены элементы, ограничивающие пропускную способность существующих ВЛ 110-220 кВ, рекомендуется замена этого оборудования в соответствии с пропускной способностью данных ВЛ.
Технический уровень сети 110 кВ можно охарактеризовать ниже среднего, так как у 76 % ПС 110 кВ первичная схема РУ выполнена на отделителях и короткозамыкателях, 5 % ПС 110 кВ не имеют резервное питание по высокой стороне. Технический уровень сети 35 кВ также низкий, так как на 55 % трансформаторов отсутствует РПН, 35 % ПС 35 кВ не имеют резервное питание по высокой стороне, 25% однотрансформаторных ПС 35 кВ и у 3 % ПС 35 кВ первичная схема РУ выполнена на отделителях и короткозамыкателях.
Кроме указанных выше технических проблем, снижающих надежность электроснабжения, есть ряд нарушений в построении схем питания подстанций.
Так, «Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем» (Москва, 2003 г.) рекомендуют присоединять не более трёх промежуточных подстанций к одноцепной воздушной линии 110 кВ с двухсторонним питанием, а к двухцепной - не более пяти.
Подстанций 110 кВ рекомендуется присоединять к двухцепной тупиковой линии не более двух. Для сети 35 кВ рекомендуется присоединять к одноцепной ВЛ с двухсторонним питанием до пяти промежуточных ПС. При анализе принципиальной схемы электрических сетей и карты-схемы филиала «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» можно отметить множество нарушений требований нормативных документов.
Анализ состояния оборудования энергосистемы Удмуртской Республики выявил трансформаторы, которые на 2008-2010 годы находятся в эксплуатации 25 лет и более. При дальнейшем анализе были выявлены трансформаторы, которые находятся в эксплуатации 25 лет и более на этапах 2010-2015 годов и 2015-2020 годов. Принятие решения о замене данного оборудования возможно после детального обследования технического состояния.
4.8. Рекомендации по усилению сети энергорайонов Удмуртской Республики
Глазовский и Балезинский энергорайоны
Большая часть Балезинского и весь Кезский район снабжаются электроэнергией от ПС 110/35/10 кВ Карсовай, запитанной с шин 110 кВ ПС 220/110/35 кВ Звездная по одноцепной протяженной (более 40 км) ВЛ 110 кВ. Присоединенные к ней ПС 35 кВ запитаны также от одной одноцепной ВЛ 35 кВ, имеющей протяженность более 100 км.
Часть потребителей и наиболее удаленная ПС 35/10 кВ Заря с нагрузкой около 6 МВт, снабжающая электроэнергией поселок Кез, из-за падения напряжения в сети вынужденно были запитаны от тяговой ПС 110 кВ Кез, качество электроэнергии на которой не соответствует требованиям ГОСТ 13109-97.
К транзитной двухцепной ВЛ 110 кВ Балезино-Сегедур-Кузьма-Зюкай-Оверята (Пермэнерго) протяженностью около 200 км отпайками и шлейфовыми заходами присоединено более 10 тяговых ПС. Режим работы транзита тяжелый. При отключеннии ВЛ 110 кВ со стороны ПС 110 кВ Балезино или со стороны Пермэнерго транзит не работает без введения ограничений.
В послеаварийных режимах и в ремонтных схемах существует вероятность снижения напряжения на ПС 220 кВ Балезино ниже номинального значения в этом случае необходимо проведение регулировочных мероприятий на ПС 220 кВ Ижевск, Позимь и Металлург. Очевидно, что с увеличением в перспективе нагрузки в Глазовском и Балезинском энергорайонах данная проблема усугубится.
Схема электроснабжения райцентра Юкаменское ненадежная. ПС 110/35/10 кВ Юкаменск (2x6,3 МВА) питается по одноцепной ВЛ 110 кВ. Силовые трансформаторы ПС загружены на 70%.
Электроснабжение водозаборных сооружений города Глазова осуществляется от ПС 110 кВ Сянино, присоединенной к одноцепной ВЛ 110 кВ. Аналогичная ситуация с электроснабжением райцентра Ярского района – поселка Яр, питающегося от ПС 110 Яр, присоединенной к одноцепной ВЛ 110 кВ.
Для решения указанных проблем рекомендуется реализация следующих мероприятий.
На этапе 2011-2015 годов.
1. Установка на ПС 110 кВ Кузьма ИРМ мощностью 50 МВАр.
2. ПС 110/35/10 кВ Пызеп в Кезском районе предлагается включить в транзит 110 кВ Звездная – Кросовай – Пызеп – Сегедур. Для этого необходимо строительство новой одноцепной ВЛ 110 кВ Карсовай – Пызеп протяженностью 24 км и одноцепной ВЛ 110 кВ Пызеп – Сегедур протяженностью 28 км.
3. Строительство ВЛ 110 кВ Звездная – Юкаменск протяженностью 38,5 км и замена трансформаторов мощностью 6,3 МВА на ПС 110 кВ Юкаменск, с учетом роста нагрузки, на большие по мощности 10 МВА (рисунки 2.1.3-2.1.5).
4. Строительство второй ВЛ 110 кВ Звездная – Яр с отпайкой на Сянино.
5. Разомкнутый режим работы двухцепного транзита 110 кВ Балезино-Сегедур-Кузьма-Зюкай-Оверята (Пермэнерго), выключатели ВЛ 110 кВ Зюкай-Григорьевская отключены на ПС 110 кВ Зюкай, в соответствии с письмом ОАО «МРСК Урала» Пермэнерго № ПЧ/01-7/138 от 04.02. 2010 год.
На этапе 2016-2020 годов.
Разомкнутый режим работы двухцепного транзита 110 кВ Балезино-Сегедур-Кузьма-Зюкай-Оверята (Пермэнерго) выключатели ВЛ 110 кВ Зюкай-Кузьма отключены на ПС 110 кВ Зюкай. В соответствии с письмом ОАО «МРСК Урала» Пермэнерго № ПЧ/01-7/138 от 04.02. 2010 года, планируется строительство ВЛ 110 кВ Апрельская – Зюкай, данное мероприятие включено в инвестиционную программу «Пермэнерго» на 2016 г.
В соответствии с письмом ОАО «МРСК Урала» Пермэнерго № ПЧ/01-7/138 от 04.02.2010 года, планируется перевод ПС 110 кВ Зюкай на напряжение 220 кВ и строительство шлейфового захода ВЛ 220 кВ КамГЭС – Апрельская (цепь II) на ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ Зюкай, после реконструкции рекомендуется разомкнутый режим работы двухцепного транзита 110 кВ Балезино-Сегедур-Кузьма-Зюкай-Оверята (Пермэнерго) выключатели ВЛ 110 кВ Зюкай-Кузьма отключены на ПС 110 кВ Кузьма.
Далее приведены материалы, обосновывающие указанные мероприятия по усилению сети.
Новую ПС 110/35/10 кВ Пызеп в Кезском районе предлагается запитать по одному из вариантов:
1. Присоединение ПС 110 кВ Пызеп в транзит Звездная – Карсовай – Пызеп – Сегедур, рисунок 2.1.1.
2. Строительство второй ВЛ-110кВ Звездная – Карсовай с проводом АС-120, ПС-110кВ Пызеп присоединяется двухцепной ВЛ-110кВ отпайками от двух ВЛ-110кВ Звездная – Карсовай, рисунок 2.1.2.
Рисунок 2.1.1 - Карта схема и схема присоединения ПС 110 кВ Пызеп. Вариант 1
Рисунок 2.1.2 - Карта схема и схема присоединения ПС 110 кВ Пызеп. Вариант 2.
Для выбора схемы присоединения ПС 110 кВ Пызеп произведено технико-экономическое сравнение предлагаемых вариантов. Таблица 69.
Объемы электросетевого строительства, реконструкции сети 110 кВ в районе ПС 110 кВ Пызеп и ориентировочные размеры капитальных вложений на строительство ПС 110 кВ Пызеп приведены в следующих таблицах.
Капитальные вложения определены в ценах 2000 года по «Укрупненным стоимостным показателям электрических сетей» СО 00.03.03-06 (Москва, ЭСП, 2006 г.) и пересчитаны в цены 2008 года с учётом коэффициента пересчета (К=4,116) в соответствии с КО-Инвест №63 2008 года.
1
Таблица 71
Ориентировочные капитальные вложения в строительство ПС 110 кВ Пызеп в ценах 2000 года
Наименования
Ед.
изм.
Единица стоимости
в ценах 2000г.
Вариант 1
Вариант 2
К-во
Общая стоим.,
в ценах 2000г.
К-во
Общая стоим.
в ценах 2000г.
I. Воздушные линии
1. Одноцепная ВЛ 110 кВ, на ж.б. опорах с проводом АС-70:
км
850
Карсовай – Пызеп
24
20400
-
-
Сегедур – Пызеп
28
23800
-
-
Звезная – Карсовай
-
-
41
34850
2. Двухцепная ВЛ 110 кВ, на ж/б опорах с проводом АС-70:
км
1150
- отпайка от ВЛ 110кВ Звезная – Карсовай
на ПС 110 кВ Пызеп
-
-
25
28750
Итого по ВЛ
44200
63600
Итого по ВЛ, с учётом дополнительных затрат
К=1.125
49725
71550
II. Подстанции
1. Строительство ПС 110 кВ Пызеп
открытая ПС 110/35/10 кВ мощностью 2*10 МВА вар 1
шт
56700
1
56700
-
-
открытая ПС 110/35/10 кВ мощностью 2*10 МВА вар 2
шт
49400
-
-
1
49400
2. ПС 110 кВ Сегедур РК
- установка выключателей 110 кВ
шт
7300
1
7300
-
-
- постоянная часть затрат
%
13500
5%
675
3. ПС 110 кВ Карсовай РК
- установка выключателей 110 кВ
шт
7300
1
7300
-
-
- постоянная часть затрат
%
10750
10%
1075
-
-
4. ПС 220 кВ Звезная РК
- установка выключателей 110 кВ
шт
-
-
1
7300
- постоянная часть затрат
%
12250
-
-
5%
612,5
Итого по ПС
73050
57312,5
Итого по ПС, с учётом дополнительных затрат
К=1.155
84373
66196
Итого капитальные вложения
134098
137746
%
100
103
тыс.руб.
1
Таблица 72
Ориентировочные капитальные вложения в строительство ПС 110 кВ Пызеп в ценах 2008 года
тыс. руб.
Вариант 1
Вариант 2
Капитальные вложения в ценах 2000 год (без учета НДС)
134098
137746
Капитальные вложения с учётом НДС в ценах 2008 года (коэффициент пересчета цен января 2000 года в цены I квартала 2008года 4,116)
551947
566963
В первом варианте ПС 110 кВ Пызеп подключается в транзит Карсовай – Сегедур и имеет двухстороннее питание, чем обуславливается повышение надёжности питания потребителей ПС 110 кВ Карсовай, Пызеп, Сегедур. Данный вариант обладает наименьшими капиталовложениями в строительство и составляет 552 млн.руб.
Во втором варианте подключения ПС 110 кВ Пызеп подключается двухцепной отпайкой к ВЛ 110 кВ Карсовай – Звёздная со строительством второй линии Карсовай – Звёздная, затраты на строительство составляют 567 млн.руб., что на 3% больше затрат на строительство первого варианта. Кроме этого, в случае аварийного отключения отпайки на Пызеп подстанция теряет питание со стороны 110 кВ.
Из рассмотренных вариантов первый вариант подключения ПС 110 кВ Пызеп является наиболее предпочтительным, исходя из основных капитальных вложений на строительство и обеспечения надёжности питания подстанции.
На рисунках 2.1.3-2.1.11 приведены результаты расчетов в нормальных, ремонтных и послеаварийных режимах для обоснования установки ИРМ на ПС 110 кВ Кузьма.
1
Рисунок 2.1.3 – Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г. Без установки на ПС 110 кВ Кузьма ИРМ 50 МВАр
Рисунок 2.1.4 – Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г. Аварийное отключение одной цепи ВЛ 110 кВ Балезено – Сегедур. Без установки на ПС 110 кВ Кузьма ИРМ 50 МВАр
Рисунок 2.1.5 – Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г. Наложение аварийного отключения ВЛ 110 кВ Балезено – Сегедур на ремонт ВЛ 110 кВ Балезено – Пибаньшур. Без установки на ПС 110 кВ Кузьма ИРМ 50 МВАр
Рисунок 2.1.6 – Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г. На ПС 110 кВ Кузьма установлена ИРМ 50 МВАр
Рисунок 2.1.7 – Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г. Аварийное отключение одной цепи ВЛ 110 кВ Балезено – Сегедур. На ПС 110 кВ Кузьма установлена ИРМ 50 МВАр.
Рисунок 2.1.8 – Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г. Аварийное отключение одной цепи ВЛ 110 кВ Балезено – Сегедур. На ПС 110 кВ Кузьма установлена ИРМ 50 МВАр
Рисунок 2.1.9 – Режим зимних максимальных нагрузок 2020 г.
Рисунок 2.1.10 – Режим зимних максимальных нагрузок 2020 г. Аварийное отключение одной цепи ВЛ 110 кВ Балезено – Сегедур
Рисунок 2.1.11 – Режим зимних максимальных нагрузок 2020 г. Аварийное отключение одной цепи ВЛ 110 кВ Балезено – Сегедур.
1
Воткинский энергорайон
От двухцепного транзита 110 кВ с двухсторонним питанием Комсомольская-Кыква-Газовая-Сива питается 15 подстанций 110 кВ. При питании данного транзита со стороны ПС 220 кВ Комсомольская напряжение на этапе 2010 года снижается до значения 97 кВ, очевидно, что с ростом нагрузки падение напряжения будет еще больше. Кроме того, данная конфигурация сети не соответствует требованиям нормативных документов.
От шин 110 кВ ПС Сива по двухцепной ВЛ получают питание более двух подстанций 110 кВ.
В соответствии с работой «Схема развития Удмуртской энергосистемы и распределительных сетей промышленных районов и узлов на период до 2010 года», (ОАО «Уралэнергосетьпроект», 2002 г.) на этапе 2005-2010 годов для повышения надежности электроснабжения района Сива – Комсомольская было рекомендовано сооружение ПС 220 кВ Як-Бодья. Однако, на данный момент эти рекомендации не реализованы, несмотря на возросший уровень нагрузок транзита 110 кВ с двухсторонним питанием Комсомольская-Кыква-Газовая-Сива.
В соответствии пунктом 5.32.2 «Методических рекомендаций по проектированию развитию энергосистем» СО 153-34.20.118-2003 для расчёта электрических режимов принимаем транзит 110 кВ Як-Бодья – Комсомольская замкнутым. Кроме этого, замыкание данного транзита повышает надёжность питания потребителей. Окончательное решение по режиму работы данного транзита должно быть принято при конкретном проектировании ПС 220 кВ Як-Бодья.
Для решения указанных проблем рекомендуется реализация следующих мероприятий.
На этапе 2011-2015 гг.
1. Строительство новой подстанции 220 кВ Як-Бодья в соответствии с решениями, приведенными в работе «Схема развития Удмуртской энергосистемы и распределительных сетей промышленных районов и узлов на период до 2010 года», в районе существующей ПС 110 кВ Якшур-Бодья с заходом на нее шести ВЛ 110 кВ и образованием трех новых ВЛ 110 кВ Як-Бодья-Кыква, Як-Бодья-Якшур-Бодья и Як-Бодья-Газовая (рисунки 2.2.1-2.2.6). Строительство на данном этапе ПС 220 кВ Як-Бодья (по данным МЭС Урала – филиал ОАО «ФСК ЕЭС») возможно лишь в случае существенного роста потребления существующих потребителей, либо при технологическом присоединении новых крупных потребителей.
На этапе до 2016-2020 гг.
1. Строительство отпайки от ВЛ 110 кВ Сива - Воткинск с подключением к ней ПС 110 кВ Городская.
1
Рисунок 2.2.5 – Режим зимних максимальных нагрузок на 2020 год
.
Рисунок 2.2.3 Режим зимних максимальных нагрузок на 2015 год с учётом строительства ПС 220 кВ Як-Бодья
1
Ижевский энергорайон
Схема электрических сетей 110 кВ внешнего электроснабжения города Ижевска не соответствует требованиям по надежности электроснабжения ответственных потребителей. ПС 110 кВ Центральная, Кировская, Культбаза, Соцгород запитаны на ОД и КЗ от одной тупиковой двухцепной ВЛ 110 кВ.
В настоящий момент построена, но еще не подключена к данной ВЛ 110 кВ Ижевск-Соцгород подстанция 110 кВ Зенитная. В соответствии с выполненной внестадийной работой «Проектировние схемы присоединения к энергосистеме ПС 110/6 кВ Зенитная в г. Ижевске» присоединение ПС 110 кВ Зенитная будет осуществлено по отпаечной схеме к ВЛ 110 кВ Позимь - Рабочая – Соцгород - Зенитная. Перевод питания ПС 110 кВ Соцгород на шины 110 кВ ПС 220 кВ Позимь, т.е. строительство участка от существующей ВЛ 110 кВ Позимь-Рабочая до ПС 110 кВ Соцгород, с образованием новой ВЛ 110 кВ Позимь – Зенитная.
На западе Ижевского энергорайона существует проблема вывода в ремонт оборудования по транзитам 110 кВ Балезино-Кестым-Красногорье-Валамаз-Селты; Ижевск-Игерман-Азино-Ува-Садовая, Позимь-Никольская-Нылга-Садовая-Сюмси-Селты и Селты-Арлеть-Комсомольская. Одновременное отключение оборудования по данным транзитам, а также совмещение с ремонтом АТ на ПС 220 кВ Садовая невозможно по режимным указаниям Удмуртского РДУ.
На подстанциях 220 кВ Позимь и Ижевск РУ 110 кВ имеет более 15 присоединений.
Далее рассмотрены варианты подключения новых ПС 110 кВ в Ижевском энергорайоне
Новую ПС 110/10 кВ Пазелы предлагается запитать по одному из вариантов:
1. Присоединение ПС 110 кВ Пазелы одной отпайкой от транзита 110 кВ Ижевск – Лесная – Успенка – Болгуры – Воткинск, с переводом питания одного трансформатора на ПС 110 кВ Игерман и заходом в транзит 110 кВ Ижевск – Игерман – Азино – Ува – Садовая с размыканием этого транзита на ПС 110 кВ Ува, рисунок 2.3.1.
2. Присоединение ПС 110 кВ Пазелы тупиковой двухцепной линией от РУ 110 кВ ПС 220 кВ Ижевск, рисунок 2.3.2.
Рисунок 2.3.1 Карта схема и схема присоединения ПС 110 кВ Пазелы Вариант 1
Рисунок 2.3.2 Карта схема и схема присоединения ПС 110 кВ Пазелы Вариант 2
Для выбора схемы присоединения ПС 110 кВ Пазелы произведем технико-экономическое сравнение предлагаемых вариантов.
Объемы электросетевого строительства, реконструкции сети 110 кВ в районе ПС 110 кВ Пазелы и ориентировочные размеры капиталовложений на строительство ПС 110 кВ Пазелы приведены в следующих таблицах.
Капитальные вложения определены в ценах 2000 года по «Укрупненным стоимостным показателям электрических сетей» СО 00.03.03-06 (Москва, ЭСП, 2006 г.) и пересчитаны в цены 2008 года с учётом коэффициента пересчета (К=4,116) в соответствии с КО-Инвест №63 2008 года.
1
Таблица 73
Ориентировочные капитальные вложения в строительство ПС 110 кВ Пазелы в ценах 2000 года
Наименование
Ед. изм.
Единица стоимости в ценах 2000г, тыс.руб.
Вариант 1
Вариант 2
Кол-во
Общая
стоимость,
в ценах 2000г, тыс.руб.
Кол-во
Общая
стоимость,
в ценах 2000г. тыс.руб.
I. Воздушные линии
1. Одноцепная ВЛ 110 кВ, на ж.б. опорах с проводом АС-185:
км
950
отпайка от транзита (Ижевск - Воткинск) – Пазелы
8
7600
-
-
одноцепный заход одной цепей ВЛ 110 кВ Азино – Пазелы на ПС 110 кВ Пазелы, на ж.б. опорах с проводом АС-185
км
0,2
190
-
-
2. Двухцепная ВЛ 110 кВ, на ж.б. опорах с проводом АС-185:
км
1650
Ижевск – Пазелы
-
-
7
11550
Итого по ВЛ
7790
11550
Итого по ВЛ, с учетом дополнительных затрат
1,125
8763,75
12993,75
II. Подстанции
1. ПС 220 кВ Ижевск, шины 110 кВ, РК
установка выключателей 110 кВ
шт.
7300
-
-
2
14600
постоянная часть затрат
%
40500
-
-
5
2025
2. ПС 110 кВ Пазелы, строительство
стоимость ОРУ (два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии)
шт.
15200
-
-
1
15200
стоимость ОРУ (мостик с выключателями со стороны линии)
шт.
15200
1
15200
-
-
установка выключателей 110 кВ
шт.
7300
2
14600
-
-
постоянная часть затрат (Блочная схема)
%
7850
-
-
100
7850
постоянная часть затрат (Мостик)
%
9000
100
9000
-
-
Итого по ПС
38800
39675
Итого по ПС, с учетом дополнительных затрат
1,155
44814
45824,625
Всего капитальных вложений
53577,75
58818,375
%
100,00
109,78
1
Таблица 74
Ориентировочные капитальные вложения в строительство ПС 110 кВ Пазелы в ценах 2008 года
тыс. руб.
Вариант 1
Вариант 2
Капитальные вложения в ценах 2000 года (без учета НДС)
53577,75
58818,375
Капитальные вложения с учетом НДС в ценах 2008 года (коэффициент пересчета цен января 2000 года в цены I квартала 2008года 4,116)
220526,019
242096,432
В первом варианте ПС 110 кВ Пазелы подключается одной линией отпайкой от транзита 110 кВ Ижевск – Лесная – Успенка – Болгуры – Воткинск, с отпайкой на ПС 110 кВ Игерман и заходом в транзит 110 кВ Ижевск – Игерман – Азино – Ува – Садовая. Размыкание транзита 110 кВ Ижевск – Игерман – Азино – Ува – Садовая может быть уточнено при конкретном проектировании ПС 110 кВ Пазелы. Данный вариант обладает наименьшими капитальными вложениями в строительство и составляет 220 млн. руб.
Во втором варианте подключения ПС 110 кВ Пазелы подключается тупиковой двухцепной линией от РУ 110 кВ ПС 220 кВ Ижевск, затраты на строительство составляют 242 млн. руб., что на 10% больше затрат на строительство первого варианта. Кроме этого, в случае аварийного отключения двухцепной линии, подстанция теряет питание.
Из рассмотренных вариантов первый вариант подключения ПС 110 кВ Пазелы является наиболее предпочтительным исходя из основных капитальных вложений на строительство.
Новую ПС 110/10 кВ Набережная предлагается запитать по одному из вариантов:
1. Присоединение ПС 110 кВ Набережная тупиковой двухцепной линией от реконструируемого РУ 110 кВ Ижевской ТЭЦ-1, рисунок 2.3.3.
2. Присоединение ПС 110 кВ Набережная тупиковой двухцепной линией от ПС 110 кВ Машзавод, рисунок 2.3.4.
Рисунок 2.3.3 Карта схема и схема присоединения ПС 110 кВ Набережная. Вариант 1.
Рисунок 2.3.4 Карта схема и схема присоединения ПС 110 кВ Набережная. Вариант 2.
Для выбора схемы присоединения ПС 110 кВ Набережная произведем технико-экономическое сравнение предлагаемых вариантов.
Объемы электросетевого строительства, реконструкции сети 110 кВ в районе ПС 110 кВ Набережная и ориентировочные размеры капиталовложений на строительство ПС 110 кВ Набережная приведены в следующих таблицах.
Капитальные вложения определены в ценах 2000 года по «Укрупненным стоимостным показателям электрических сетей» СО 00.03.03-06 (Москва, ЭСП, 2006 г.) и пересчитаны в цены 2008 года с учётом коэффициента пересчета (К=4,116) в соответствии с КО-Инвест №63 2008 года.
1
Таблица 75
Ориентировочные капитальные вложения в строительство ПС 110 кВ Набережная в ценах 2000 года
Наименование
Ед. изм.
Единица
стоимости
в ценах 2000г, тыс.руб.
Вариант 1
Вариант 2
Количество
Общая
стоимость
в ценах 2000г. тыс.руб.
Кол-во
Общая
стоимость
в ценах 2000г. тыс.руб.
I. Воздушные линии
1. Двухцепная ВЛ 110 кВ, на ж.б. опорах с проводом АС-95:
км
1150
Ижевская ТЭЦ-1 – Набережная
3,5
4025
-
-
2. Двухцепная ВЛ 110 кВ, на ж.б. опорах с проводом АС-95:
км
1150
Машзавод – Набережная
-
-
6
6900
Итого по ВЛ
4025
6900
Итого по ВЛ, с учетом дополнительных затрат
1,125
4528,125
7762,5
II. Подстанции
1. ПС 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1, РК
установка выключателей 110 кВ
шт.
7300
2
14600
-
-
постоянная часть затрат
%
13500
5%
675
-
-
2. ПС 110 кВ Машзавод, РК
установка выключателей 110 кВ
шт.
7300
2
14600
постоянная часть затрат
%
13500
5
675
3. ПС 110 кВ Набережная, строительство
стоимость ОРУ (два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии)
шт.
15200
1
15200
1
15200
постоянная часть затрат
%
7850
100
7850
100
7850
Итого по ПС
38325
38325
Итого по ПС, с учетом дополнительных затрат
1,155
44265,375
44265,375
Всего капвложений
48793,5
52027,875
%
100,00
106,63
1
Таблица 76
Ориентировочные капитальные вложения в строительство ПС 110 кВ Набережная в ценах 2008 года
тыс.руб.
Вариант 1
Вариант 2
Капитальные вложения в ценах 2000 года (без учета НДС)
48793,50
52027,88
Капитальные вложения с учетом НДС в ценах 2008 года (коэффициент пересчета цен января 2000 года в цены I квартала 2008года 4,116)
200834,05
214146,73
В первом варианте ПС 110 кВ Набережная подключается тупиковой двухцепной линией от реконструируемого РУ 110 кВ Ижевской ТЭЦ-1. Данный вариант обладает наименьшими капиталовложениями в строительство и составляет 201 млн.руб.
Во втором варианте подключения ПС 110 кВ Набережная подключается тупиковой двухцепной линией от РУ 110 кВ ПС 110 кВ Машзавод, затраты на строительство составляют 214 млн.руб., что на 7 % больше затрат на строительство первого варианта.
Из рассмотренных вариантов первый вариант подключения ПС 110 кВ Набережная является наиболее предпочтительным исходя из основных капитальных вложений на строительство.
Новую ПС 110/10 кВ Союзная предлагается запитать по одному из вариантов:
1) Присоединение ПС 110 кВ Союзная заходом ВЛ 110 кВ Позимь-Ижевская ТЭЦ-2 3 и 4 цепи, рисунок 2.3.5
2) Присоединение ПС 110 кВ Союзная заходом ВЛ Позимь-Ижевская ТЭЦ-2 4 цепи и двухцепной ВЛ к ВЛ 110 кВ Ижевск - Кировская, рисунок 2.3.6
Рисунок 2.3.5 - Карта схема и схема присоединения ПС 110 кВ Союзная. Вариант 1.
Рисунок 2.3.6 - Карта схема и схема присоединения ПС 110 кВ Союзная. Вариант 2
Для выбора схемы присоединения ПС 110 кВ Союзная произведем технико-экономическое сравнение предлагаемых вариантов.
Объемы электросетевого строительства, реконструкции сети 110 кВ в районе ПС 110 кВ Союзная и ориентировочные размеры капиталовложений на строительство ПС 110 кВ Союзная приведены в следующих таблицах.
Капитальные вложения определены в ценах 2000 года по «Укрупненным стоимостным показателям электрических сетей» СО 00.03.03-06 (Москва, ЭСП, 2006 г.) и пересчитаны в цены 2008 года с учётом коэффициента пересчета . (К=4,116) в соответствии с КО-Инвест №63 2008 года.
1
Таблица 77
Ориентировочные капитальные вложения в строительство ПС 110 кВ Союзная в ценах 2000 года
Наименование
Ед. изм.
Единица
стоимости
в ценах
2000года, тыс.руб.
Вариант 1
Вариант 2
Количество
Общая
стоимость
в ценах
2000года, тыс.руб.
Количество
Общая
стоимость
в ценах
2000года,
тыс.руб.
I. Воздушные линии
1. Двухцепная ВЛ 110 кВ, на ж.б. опорах с проводом АС-185:
км
1650
Союзная – Восточная
-
-
20
33000
Заход на ПС 110 кВ Союзная
6.35
10477,5
-
-
2. Двухцепная ВЛ 110 кВ, на ж.б. опорах с проводом АС-240:
км
1650
Участок строительства ВЛ 110 кВ Позимь – Союзная
18,3
30195
-
-
Участок строительства ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 – Союзная
4,4
7260
-
-
Участок строительства ВЛ 110 кВ Ижевск – Союзная
-
-
11,27
18595,5
От ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 – Позимь на ПС 110 кВ Союзная
-
-
24,7
40755
Итого по ВЛ
47932,5
92350.5
Итого по ВЛ, с учетом дополнительных затрат
1,125
53924,1
103894.3
II. Подстанции
1. ПС 110 кВ Союзная, строительство
стоимость ОРУ (Одна рабочая, секционированная выключателем, и обходная системы шин)
шт.
57000
1
57000
1
57000
постоянная часть затрат
%
13500
100%
13500
100
13500
Итого по ПС
70500
70500
Итого по ПС, с учетом дополнительных затрат
1,155
81427,5
81427,5
Всего капитальных вложений
135351,6
185321,8
%
100,0
136,9
1
Таблица 78
Ориентировочные капитальные вложения в строительство ПС 110 кВ Союзная в ценах 2008 года
тыс. руб.
Вариант 1
Вариант 2
Капитальные вложения в ценах 2000 года (без учета НДС)
135351,6
185321,8
Капитальные вложения с учетом НДС в ценах 2008 года (коэффициент пересчета цен января 2000 года в цены I квартала 2008года 4,116)
557107,0
762784,6
В первом варианте ПС 110 кВ Союзная подключается заходом ВЛ 110 кВ Позимь-Ижевская ТЭЦ-2 3 и 4 цепи. Данный вариант обладает наименьшими капиталовложениями в строительство и составляет 557 млн.руб.
Во втором варианте подключения ПС 110 кВ Союзная заходом ВЛ Позимь-Ижевская ТЭЦ-2 4 цепи и двухцепной ВЛ к ВЛ 110 кВ Ижевск - Кировская, затраты на строительство составляют 763 млн.руб., что на 37 % больше затрат на строительство первого варианта.
Из рассмотренных вариантов первый вариант подключения ПС 110 кВ Союзная является наиболее предпочтительным исходя из основных капитальных вложений на строительство.
Новую ПС 110/6 кВ Пушкинская предлагается запитать по одному из вариантов:
1) Присоединение ПС 110 кВ Пушкинская заходом первой и второй цепи ВЛ 110 кВ Позимь-Ижевская ТЭЦ-2 и отпайкой от двухцепной ВЛ 110 кВ Позимь – Зенитная, с образованием новой ВЛ 110 кВ Позимь - Пушкинская, рисунок 2.3.7
2) Присоединение ПС 110 кВ Пушкинская заходом первой и второй цепи ВЛ 110 кВ Позимь-Ижевская ТЭЦ-2 и двухцепной ВЛ 110 кВ от шин 110 кВ ПС 220 кВ Металлург, рисунок 2.3.8
Рисунок 2.3.7 - Карта схема и схема присоединения ПС 110 кВ Пушкинская.
Вариант 1.
Рисунок 2.3.8 - Карта схема и схема присоединения ПС 110 кВ Пушкинская.
Вариант 2.
Для выбора схемы присоединения ПС 110 кВ Пушкинская произведем технико-экономическое сравнение предлагаемых вариантов.
Объемы электросетевого строительства, реконструкции сети 110 кВ в районе ПС 110 кВ Пушкинская и ориентировочные размеры капиталовложений на строительство ПС 110 кВ Пушкинская приведены в следующих таблицах.
Капитальные вложения определены в ценах 2000 года по «Укрупненным стоимостным показателям электрических сетей» СО 00.03.03-06 (Москва, ЭСП, 2006 г.) и пересчитаны в цены 2008 года с учётом коэффициента пересчета (К=4,116) в соответствии с КО-Инвест №63 2008 года
1
Таблица 79
Ориентировочные капитальные вложения в строительство ПС 110 кВ Пушкинская в ценах 2000 года
Наименование
Ед. изм.
Единица
стоимости
в ценах 2000года, тыс.руб.
Вариант 1
Вариант 2
Количество
Общая
стоимость в ценах 2000года, тыс.руб.
Количество
Общая
стоимость в ценах 2000года, тыс.руб.
I. Воздушные линии
1. Двухцепная ВЛ 110 кВ, на ж.б. опорах с проводом АС-240:
км
1650
Участок строительства ВЛ 110 кВ Позимь – Пушкинская
7
11550
7
11550
Участок строительства ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 – Пушкинская
7
11550
7
11550
Участок строительства ВЛ 110 кВ Ижевск – Пушкинская
4
6600
-
-
Металлург – Пушкинская
-
-
3
4950
Итого по ВЛ
29700
28050
Итого по ВЛ, с учетом дополнительных затрат
1,125
33412.5
31556,25
II. Подстанции
1. ПС 110 кВ Пушкинская, строительство
стоимость ОРУ (Одна рабочая секционированная выключателем система шин)
шт.
57000
1
57000
1
57000
постоянная часть затрат
%
13500
100%
13500
100%
13500
2. ПС 220 кВ Металлург, РК
установка выключателей 110 кВ
шт.
7300
-
-
2
14600
постоянная часть затрат
%
40500
-
-
5
2025
Итого по ПС
70500
87125
Итого по ПС, с учетом дополнительных затрат
1.155
81427.5
100629,375
Всего капитальных вложений
114840
132185,625
%
100,00
115,10
1
Таблица 80
Ориентировочные капитальные вложения в строительство ПС 110 кВ Пушкинская в ценах 2008 года
тыс. руб.
Вариант 1
Вариант 2
Капиталовложения в ценах 2000 года (без учета НДС)
114840,00
132185,63
Капитальные вложения с учетом НДС в ценах 2008 года (коэффициент пересчета цен января 2000 года в цены I квартала 2008 года 4,116)
472681,44
544076,03
В первом варианте ПС 110 кВ Пушкинская подключается заходом первой и второй цепи ВЛ 110 кВ Позимь-Ижевская ТЭЦ-2 и отпайкой от двухцепной ВЛ 110 кВ Позимь – Зенитная. Данный вариант обладает наименьшими капиталовложениями в строительство и составляет 473 млн.руб.
Во втором варианте подключения ПС 110 кВ Пушкинская подключается заходом первой и второй цепи ВЛ 110 кВ Позимь-Ижевская ТЭЦ-2 и двухцепной ВЛ 110 кВ от ОРУ 110 кВ ПС 220 кВ Металлург, затраты на строительство составляют 544 млн.руб., что на 15 % больше затрат на строительство первого варианта.
Из рассмотренных вариантов первый вариант подключения ПС 110 кВ Пушкинская является наиболее предпочтительным исходя из основных капитальных вложений на строительство.
Новую ПС 110/10 кВ Метеор предлагается запитать по одному из вариантов:
присоединение ПС 110 кВ Метеор отпайкой от двухцепной ВЛ 110 кВ Союзная – Восточная, рисунок 2.3.9
присоединение ПС 110 кВ Метеор тупиковой двухцепной ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Союзная, рисунок 2.3.10
Рисунок 2.3.9 - Карта схема и схема присоединения ПС 110 кВ Метеор. Вариант 1.
Рисунок 2.3.10 - Карта схема и схема присоединения ПС 110 кВ Метеор. Вариант 2.
Для выбора схемы присоединения ПС 110 кВ Метеор произведено технико-экономическое сравнение предлагаемых вариантов. Таблица 79.
Объемы электросетевого строительства, реконструкции сети 110 кВ в районе ПС 110 кВ Метеор и ориентировочные размеры капиталовложений на строительство ПС 110 кВ Метеор приведены в следующих таблицах.
Капитальные вложения определены в ценах 2000 года по «Укрупненным стоимостным показателям электрических сетей» СО 00.03.03-06 (Москва, ЭСП, 2006 г.) и пересчитаны в цены 2008 года с учётом коэффициента пересчета (К=4,116) в соответствии с КО-Инвест №63 2008 года.
1
Таблица 81
Ориентировочные капитальные вложения в строительство ПС 110 кВ Метеор в ценах 2000 года
Наименование
Ед. изм.
Единица
стоимости
в ценах 2000года,
тыс.руб.
Вариант 1
Вариант 2
Количество
Общая
стоимость
в ценах
2000года,
тыс.руб.
Количество
Общая
стоимость
в ценах 2000года, тыс.руб.
I. Воздушные линии
1. Двухцепная ВЛ 110 кВ, на ж.б. опорах с проводом АС-120:
км.
1150
от ВЛ 110 кВ Союзная - Восточная на ПС 110 кВ Метеор
2
2300
-
-
Союзная – Метеор
-
-
9
10350
Итого по ВЛ
2300
10350
Итого по ВЛ, с учетом дополнительных затрат
1,125
2587,5
11643,8
II. Подстанции
1. ПС 110 кВ Союзная, РК
установка выключателей 110 кВ
шт.
7300
-
-
2
14600
постоянная часть затрат
%
13500
-
-
5
675
3. ПС 110 кВ Метеор, строительство
стоимость ОРУ (два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии)
шт.
15200
1
15200
1
15200
постоянная часть затрат
%
7850
100
7850
100
7850
Итого по ПС
23050
38325
Итого по ПС, с учетом дополнительных затрат
1,155
26622,8
44265,4
Всего капитальных вложений
29210,3
55909,1
%
100,0
191,4
1
Таблица 82
Ориентировочные капитальные вложения в строительство ПС 110 кВ Метеор в ценах 2008 года
тыс.руб.
Вариант 1
Вариант 2
Капитальные вложения в ценах 2000 года (без учета НДС)
29210,3
55909,1
Капитальные вложения с учетом НДС в ценах 2008 года (коэффициент пересчета цен января 2000 года в цены I квартала 2008 года 4,116)
120229,4
230122,0
В первом варианте ПС 110 кВ Метеор подключается отпайкой от двухцепной ВЛ 110 кВ Союзная – Восточная. Данный вариант обладает наименьшими капиталовложениями в строительство и составляет 120 млн.руб.
Во втором варианте подключения ПС 110 кВ Метеор подключается тупиковой двухцепной ВЛ 110 кВ от ПС 110 кВ Союзная, затраты на строительство составляют 230 млн.руб., что на 91 % больше затрат на строительство первого варианта.
Из рассмотренных вариантов первый вариант подключения ПС 110 кВ Метеор является наиболее предпочтительным исходя из основных капитальных вложений на строительство.
Новую ПС 110/10 кВ Районая предлагается запитать по одному из вариантов:
1) Присоединение ПС 110 кВ Районная отпайкой от двухцепной ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Позимь, рисунок 2.3.11
2) Присоединение ПС 110 кВ Районная тупиковой двухцепной ВЛ 110 кВ от РУ 110 кВ ПС 220 кВ Позимь, рисунок 2.3.12
3) Присоединение ПС 110 кВ Районная заходом одной цепи двухцепной ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Позимь, рисунок 2.3.13
Рисунок 2.3.11 - Карта схема и схема присоединения ПС 110 кВ Районная. Вариант 1.
Рисунок 2.3.12 - Карта схема и схема присоединения ПС 110 кВ Районная.
Вариант 2.
Рисунок 2.3.13 - Карта схема и схема присоединения ПС 110 кВ Районная.
Вариант 3.
Для выбора схемы присоединения ПС 110 кВ Районная произведем технико-экономическое сравнение предлагаемых вариантов.
Объемы электросетевого строительства, реконструкции сети 110 кВ в районе ПС 110 кВ Районная и ориентировочные размеры капиталовложений на строительство ПС 110 кВ Районная приведены в следующих таблицах.
Капитальные вложения определены в ценах 2000 года по «Укрупненным стоимостным показателям электрических сетей» СО 00.03.03-06 (Москва, ЭСП, 2006 год) и пересчитаны в цены 2008 года с учётом коэффициента (К=4,116) в соответствии с КО-Инвест №63 2008 года.
1
Таблица 83
Ориентировочные капитальные вложения в строительство ПС 110 кВ Районная в ценах 2000 года
Наименования
Ед. изм.
Единица
стоимости в ценах 2000года, тыс.руб.
Вариант 1
Вариант 2
Вариант 3
Количкство
Общая стоимость
в ценах 2000года, тыс.руб.
Количество
Общая стоимость
в ценах 2000года, тыс.руб.
Количество
Общая стоимость
в ценах 2000года, тыс.руб.
I. Воздушные линии
1. Двухцепная ВЛ 110 кВ, на ж.б. опорах с проводом АС-70:
км.
1150
от ВЛ 110 кВ Позимь - Ижевская ТЭЦ-2 на ПС 110 кВ Районная
5
5750
-
-
Позимь - Районная
-
-
21.4
24610
заход ВЛ 110 кВ Пушкинская - Ижевская ТЭЦ-2 на ПС 110 кВ Районная
-
-
-
-
5
5750
Итого по ВЛ
5750
24610
5750
Итого по ВЛ, с учетом дополнительных затрат
1,125
6468,75
27686,25
6468,75
II. Подстанции
1. ПС 220 кВ Позимь, шины 110 кВ, РК
установка выключателей 110 кВ
шт.
7300
-
-
2
14600
-
-
постоянная часть затрат
%
40500
-
-
5
2025
-
-
2. ПС 110 кВ Районная, строительство
стоимость ОРУ (два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии)
шт.
15200
1
15200
1
15200
-
-
постоянная часть затрат
%
7850
100
7850
100
7850
-
-
стоимость ОРУ (мостик с выключателями в цепях трансформаторов )
шт.
30000
-
-
-
-
1
30000
постоянная часть затрат
%
9000
-
-
-
-
100
9000
Итого по ПС
23050
39675
39000
Итого по ПС, с учетом дополнительных затрат
1,155
26622,7
45824,6
45045
Всего капитальных вложений
33091,5
73510,8
51513,7
%
100,0
222,1
155,6
1
Таблица 84
Ориентировочные капитальные вложения в строительство ПС 110 кВ Районная в ценах 2008 года
тыс.руб.
Вариант 1
Вариант 2
Вариант 3
Капитальные вложения в ценах 2000 года (без учета НДС)
33091,5
73510,8
51513,7
Капитальные вложения с учетом НДС в ценах 2008 года (коэффициент пересчета цен января 2000 года в цены I квартала 2008года 4,116)
136204,6
302570,7
212030,5
В первом варианте ПС 110 кВ Районная подключается отпайкой от двухцепной ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Позимь. Данный вариант обладает наименьшими капиталовложениями в строительство и составляет 136 млн.руб.
Во втором варианте подключения ПС 110 кВ Районная тупиковой двухцепной ВЛ 110 кВ от РУ 110 кВ ПС 220 кВ Позимь, затраты на строительство составляют 303 млн.руб., что на 122 % больше затрат на строительство первого варианта.
В третьем варианте ПС 110 кВ Районная подключается заходом в одну цепь двухцепной ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 - Позимь. В данном варианте при незначительном увеличении надежности, стоимость по сравнению с первым вариантом больше на 56% и составляет 212 млн.руб.
Из рассмотренных вариантов первый вариант подключения ПС 110 кВ Районная является наиболее предпочтительным исходя из основных капитальных вложений на строительство.
Новую ПС 110/10 кВ Магистральная предлагается запитать по одному из вариантов:
1) Присоединение ПС 110 кВ Магистральная заходом одной цепи от двухцепной ВЛ 110 кВ Ижевск – Ижевская ТЭЦ - 1, рисунок 2.3.14
2) Присоединение ПС 110 кВ Магистральная тупиковой двухцепной ВЛ 110 кВ от РУ 110 кВ ПС 220 кВ Ижевск, рисунок 2.3.15
Рисунок 2.3.14 - Карта схема и схема присоединения ПС 110 кВ Магистральная. Вариант 1.
Рисунок 2.3.15 - Карта схема и схема присоединения ПС 110 кВ Магистральная. Вариант 2.
Для выбора схемы присоединения ПС 110 кВ Магистральная произведем технико-экономическое сравнение предлагаемых вариантов.
Объемы электросетевого строительства, реконструкции сети 110 кВ в районе ПС 110 кВ Магистральная и ориентировочные размеры капиталовложений на строительство ПС 110 кВ Магистральная приведены в следующих таблицах.
Капитальные вложения определены в ценах 2000 года по «Укрупненным стоимостным показателям электрических сетей» СО 00.03.03-06 (Москва, ЭСП, 2006 год) и пересчитаны в цены 2008 года с учётом коэффициента пересчета (К=4,116) в соответствии с КО-Инвест №63 2008 года.
1
Таблица 85
Ориентировочные капитальные вложения в строительство ПС 110 кВ Магистральная в ценах 2000 года
Наименования
Ед. изм.
Единица
стоимости в ценах 2000года, тыс.руб.
Вариант 1
Вариант 2
Количество
Общая
стоимость
в ценах
2000года, тыс.руб.
Количество
Общая
стоимость
в ценах 2000года, тыс.руб.
I. Воздушные линии
1. Двухцепная ВЛ 110 кВ, на ж.б. опорах с проводом АС-70:
км.
1150
ВЛ 110 кВ Ижевск – Магистральная
-
-
1.5
1725
2. Двухцепная ВЛ 110 кВ, на ж.б. опорах с проводом АС-240:
км.
1650
Заход в ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-1 – Ижевск
0,5
825
-
-
Итого по ВЛ
825
1725
Итого по ВЛ, с учетом дополнительных затрат
К =
1,125
928,1
1940,6
II. Подстанции
1. ПС 110 кВ Магистральная, строительство
строительство ОРУ (Два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линии), с выключателем.
шт.
15200
-
-
1
15200
строительство ОРУ (Мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов), с выключателем.
шт.
30000
1
30000
ячейка трансформатора 110/10 кВ; 25 МВА
шт.
5500
2
11000
2
11000
постоянная часть затрат (схема мостик)
%
10750
100
10750
постоянная часть затрат (блочная схема)
%
9600
-
-
100
9600
2. ПС 220 кВ Ижевск, РК
ячейка выключателя 110 кВ
шт.
7300
-
-
2
14600
постоянная часть затрат
%
40500
-
-
5
2025
Итого по ПС
51750
52425
Итого по ПС, с учетом дополнительных затрат
К =
1,155
59771,3
60550,9
Всего капитальных вложений
60699,4
62491,5
%
100,0
103,0
1
Таблица 86
Ориентировочные капитальные вложения в строительство ПС 110 кВ Магистральная в ценах 2008 года
тыс.руб.
Вариант 1
Вариант 2
Капитальные вложения в ценах 2000 года (без учета НДС)
60699,4
62491,5
Капитальные вложения с учетом НДС в ценах 2008 года (коэффициент пересчета цен января 2000 года в цены I квартала 2008года 4,116)
249838,6
257215,0
В первом варианте ПС 110 кВ Магистральная подключается заходом одной цепи от двухцепной ВЛ 110 кВ Ижевск – Ижевская ТЭЦ - 1. Данный вариант обладает наименьшими капиталовложениями в строительство и составляет 250 млн.руб.
Во втором варианте подключения ПС 110 кВ Магистральная тупиковой двухцепной ВЛ 110 кВ от РУ 110 кВ ПС 220 кВ Ижевск, затраты на строительство составляют 257 млн.руб., что на 3 % больше затрат на строительство первого варианта.
Из рассмотренных вариантов первый вариант подключения ПС 110 кВ Магистральная является наиболее предпочтительным исходя из основных капитальных вложений на строительство.
Для решения выше указанных проблем рекомендуется реализовать следующие мероприятия:
На этапе 2009-2010 гг.
1. В соответствии с выполненной внестадийной работой «Проектировние схемы присоединения к энергосистеме ПС 110/6 кВ Зенитная в г. Ижевске.» присоединение ПС 110 кВ Зенитная осуществить по отпаечной схеме к ВЛ 110 кВ Позимь - Рабочая – Соцгород - Зенитная. Перевод питания ПС 110 кВ Соцгород на шины 110 кВ ПС 220 кВ Позимь, т.е. строительство участка от существующей ВЛ 110 кВ Позимь-Рабочая до ПС 110 кВ Соцгород, с образование новой ВЛ 110 кВ Позимь – Зенитная.
На этапе 2011-2015 гг.
Замена существующего провода АС-95 и АС-185 ВЛ 110 кВ Ижевск-Соцгород на провод АС-240;
В соответствии с выполненным проектом «ПС 110/10 кВ Союзная с заходами ВЛ 110 кВ в Устиновском районе г. Ижевск» ОАО « Инженерный центр энергетики Поволжья» филиал «Нижегородскэнергосетьпроект» присоединение новой ПС 110 кВ Союзная (2011 г.) заходом ВЛ 110 кВ Позимь-Ижевская ТЭЦ-2 3 и 4 цепи;
Установка секционных, обходного и шиносоединительного выключателей в РУ 110 кВ ПС 220 кВ Ижевск и Позимь;
Замена существующего провода АС-150 и АС-185 ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2-Позимь 1, 2, 3, 4 цепи на провод АС-240;
Реконструкция ОРУ 220 кВ ПС 220 кВ Позимь с выделением самостоятельного обходного выключателя 220 кВ;
Строительство новой ПС 110 кВ Пазелы (2012 г.). Данную подстанцию рекомендуется подключить, одной линией отпайкой от транзита 110 кВ Ижевск – Лесная – Успенка – Болгуры – Воткинск, с отпайкой на ПС 110 кВ Игерман и заходом в транзит 110 кВ Ижевск – Игерман – Азино – Ува – Садовая;
Строительство новой ПС 110 кВ Набережная (2015 г.). Данную подстанцию рекомендуется подключить тупиковой двухцепной линией от реконструируемого РУ 110 кВ Ижевской ТЭЦ-1;
Новую ПС 110 кВ Магистральная (2013 г.) рекомендуется подключить заходом одной цепи от двухцепной ВЛ 110 кВ Ижевск – Ижевская ТЭЦ – 1;
Реконструкция Ижевской ТЭЦ-1с применением ПГУ мощностью 180 МВт.
На этапе 2016-2020 гг.
Строительство новой ПС 110 кВ Пушкинская (2020 г.). Данную подстанцию необходимо присоединить к существующей сети заходом первой и второй цепи ВЛ 110 кВ Позимь - Ижевская ТЭЦ-2;
Строительство новой ПС 110 кВ Районная (2019 г.). Данную подстанцию рекомендуется подключить отпайкой от двухцепной ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2 – Позимь;
Строительство новой ПС 110 кВ Метеор (2017 г.). Данную подстанцию рекомендуется подключить отпайкой от двухцепной ВЛ 110 кВ Союзная – Восточная;
ВЛ 110 кВ Позимь - Зенитная необходимо завести на ПС 110 кВ Пушкинская, с образованием новой ВЛ 110 кВ Ижевск – Пушкинская (Отп. от ВЛ 110 кВ Зенитная - Позимь на ПС 110 кВ Пушкинская);
В соответствии с выполненной внестадийной работой «Проектировние схемы присоединения к энергосистеме ПС 110/6 кВ Зенитная в г. Ижевске.» присоединение ПС 110 кВ Зенитная осуществить заходом в одну цепь ВЛ 110 кВ Ижевск – Пушкинская;
Перевод питания ПС 110 кВ Соцгород на шины 110 кВ ПС 220 кВ Позимь.
На (рисунке 2.3.16-2.3.30) приведены нормальные и послеаварийные режимы зимнего максимума на этапе 2015 и 2020 г.г., обосновывающие указанные мероприятия по усилению сети.
1
Рисунок 2.3.16 – Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г.
Рисунок 2.3.17– Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г. Отключение ВЛ 110 кВ Ижевск – Пазелы, с отпайкой на ПС 110 кВ Игерман.
Рисунок 2.3.18– Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г. Отключение ВЛ 110 кВ Ижевск – Пазелы, с отпайками.
Рисунок 2.3.19– Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г. Отключение двухцепной ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2-Союзная
Рисунок 2.3.20 – Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г. Отключение двухцепной ВЛ 110 кВ Позимь - Союзная
Рисунок 2.3.21 – Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г. Наложение отключения автотрансформатора на ремонт другого автотрансформатора на ПС 220 кВ Позимь.
Рисунок 2.3.22 – Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г. Отключение двухцепной ВЛ 220 кВ Ижевск-Воткинская ГЭС.
Рисунок 2.3.23 – Режим зимних максимальных нагрузок 2020 г.
Рисунок 2.3.24– Режим зимних максимальных нагрузок 2020 г. Отключение ВЛ 110 кВ Ижевск – Пазелы, с отпайкой на ПС 110 кВ Игерман.
Рисунок 2.3.25– Режим зимних максимальных нагрузок 2020 г. Отключение ВЛ 110 кВ Ижевск – Пазелы, с отпайками.
Рисунок 2.3.26 – Режим зимних максимальных нагрузок 2020 г. Отключение двухцепной ВЛ 110 кВ Ижевская ТЭЦ-2-Союзная
Рисунок 2.3.27 – Режим зимних максимальных нагрузок 2020 г. Отключение двухцепной ВЛ 110 кВ Позимь –Союзная.
Рисунок 2.3.28 – Режим зимних максимальных нагрузок 2020 г. Отключение головного участка двухцепной ВЛ 110 кВ Ижевск-Пушкинская
Рисунок 2.3.29 – Режим зимних максимальных нагрузок 2020 г. Наложение отключения автотрансформатора на ремонт другого автотрансформатора на ПС 220 кВ Позимь
Рисунок 2.3.30 – Режим зимних максимальных нагрузок 2020 г. Отключение двухцепной ВЛ 220 кВ Ижевск - Воткинская ГЭС
1
Можгинский и Сарапульский энергорайоны
По данным ОАО «ФСК ЕЭС» 2013 году планируется строительство ВЛ 500 кВ Помары – Удмуртская протяженностью 340 км.
По данным филиала «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» на юго-западе Удмуртской Республики планируется строительство предприятия по уничтожению химических отходов с нагрузкой 18,2 МВт. Питание данного предприятия будет осуществляться от новой ПС 220 кВ Свобода (2х32 МВА).
ПС 220 кВ Свобода рекомендуется присоединить к сети 220 кВ за счет организации двуцепного захода от ВЛ 220 кВ Саркуз – В.Поляны и строительства новой ВЛ 220 кВ Свобода – Удмуртская.
Электроснабжение большей части Сарапульского и всего Каракулинского района, с множеством ПС, от которых запитаны месторождения нефти, осуществляется с шин 110 кВ ПС 220 кВ Кама через один РП 110 кВ Мостовое по двухцеппым тупиковым ВЛ 110 кВ: по одной ВЛ запитано 3 подстанции, по другой 4, что является нарушением норм. Все действующие ПС 110 кВ запроектированы на ОД и КЗ. По несколько раз в год происходит отключение этих линий, и присоединенные к ним подстанции обесточиваются.
Существующий РП 110 кВ Мостовое, кроме питания от ПС 220 кВ Кама, имеет связь с узловой ПС 110 кВ Пурга по протяженной (более 90 км) ВЛ 110 кВ с головным участком со стороны ПС 110 кВ Пурга, где сечение провода 70 мм2. Данная линия не обеспечивает резервирование питания РП Мостовое и присоединенных к нему ПС 110 кВ.
Кроме того, к самой ВЛ 110 кВ Пурга – РП Мостовое с двухсторонним питанием присоединяются более трех подстанций.
Предлагается три варианта решения проблемы:
Вариант 1
На этапе 2011-2015 гг.
1. Сооружение второй цепи ВЛ 110 кВ Пурга-Киясово, выполненной проводом АС-150.
2. Замена провода АС-70 на провод АС-150 на существующих ВЛ Пурга-Подгорная и Подгорная-Киясово.
3. Сооружение второй цепи ВЛ 110 кВ Киясово – РП Мостовое выполненной проводом АС-120.
4. Установка на РП 110 кВ Мостовое ИРМ мощностью 50 МВАр.
5. Организация захода двух цепей ВЛ 110 кВ РП Мостовое – Потаповская на ПС 110 кВ Каракулино.
6. Строительство участка двухцепной ВЛ 110 кВ от ПС Сухарево до ПС Потаповская с переводом питания ПС Мазурино, Соколовка, Сухарево, Потаповская, Порозово на образовавшуюся двухцепную ВЛ 110 кВ с двухсторонним питанием Каракулино – РП Мостовое.
7. Установка на ПС 110 кВ Каракулино ИРМ мощностью 25 МВАр.
На этапе до 2016-2020 гг.
Сооружение двухцепной ВЛ 110 кВ Киясово – Каракулино.
Карта схема и принципиальная схема развития энергорайона по первому варианту представлена на рисунке 2.4.1
Вариант 2
На этапе 2011-2015 гг.
1. Сооружение второй цепи ВЛ 110 кВ Пурга-Киясово, выполненной проводом АС-150.
2. Замена провода АС-70 на провод АС-150 на существующих ВЛ Пурга-Подгорная и Подгорная-Киясово.
3. Установка на РП 110 кВ Мостовое ИРМ мощностью 50 МВАр.
4. Организация захода двух цепей ВЛ 110 кВ РП Мостовое – Потаповская на ПС 110 кВ Каракулино.
5. Строительство участка двухцепной ВЛ 110 кВ от ПС Сухарево до ПС Потаповская с переводом питания ПС Мазурино, Соколовка, Сухарево, Потаповская, Порозово на образовавшуюся двухцепную ВЛ 110 кВ с двухсторонним питанием Каракулино-РП Мостовое.
6. Установка на ПС 110 кВ Каракулино ИРМ мощностью 25 МВАр.
7. Сооружение одноцепной ВЛ 110 кВ Киясово-Каракулино.
На этапе до 2016-2020 гг.
1. Установка на РП 110 кВ Мостовое ИРМ мощностью 50 МВАр.
Карта схема и принципиальная схема развития энергорайона по второму варианту представлена на рисунке 2.4.2
Вариант 3
На этапе 2011-2015 гг.
1. Сооружение второй цепи ВЛ 110 кВ Пурга-Киясово, выполненной проводом АС-150.
2. Замена провода АС-70 на провод АС-150 на существующих ВЛ Пурга-Подгорная и Подгорная-Киясово.
3. Организация захода двух цепей ВЛ 110 кВ РП Мостовое – Потаповская на ПС 110 кВ Каракулино.
4. Строительство участка двухцепной ВЛ 110 кВ от ПС Сухарево до ПС Потаповская с переводом питания ПС Мазурино, Соколовка, Сухарево, Потаповская, Порозово на образовавшуюся двухцепную ВЛ 110 кВ с двухсторонним питанием Каракулино-РП Мостовое.
5. Сооружение двухцепной ВЛ 110 кВ Кама-Каракулино.
На этапе до 2016-2020 гг.
1. Установка на РП 110 кВ Мостовое ИРМ мощностью 50 МВАр.
Карта схема и принципиальная схема развития энергорайона по второму варианту представлена на рисунке 2.4.3
Для выбора оптимального варианта развития сети произведем технико-экономическое сравнение предлагаемых вариантов.
Объемы электросетевого строительства, реконструкции сети 110 кВ в рассматриваемом и ориентировочные размеры капиталовложений приведены в таблицах 2.4.1, 2.4.2.
Капитальные вложения определены в ценах 2000 года по «Укрупненным стоимостным показателям электрических сетей» СО 00.03.03-06 (Москва, ЭСП, 2006 г.) и пересчитаны в цены 2008 года с учётом коэффициента пересчета в цены 3-го квартала 2008 г. (К=4,116) в соответствии с КО-Инвест №63 2008 года.
Рисунок 2.4.1 – Карта схема и принципиальная схема развития энергорайона. Вариант 1.
Рисунок 2.4.2 – Карта схема и принципиальная схема развития энергорайона. Вариант 2.
Рисунок 2.4.3 – Карта схема и принципиальная схема развития энергорайона. Вариант 3.
1
Таблица 87
Ориентировочные капитальные вложения в реконструкцию сети 110 кВ в рассматриваемом энергорайоне
в ценах 2000 года
Наименование
Ед. изм.
Единица стоимости в ценах 2000года, тыс.руб.
Вариант 1
Вариант 2
Вариант 3
Количество
Общая стоимость в ценах 2000года, тыс.руб.
Количество
Общая стоимость в ценах 2000года,
тыс.руб.
Кол-во
Общая стоимость
в ценах 2000года, тыс.руб.
I. Воздушные линии
1. Двухцепная ВЛ 110 кВ, на ж.б. опорах с проводом АС-150:
км.
1150
Кама – Каракулино
-
-
-
-
53
60950
2. Одноцепная ВЛ 110 кВ, на ж.б. опорах с проводом АС-70:
км.
850
М.Пурга – Яган
16
13600
16
13600
16
13600
3. Одноцепная ВЛ 110 кВ, на ж.б. опорах с проводом АС-120:
км.
850
Киясово – РП Мостовое
47
39950
-
-
-
-
4. Одноцепная ВЛ 110 кВ, на ж.б. опорах с проводом АС-185:
км.
950
М.Пурга – Киясово
39
37050
39
37050
39
37050
5. Одноцепная ВЛ 110 кВ, на ж.б. опорах с проводом АС-150:
км.
850
Киясово – Каракулино
-
-
65
55250
-
-
6. Двухцепная ВЛ 110 кВ, на ж/б опорах с проводом АС-150:
км.
1150
Сухарево – Потаповская
13
14950
13
14950
13
14950
Двухцепный заход двух цепей ВЛ 110 кВ РП Мостовое – Потаповская на ПС 110 кВ Каракулино
0,2
230
0,2
230
0.2
230
7. Двухцепная ВЛ 110 кВ, на ж/б опорах с проводом АС-150:
км.
1150
Киясово – Каракулино
65
74750
-
-
-
-
Итого по ВЛ
180530
121080
126780
Итого по ВЛ, с учетом дополнительных затрат
1,125
203096,25
136215
142627,5
продолжение таблицы 87
Наименование
Ед. изм.
Единица стоимосчти в ценах 2000года, тыс.руб.
Вариант 1
Вариант 2
Вариант 3
Количество
Общая стоимость в ценах 2000года, тыс.руб.
Количество
Общая стоимость в ценах 2000года, тыс.руб.
Количество
Общая сто
имость в ценах
2000года,
тыс.руб.
II. Подстанции
1. ПС 110 кВ М. Пурга РК
установка выключателей 110 кВ
шт.
7300
2
14600
2
14600
2
14600
постоянная часть затрат
%
13500
5
675
5
675
5
675
2. ПС 110 кВ Киясово РК
установка выключателей 110 кВ
шт.
7300
6
43800
4
29200
3
21900
постоянная часть затрат
%
13500
15
2025
15
2025
15
2025
3. ПС 110 кВ РП Мостовое РК
установка выключателей 110 кВ
шт.
7300
2
14600
2
14600
1
7300
установка ИРМ 110 кВ
шт.
14750
1
14750
2
29500
1
14750
постоянная часть затрат
%
12250
5
612,5
5
612,5
5
612,5
4. ПС 110 кВ Каракулино РК
установка выключателей 110 кВ
шт.
7300
8
58400
7
51100
7
51100
установка ИРМ 110 кВ
шт.
7500
1
7500
1
7500
-
-
постоянная часть затрат
%
13500
35
4725
35
4725
35
4725
5. ПС 220 кВ Кама, шины 110 кВ, РК
установка выключателей 110 кВ
шт.
7300
-
-
-
-
2
14600
постоянная часть затрат
%
13500
-
-
-
-
5
675
Итого по ПС
161687,5
154537,5
132962,5
Итого по ПС, с учетом дополнительных затрат
1,155
186749,0625
178490,81
153571,69
Всего капитальных вложений
389845,3125
314705,81
296199,19
%
131,62
106,25
100
1
Таблица 88
Ориентировочные капитальные вложения в реконструкцию сети 110 кВ в рассматриваемом энергорайоне в ценах 2008 года
тыс.руб.
Вариант 1
Вариант 2
Вариант 3
Капитальные вложения в ценах 2000 года
(без учета НДС)
389845,3
314705,8
296199,2
Капитальные вложения с учетом НДС в ценах 2008 года (коэффициент пересчета цен января 2000 года в цены I квартала 2008года 4,116)
1604603,3
1295329,1
1219155,8
Рассмотрим более детально предложенные варианты.
В первом варианте предлагается построить одноцепные линии 110 кВ вдоль существующих линий ВЛ 110 кВ М. Пурга – Киясово и ВЛ 110 кВ Киясово – РП Мостовое. Данное решение увеличивает надёжность электроснабжения подстанций Подгорная, Киясово, Юрино, Кигбаево. Так же в данном варианте предлагается строительство двухцепной ВЛ 110 кВ Киясово – Каракулино, увеличивающее надёжность электроснабжения подстанций в районе РП Мостовое. Реконструкция сети по данному варианту составляет 1605 млн. руб.
Во втором варианте предлагается построить одноцепные линии ВЛ 110 кВ М. Пурга – Киясово и ВЛ 110 кВ Киясово – Каракулино. Реконструкция сети по данному варианту составляет 1295 млн. руб., что на 24 % меньше, чем по первому варианту.
В третьем варианте предлагается построить одноцепную линию ВЛ 110 кВ М. Пурга – Киясово и двухцепную ВЛ 110 кВ Кама – Каракулино. Реконструкция сети по данному варианту составляет 1219 млн. руб., что на 6 % меньше, чем по второму варианту и на 32 % меньше, чем по первому варианту.
В первом варианте при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Кама – РП Мостовое на шинах 110 кВ подстанций РП Мостовое, Каракулино, Порозово, Потаповская уровень напряжения остаётся в допустимых пределах.
Во втором варианте на этапе 2020 года при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Кама – РП Мостовое на шинах 110 кВ РП Мостовое уровень напряжения будет находиться в допустимых пределах только при включении второй ИРМ мощностью 50 Мвар.
В третьем варианте при аварийном отключении ВЛ 110 кВ Кама – РП Мостовое на шинах 110 кВ РП Мостовое уровень напряжения будет находиться в допустимых пределах только при включении ИРМ мощностью 50 Мвар или установке устройств компенсации реактивной мощности на стороне потребителей. Так же в третьем варианте отсутствует необходимость установки ИРМ на ПС 110 кВ Каракулино.
Исходя из выше сказанного, рекомендуем к применению третий вариант.
На рисунках 2.4.4-2.4.11 приведены нормальные и послеаварийные режимы зимнего максимума на этапе 2010, 2015 и 2020 гг., обосновывающие указанные мероприятия по усилению сети.
1
Рисунок 2.4.4 – Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г. Без учета строительства ВЛ 110 кВ Кама – Каракулино.
Рисунок 2.4.5 – Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г. Без учета строительства ВЛ 110 кВ Кама – Каракулино. Отключение двухцепной ВЛ 110 кВ Кама - РП Мостовое
Рисунок 2.4.6 – Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г. С учетом строительства ВЛ 110 кВ Кама – Каракулино.
Рисунок 2.4.7 – Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г. Отключение двухцепной ВЛ 110 кВ Кама-РП Мостовое.
Рисунок 2.4.8 – Режим зимних максимальных нагрузок 2020 г. Без установки на РП Мостовое ИРМ 50 МВАр.
Рисунок 2.4.9 – Режим зимних максимальных нагрузок 2020 г. Без установки на РП Мостовое ИРМ 50 МВАр. Отключение двухцепной ВЛ 110 кВ Кама-РП Мостовое
Рисунок 2.4.10 – Режим зимних максимальных нагрузок 2020 г. С установленной на РП Мостовое ИРМ 50 МВАр.
Рисунок 2.4.11 – Режим зимних максимальных нагрузок 2020 г. Отключение двухцепной ВЛ 110 кВ Кама-РП Мостовое
1
4.9. Режимы работы сетей 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы
На рисунках 3.1-3.15 приведены результаты расчетов в нормальных и послеаварийных режимов работы сетей 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы:
нормальный режим зимних максимальных нагрузок на этапе 2010 г., 2015 г. и 2020 г. (Рисунок 3.1, 3.6, 3.11);
режим зимних максимальных нагрузок на этапе 2010 г., 2015 г. и 2020 г. Аварийное отключение одной АТГ 500/220 кВ на ПС 500 кВ Удмуртская, при ремонте другой, (Рисунок 3.2, 3.7, 3.12). Максимальная загрузка АТГ 500/220 кВ на ПС 500 кВ Воткинская ГЭС на этапе 2020 года составляет 274,6 МВт (что составляет 54,8 % от номинальной загрузки АТГ);
режим зимних максимальных нагрузок на этапе 2010 г., 2015 г. и 2020 г. Аварийное отключение ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка, при ремонте ВЛ 500 кВ Вятка – Звезда, (Рисунок 3.3, 3.8, 3.13);
режим зимних максимальных нагрузок на этапе 2010 г., 2015 г. и 2020 г. Аварийное отключение ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка, при ремонте ВЛ 500 кВ Нижнекамская ГЭС - Удмуртская, (Рисунок 3.4, 3.9, 3.14). Максимальная загрузка ВЛ 500 кВ Нижнекамская ГЭС – Заинская ГРЭС на этапе 2020 г. составляет 858,7 МВт (при -5 С° допустимая для провода АСО-330 – 2307 МВт);
режим зимних максимальных нагрузок на этапе 2010 г., 2015 г. и 2020 г. Аварийное отключение ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка, при ремонте ВЛ 500 кВ Кармановская ГРЭС - Удмуртская, (Рисунок 3.5, 3.10, 3.15). Максимальная загрузка ВЛ 500 кВ Кармановская ГРЭС – Буйская на этапе 2020 г. составляет 795,4 МВт (при -5 С° допустимая для провода АС-330 – 2307 МВт).
1
Рисунок 3.1 - Потокораспределение в сети 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы. Режим зимних максимальных
нагрузок 2010 г.
Рисунок 3.2 - Потокораспределение в сети 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы. Режим зимних максимальных нагрузок 2010 г. Аварийное отключение одной АТГ 500/220 кВ на ПС 500 кВ Удмуртская, при ремонте другой.
Рисунок 3.3 - Потокораспределение в сети 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы. Режим зимних максимальных нагрузок 2010 г. Аварийное отключение ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка, при ремонте ВЛ 500 кВ Вятка - Звезда.
Рисунок 3.4 - Потокораспределение в сети 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы. Режим зимних максимальных нагрузок 2010 г. Аварийное отключение ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка, при ремонте ВЛ 500 кВ Нижнекамская ГЭС - Удмуртская.
Рисунок 3.5 - Потокораспределение в сети 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы. Режим зимних максимальных нагрузок 2010 г. Аварийное отключение ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка, при ремонте ВЛ 500 кВ Кармановская ГРЭС - Удмуртская.
Рисунок 3.6 - Потокораспределение в сети 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы. Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г.
Рисунок 3.7 - Потокораспределение в сети 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы. Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г. Аварийное отключение одной АТГ 500/220 кВ на ПС 500 кВ Удмуртская, при ремонте другой.
Рисунок 3.8 - Потокораспределение в сети 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы. Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г. Аварийное отключение ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка, при ремонте ВЛ 500 кВ Вятка - Звезда.
Рисунок 3.9 - Потокораспределение в сети 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы. Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г. Аварийное отключение ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка, при ремонте ВЛ 500 кВ Нижнекамская ГЭС - Удмуртская.
Рисунок 3.10 - Потокораспределение в сети 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы. Режим зимних максимальных нагрузок 2015 г.
Аварийное отключение ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка, при ремонте ВЛ 500 кВ Кармановская ГРЭС - Удмуртская.
Рисунок 3.11 - Потокораспределение в сети 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы. Режим зимних максимальных нагрузок 2020 г.
Рисунок 3.12 - Потокораспределение в сети 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы. Режим зимних максимальных нагрузок 2020 г. Аварийное отключение одной АТГ 500/220 кВ на ПС 500 кВ Удмуртская, при ремонте другой.
Рисунок 3.13 - Потокораспределение в сети 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы. Режим зимних максимальных нагрузок 2020 г. Аварийное отключение ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка, при ремонте ВЛ 500 кВ Вятка - Звезда.
Рисунок 3.14 - Потокораспределение в сети 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы. Режим зимних максимальных нагрузок 2020 г. Аварийное отключение ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка, при ремонте ВЛ 500 кВ Нижнекамская ГЭС - Удмуртская.
Рисунок 3.15 - Потокораспределение в сети 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы. Режим зимних максимальных нагрузок 2020 г. Аварийное отключение ВЛ 500 кВ Воткинская ГЭС - Вятка, при ремонте ВЛ 500 кВ Кармановская ГРЭС - Удмуртская.
1
4.10. Предложения по установке средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности
В настоящий период для управления режимами работы по напряжению в сети 110, 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы, кроме регулирования возбуждения генераторов электростанций и РПН трансформаторов, используются батареи статических конденсаторов (установленная мощность 276,8 Мвар, в том числе резерв на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Садовая 52 Мвар). Параметры батарей статических конденсаторов, установленных на ПС Удмуртской энергосистемы в таблице 49.
Выбор мест размещения, мощности и типов компенсирующих устройств (КУ) в сети 110, 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы на перспективу производится по условиям обеспечения требуемого диапазона напряжения и показателей качества электроэнергии у потребителя, защиты от перенапряжений протяженных линий электропередачи, снижение загрузки реактивной мощностью системообразующих и распределительных сетей повышения устойчивости нагрузки по напряжению, повышения пропускной способности связей.
Большое влияние на уровни напряжения в сети 110 и 220 кВ оказывает расположенная на транзитной электропередаче ОЭС Урала – ОЭС Средней Волги и ОЭС Центра ПС 500 кВ Удмуртская. В соответствии с работой 2735-09-т2_1кн1 «Корректировка Схемы развития ОЭС Урала на период до 2020 года, включая корректировку Схемы развития электрической сети напряжением 220 кВ и выше» 2007 год, выполненной ОАО «Инженерный Центр Энергетики Урала» Институт «Уралэнергосетьпроект» на шинах 500 кВ ПС 500 кВ Удмуртская, на этапе 2010 года, предусмотрена установка УШР 180. Установка УШР 180 необходима для нормализации напряжения в сети 220, 500 кВ и управления режимами транзита 500 кВ Кармановская ГРЭС - Удмуртская - Нижнекамская ГЭС.
Кроме этого, на этапе 2015 года, при строительстве ВЛ 500 кВ Удмуртская - Помары предусмотрена установка ШР 180 на шинах 500 кВ ПС 500 кВ Удмуртская, для компенсации зарядной мощности.
При разработке рекомендаций по установке КУ в сети 110, 220, 500 кВ Удмуртской энергосистемы принимались во внимание сведения о состоянии существующих источников реактивной мощности и шунтирующих реакторов. В качестве рекомендуемых источников реактивной мощности в работе рассматривались регулируемые компенсирующие устройства.
В Глазовском и Балезенском энергорайонах для поддержания допустимого уровня напряжения на шинах потребителей и снижения загрузки линий электропередачи, на тяговом двухцепном транзите 110 кВ Балезино-Сегедур-Кузьма-Зюкай-Оверята (Пермэнерго) рекомендуется к установке на ПС 110 кВ Кузьма ИРМ мощностью 50 МВАр. Установка данного регулируемого компенсирующего устройства рекомендуется на этапе 2010-2015 гг.
В Можгинском и Сарапульском энергорайонах на шинах 110 кВ РП Мостовое уровень напряжения будет находиться в допустимых пределах только при включении ИРМ мощностью 50 Мвар или установке устройств компенсации реактивной мощности на стороне потребителей. Установка данного регулируемого компенсирующего устройства рекомендуется на этапе 2016-2020 гг.
4.11. Токи короткого замыкания
Результаты расчетов токов трехфазного и однофазного короткого замыкания (далее КЗ) в РУ ТЭЦ и подстанций 110 кВ и выше энергосистемы на 2020 г. с учётом перспективы приведены на чертежеи (рис. 2.1.1).
Расчеты выполнялись с целью выявления ожидаемых уровней токов КЗ на расчетную перспективу для выбора параметров проектируемого оборудования РУ 110 кВ и выше и проверки параметров действующего оборудования энергосистемы.
В настоящее время по данным энергосистемы на всех подстанциях 110-220 кВ уровень токов КЗ не превышает отключающую способность установленных на этих подстанциях выключателей.
Как показали расчеты, токи однофазных КЗ в большинстве случаев не превышают трехфазных. Исключение составляют шины 220 и 500 кВ ПС 500 кВ Удмуртская, ПС 110 кВ Машзавод, ПС 110 кВ ГПП – 3, шины 110 кВ ПС 220 кВ Металлург, шины 110 кВ ПС 220 кВ Позимь, шины 110 кВ ПС 220 кВ Ижевск, шины 110 кВ ПС 220 кВ Балезино, шины 110 кВ ПС 220 кВ Звездная, шины 110 кВ ПС 220 кВ Сюга, шины 110 кВ ПС 220 кВ Саркуз, шины 110 кВ Ижевской ТЭЦ-1, Ижевской ТЭЦ-2, Чайковской ТЭЦ, шины 110 кВ и 220 кВ Воткинской ГЭС.
Максимальный ток трехфазного КЗ в сети 220 кВ будет наблюдаться на шинах 220 кВ Воткинской ГЭС – 29,7 кА, однофазного – 32,2 кА; в сети 110 кВ - на шинах 110 кВ ПС 220 кВ Ижевск трехфазного – 30,7 кА, однофазного – 32,0 кА
В таблице 87 приведен перечень РУ 110 кВ, где уровень токов КЗ превышает отключающую способность установленных выключателей и даны рекомендации по приведению их в соответствие.
Таблица 89
Перечень РУ 110 кВ, где уровень токов КЗ на этапе 2020 г. превышает отключающую способность установленных выключателей
Наименование ПС
Напряжение, кВ
Установленные
выключатели
Расчетный ток, кА
Мероприя
тия
Количество, шт.
тип
Ток отключения, кА
I(3)
I(1)
Ижевск 220 кВ
110
18
МКП-110М-630-31,5
31,5
30,7
32,0
Подлежат
замене
Вокзальная
110
2
ВМТ-110Б
20
21,8
21,2
Подлежат
замене
1
4.12. Сводные данные по новому строительству и реконструкции подстанционной части и ВЛ напряжением 220кВ-110 кВ.
Таблица 90
Определение капитальных вложений в новое строительство и реконструкцию по подстанционной части
Кол-во выключателей, шт
Стоимость ячейки элегазового выкл , тыс руб, табл 19
Стоимость всех ячеек выкл, тыс руб
Колличество трров, шт
Тип тр-ров
Стоимость ячейки тр-ра, тыс руб, табл 20
Стоимость всех ячеек тров, тыс руб
Кол-во конденсаторных батарей, шт.
Установленная мощность, Мвар
Стоимость конденсаторной батареи, тыс. руб
Стоимость всех конденсаторных батарей, тыс. руб
Схема на стороне ВН
Постоянная часть затрат, тыс руб, табл 30
Кол-во присоединений 220 кВ
Стоимость ПА на 2005г, тыс руб, табл 31
Стоимость ПА на 2000г, тыс руб, при коэф 2.552
Всего на 2000г
Новое строительство
ПС 220 кВ
2011-2015
ПС Як-Бодья
6
15000
90000
1
125 МВА АТ 220/110/10
125
15525
15525
Сборные шины
40500
6
2620
1026,6
147052
ПС Як-Бодья РУ110 кВ
8
7300
58400
58400
ПС Свобода
4
15000
60000
2
32 МВА 220/10/10
64
11125
22250
Мостик
17500
5
2620
1026,6
100777
Силовая часть*
162552
РЗА, кабели, панели в ОПУ**
45848
Всего по этапу
306228
ПС 110 кВ
2009-2010
ПС Зенитная
3
7300
21900
2
40 МВА 110/6/6
80
7300
14600
Мостик
9000
45500
Силовая часть*
17082
РЗА, кабели, панели в ОПУ**
4818
Всего по этапу
45500
2011-2015
ПС Магистральная
3
7300
21900
2
25 МВА 110/10
50
5500
11000
Мостик
9000
41900
ПС Набережная
2
7300
14600
2
40 МВА 110/10
80
7300
14600
Блочная
9000
38200
ПС Пазелы
4
7300
29200
2
25 МВА 110/10
50
5500
11000
Мостик
9000
49200
ПС Пызеп
3
7300
21900
2
10 МВА 110/35/10
20
4725
9450
Мостик
10750
42100
ПС Союзная
7
7300
51100
2
40 МВА 110/10
80
7300
14600
Сборные шины
12250
77950
Силовая часть*
108186
РЗА, кабели, панели в ОПУ**
30514
Всего по этапу
249350
2016-2020
ПС Районная
2
7300
14600
2
10 МВА 110/10
20
3700
7400
Блочная
7850
29850
ПС Метеор
2
7300
14600
2
40 МВА 110/10
80
7300
14600
Блочная
7850
37050
ПС Пушкинская
9
7300
65700
2
40 МВА 110/6/6
80
7300
14600
Сборные шины
12250
92550
Силовая часть*
74022
РЗА, кабели, панели в ОПУ**
20878
Всего по этапу
159450
Реконструкция
ПС 500 кВ
2011-2015
ПС Удмуртская РУ500 кВ
4
23400
93600
2
3х167 МВА 500/220
501
55000
110000
1
3*60
80000
127500
Трансформаторы-шины
33600
364700
1
3*60
47500
ПС Удмуртская РУ220 кВ
1
15000
15000
15000
Силовая часть*
84708
РЗА, кабели, панели в ОПУ**
23892
Всего по этапу
379700
ПС 220 кВ
2009-2010
ПС Звёздная
2
125 МВА АТ 220/110/10
250
15525
31050
Сборные шины
12150
43200
ПС Ижевск
1
125 МВА АТ 220/110/10
125
15525
15525
Сборные шины
6075
21600
ПС Комсомольская
2
63 МВА АТ 220/100/10
126
13475
26950
Мостик
9000
35950
ПС Игра
2
25 МВА Т 220/35/10
50
9950
19900
Блочная
9000
1950
764,1
28900
ПС Позимь
2
125 МВА АТ 220/110/10
250
15525
31050
Сборные шины
12150
43200
ПС Сюга
1
125 МВА АТ 220/110/10
125
15525
15525
Мостик
4500
20025
ПС Сива
1
15000
15000
1
125 МВА АТ 220/110/10
125
15525
15525
Мостик
7500
38025
ПС Саркуз
2
15000
30000
Мостик
3000
33000
ПС Кожиль
2
15000
30000
Блочная
15250
45250
Силовая часть*
58500
РЗА, кабели, панели в ОПУ**
16500
Всего по этапу
309150
2011-2015
ПС Ижевск ОРУ 110 кВ
3
7300
21900
21900
ПС Глазов
2
15000
30000
30000
ПС Кама
2
15000
30000
2
125 МВА АТ 220/110/10
125
15525
31050
Мостик
16200
1950
764,1
78014
ПС Кама РУ 110 кВ
2
7300
14600
14600
ПС Комсомольская
5
15000
75000
Сборные шины
12150
87150
ПС Позимь
1
15000
15000
Сборные шины
2025
17025
ПС Позимь ОРУ 110 кВ
3
7300
21900
Сборные шины
1837.5
23737.5
ПС Сюга
1
125 МВА АТ 220/110/10
125
15525
15525
Мостик
4500
20025
ПС Сива
1
125 МВА АТ 220/110/10
125
15525
15525
Мостик
4500
20025
ПС Звёздная РУ 110 кВ
2
7300
14600
14600
ПС Игра
2
15000
30000
Блочная
30000
1950
764,1
60764
ПС Балезино
2
125 МВА АТ 220/110/10
125
15525
31050
Сборные шины
12150
43200
Силовая часть*
197340
РЗА, кабели, панели в ОПУ**
55660
Всего по этапу
431040.5
2016-2020
ПС Садовая
1
125 МВА АТ 220/110/10
250
15525
15525
Сборные шины
6075
21600
ПС Ижевск ОРУ 110 кВ
18
7300
131400
131400
Силовая часть*
102492
РЗА, кабели, панели в ОПУ**
28908
Всего по этапу
153000
ПС 110 кВ
2009-2010
ПС Арзамасцево
2
7300
14600
1
6.3 МВА 110/10
12,6
3400
3400
Блочная
7850
25850
ПС Арлеть
2
7300
14600
2
25 МВА 110/10
50
5500
11000
Мостик
9000
34600
ПС Бройлерная
2
7300
14600
2
10 МВА 110/10
20
3700
7400
Блочная
7850
29850
ПС Буммаш
2
7300
14600
Блочная
7800
22400
ПС Вавож
2
7300
14600
2
10 МВА 110/35/10
20
4725
9450
Блочная
7850
31900
ПС Валамаз
1
2.5 МВА 110/10
2,5
3400
3400
1177.5
4577.5
ПС Вараксино
2
7300
14600
2
10 МВА 110/35/10
20
4725
9450
Мостик
9000
33050
ПС Водозабор
2
25 МВА 110/6
50
5500
11000
Сборные шины
3675
14675
ПС Волковская
2
7300
14600
2
6.3 МВА 110/6
12,6
3400
6800
Блочная
7850
29250
ПС Восточная
2
7300
14600
2
25 МВА 110/10
50
5500
11000
Блочная
7850
33450
ПС Воткинск
2
16 МВА 110/35/6
32
5475
10950
Сборные шины
4050
15000
ПС Высотная
2
7300
14600
2
16 МВА 110/6
32
4300
8600
Блочная
7850
31050
ПС Потаповская
2
7300
14600
2
40 МВА 110/35/6
80
8000
16000
Блочная
7850
38450
ПС Городская
2
7300
14600
2
16 МВА 110/6
32
4300
8600
Блочная
7850
31050
ПС ГПП-803
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС Гравийная
2
7300
14600
2
16 МВА 110/6
32
4300
8600
Блочная
7850
31050
ПС Дзержинская
2
7300
14600
2
16 МВА 110/6
32
4300
8600
Блочная
7850
31050
ПС Заречная
2
7300
14600
2
16 МВА 110/35/10
32
5475
10950
Блочная
7850
33400
ПС Ильинская
2
7300
14600
1
6.3 МВА 110/35/10
6,3
4075
4075
Блочная
7850
26525
ПС Инструментальная
1
10 МВА 110/6
20
3700
3700
Блочная
1177.5
4877.5
ПС Карсовай
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС Кигбаево
2
7300
14600
2
2.5 МВА 110/10
5
3400
6800
Мостик
9000
30400
ПС Компрессорная станция
2
7300
14600
2
16 МВА 110/10
32
4300
8600
Блочная
7850
31050
ПС Кузнечная
2
7300
14600
2
16 МВА 110/6
32
4300
8600
Блочная
7850
31050
ПС Лесная
2
10 МВА 110/35/10
20
4725
9450
Мостик
3225
12675
ПС Машдеталь
2
7300
14600
2
10 МВА 110/6
20
3700
7400
Блочная
7850
29850
ПС Машзавод
2
63 МВА 110/6
126
9000
18000
Сборные шины
3675
21675
ПС Медведево
2
7300
14600
2
10 МВА 110/6
20
3700
7400
Блочная
7850
29850
ПС Мирная
2
7300
14600
2
25 МВА 110/35/10
50
6375
12750
Блочная
7850
35200
ПС Можга
2
7300
14600
2
25 МВА 110/35/6
50
6375
12750
Блочная
7850
35200
ПС Мостовое
1
7300
7300
1
6.3 МВА 110/35/10
6,3
4075
4075
Блочная
9600
20975
ПС Нефтемаш
2
7300
14600
2
40 МВА 110/35/6
80
8000
16000
Блочная
9600
40200
ПС Никольское
4
7300
29200
2
10 МВА 110/35/10
20
4725
9450
Сборные шины
13500
52150
ПС Опытная
2
7300
14600
1
10 МВА 110/10
10
3700
3700
Блочная
7850
26150
ПС Орловская
2
7300
14600
2
25 МВА 110/35/10
50
6375
12750
Блочная
9600
36950
ПС Парковая
2
7300
14600
2
16 МВА 110/6
32
4300
8600
Блочная
7850
31050
ПС Пирогово
2
7300
14600
2
25 МВА 110/6
50
5500
11000
Блочная
7850
33450
ПС Подгорная
2
7300
14600
2
2.5 МВА 110/10
5
3400
6800
Блочная
7850
29250
ПС Полевая
2
6.3 МВА 110/10
12,6
3400
6800
Блочная
2355
9155
ПС Порозово
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС Поршур
2
7300
14600
2
10 МВА 110/35/10
20
4725
9450
Блочная
9600
33650
ПС Прессовая
2
7300
14600
2
63 МВА 110/10
126
9000
18000
Блочная
7850
40450
ПС Прикамье
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС Пурга
2
16 МВА 110/35/10
16
5475
10950
Сборные шины
4050
15000
ПС Рабочая
2
7300
14600
2
40 МВА 110/6
80
7300
14600
Блочная
7850
37050
ПС Разинская
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС Сарапул
2
25 МВА 110/35/6
25
6375
12750
Сборные шины
4050
16800
ПС Селты
2
10 МВА 110/35/10
20
4725
9450
Сборные шины
4050
13500
ПС Сибирская
2
7300
14600
2
25 МВА 110/10
50
5500
11000
Блочная
7850
33450
ПС Соколовка
2
7300
14600
Блочная
9600
24200
ПС Солдырь
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС Сосновка
2
7300
14600
2
2.5 МВА 110/10
5
3400
6800
Блочная
7850
29250
ПС Соцгород
2
7300
14600
2
25 МВА 110/6
50
5500
11000
Блочная
7850
33450
ПС Сухарево
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС Танково
2
7300
14600
2
16 МВА 110/6
32
4300
8600
Блочная
7850
31050
ПС Тепловая
2
25 МВА 110/6
50
5500
11000
Мостик
2700
13700
ПС Турна
1
2.5 МВА 110/10
2,5
3400
3400
Блочная
1177.5
4577.5
ПС Ува
2
16 МВА 110/35/10
32
5475
10950
Мостик
2880
13830
ПС Удугучин
2
7300
14600
2
2.5 МВА 110/10
5
3400
6800
Блочная
7850
29250
ПС УЗСМ
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС Химик
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС Шаркан
2
7300
14600
2
10 МВА 110/35/10
20
4725
9450
Блочная
9600
33650
ПС Юрино
1
7300
7300
1
6.3 МВА 110/10
6,3
3400
3400
неполн Мостик
9000
19700
ПС Якшур-Бодья
2
7300
14600
2
10 МВА 110/35/10
20
4725
9450
Блочная
9600
33650
Силовая часть*
580788
РЗА, кабели, панели в ОПУ**
163812
Всего по этапу
1696592.5
2011-2015
ПС Арзамасцево
1
6.3 МВА 110/10
12,6
3400
3400
Блочная
1177.5
4577.5
ПС Азино
2
7300
14600
2
6.3 МВА 110/10
12,6
3400
6800
Мостик
9000
30400
ПС Алнаши
2
7300
14600
2
16 МВА 110/35/10
50
5475
10950
Блочная
9600
35150
ПС Бабино
2
7300
14600
2
6.3 МВА 110/35/10
12,6
4075
8150
Мостик
10750
33500
ПС Болгуры
2
7300
14600
Блочная
9600
24200
ПС Быги
1
7300
7300
1
6.3 МВА 110/10
6,3
3400
3400
неполн Блочная
7850
18550
ПС ВМЗ-1
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС ВМЗ-2
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС Газовая
2
6.3 МВА 110/10
12,6
3400
6800
Сборные шины
3675
10475
ПС Дубровка
2
7300
14600
2
6.3 МВА 110/6
12,6
3400
6800
Блочная
9600
31000
ПС Игерман
2
7300
14600
2
6.3 МВА 110/10
12,6
3400
6800
Мостик
9000
30400
ПС Ижевск -т.
1
7300
7300
Блочная
9600
16900
ПС Карсовай
1
7300
7300
2
10 МВА 110/35/10
20
4725
9450
Мостик
4300
21050
ПС Каракулино
9
7300
65700
2
10 МВА 110/35/10
20
4725
9450
Сборные шины
13500
88650
ПС Каменное
2
7300
14600
2
6.3 МВА 110/10
6,3
3400
6800
Блочная
7850
29250
ПС Кизнер
2
7300
14600
2
10 МВА 110/35/10
20
4725
9450
Блочная
9600
33650
ПС Кировская
2
7300
14600
2
25 МВА 110/10
25
5500
11000
Блочная
7850
33450
ПС Киясово
3
7300
21900
Сборные шины
2025
23925
ПС Кузьма
1
7300
7300
1
50
14750
14750
Сборные шины
675
22725
ПС Культбаза
2
7300
14600
2
40 МВА 110/6
80
7300
14600
Блочная
7850
37050
ПС Кыква
2
7300
14600
Сборные шины
675
15275
ПС Мазурино
2
7300
14600
2
6.3 МВА 110/10
12,6
3400
6800
Блочная
7850
29250
ПС Малиновка
2
7300
14600
2
2.5 МВА 110/10
5
3400
6800
Блочная
7850
29250
ПС Мир
2
7300
14600
2
6.3 МВА 110/35/10
12,6
4075
8150
Блочная
9600
32350
ПС Молодежная
1
7300
7300
Блочная 1 блок
7850
15150
ПС Нечкино
2
7300
14600
2
2.5 МВА 110/10
5
3400
6800
Блочная
7850
29250
ПС Нылга
2
16 МВА 110/35/10
32
5475
10950
Мостик
3225
14175
ПС Пальник
2
7300
14600
2
2.5 МВА 110/10
5
3400
6800
Блочная
7850
29250
ПС Подборенка
2
7300
14600
1
16 МВА 110/6
16
4300
4300
Блочная
7850
26750
ПС Подлесная
2
7300
14600
2
16 МВА 110/6
32
4300
8600
Блочная
7850
31050
ПС Прудовая
2
7300
14600
2
6.3 МВА 110/6
12,6
3400
6800
Блочная
7850
29250
ПС Пурга
2
7300
14600
675
15275
ПС Птицефабрика
2
7300
14600
2
10 МВА 110/35/10
20
4725
9450
Блочная
9600
33650
ПС Северная
2
7300
14600
2
16 МВА 110/6
32
4300
8600
Блочная
7850
31050
ПС Сигаево
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС Смирново
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС Солдырь
2
6.3 МВА 110/6
12,6
3400
6800
Блочная
2355
9155
ПС Сюмси
4
7300
29200
2
10 МВА 110/35/10
20
4725
9450
Сборные шины
6075
44725
ПС Сянино
1
6.3 МВА 110/10
6,3
3400
3400
Блочная
9000
ПС Сянино
2
7300
14600
1
2.5 МВА 110/10
2,5
3400
3400
30400
ПС Уральская
2
7300
14600
2
6,3 МВА 110/10
12,6
7300
14600
Мостик
7850
37050
ПС Успенка
2
7300
14600
Мостик
7850
22450
ПС Центральная
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС Элеконд
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС Юкаменск
3
7300
21900
2
10 МВА 110/35/10
20
4725
9450
Мостик
10750
42100
ПС Яган
5
7300
36500
2
6.3 МВА 110/35/10
12,6
4075
8150
Сборные шины
13500
58150
ПС Яр
2
7300
14600
Мостик
10750
25350
ПС Сегедур
1
7300
7300
Сборные шины
675
7975
Силовая часть*
535236
РЗА, кабели, панели в ОПУ**
150964
Всего по этапу
1258500
2016-2020
ПС Агрыз -т
3
7300
21900
Мостик
10750
32650
ПС Башмаково
2
7300
14600
Блочная
9600
24200
ПС БКНС-7
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС ГПП-3
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС Докша
2
7300
14600
Блочная
9600
24200
ПС Зура
2
7300
14600
Блочная
9600
24200
ПС Иструментальная
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС Камские склады
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС Мишкино-3
2
7300
14600
Блочная
9600
24200
ПС Нефть
2
7300
14600
Блочная
9600
24200
ПС Нефтяная
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС Нырошур
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС Пашкино
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
ПС Пибаньшур
2
7300
14600
Мостик
9000
23600
ПС Промышленная
3
7300
21900
Мостик
9000
30900
ПС Пычас-т
2
7300
14600
Мостик
10750
25350
ПС Сарапул- т
2
7300
14600
Блочная
9600
24200
ПС Свет
2
7300
14600
Блочная
7850
22450
РП Мостовое
1
7300
7300
1
50
14750
14750
Сборные шины
613
22663
ПС Вокзальная
2
7300
14600
Блочная
785
15385
Силовая часть*
233454
РЗА, кабели, панели в ОПУ**
65846
Всего по этапу
475348
Станции
2009-2010
ПС Автозавод
2
7300
14600
2
63 МВА 110/10
126
9000
18000
Блочная
7850
40450
Силовая часть*
11388
РЗА, кабели, панели в ОПУ**
3212
Всего по этапу
40450
2011-2015
Ижевская ТЭЦ-1
10
7300
73000
1
250 МВА 110/10
250
13920
13920
Сборные шины
12250
99170
Силовая часть*
56940
РЗА, кабели, панели в ОПУ**
16060
Всего по этапу
99170
Примечания:
1) * стоимость составляет 78% от общей стоимости строительства (примечание к таблице 19 УСП);
** стоимость составляет 22% от общей стоимости строительства (примечание к таблице 19 УСП)
1
Таблица 91
Ориентировочный объем капитальных вложений по воздушным линиям, намечаемых к строительству и реконструкции
Сечение провода
Количество цепей
Длина ВЛ, км
Базисный показатель стоимости,
тыс. руб./км
Стоимость ВЛ, тыс. руб.
Новое строительство
ВЛ 220 кВ
2011-2015
Удмуртская-Свобода
240
1
101.6
1120
113792
Заход на ПС Комсомольская
400
2
0.1
2320
232
Заходы на ПС Свобода
300
2
8
2120
16960
ВЛ 220 кВ
2016-2020
Заходы на ПС Як-Бодья
400
2
1
2320
2320
400
2
1
2320
2320
ВЛ 110 кВ
2009-2010
отп. Зенитная
185
2
0.6
1650
990
к ПС Магистральная
240
2
0.5
1650
825
ВЛ 110 кВ между ПС Рабочая и ПС Соцгород
185
2
0,36
1650
594
2011-2015
Як-Бодья-Нырошур
150
2
14,3
1150
16445
Як-Бодья-Кыква
150
2
10,4
1150
11960
Як-Бодья-Яшкур-бодья
70
2
1,4
1150
1610
ТЭЦ 1-Набережная
95
2
3,5
1150
4025
ТЭЦ 1-Машзавод
240
2
0,03
1650
49.5
Пурга-Яган
70
1
16
850
13600
Отпайка от транзита (Ижевск - Воткинск) – Пазелы
185
1
8
950
7600
Звёздная-Юкаменск
120
1
39
850
33150
Звёздная-Яр
120
1
41,5
850
35275
отп к ПС Сянино
120
1
0,9
850
765
Карсовай-Пызеп
70
1
24
850
20400
Пызеп-Сегедур
70
1
28,5
850
24225
к ПС Союзная
185
2
1,85
1650
3052.5
185
2
3,5
1650
5775
Сухарево-Потаповская
150
2
13
1150
14950
Пурга-Киясово
185
1
38,8
950
36860
Каракулино-Кама
150
2
53
1150
60950
к ПС Каракулино
150
2
0.2
1150
230
2016-2020
к ПС Городская
120
2
2
1150
2300
к ПС Районная
70
2
5
1150
5750
к ПС Метеор
120
2
2
1150
2300
Отп. от ВЛ 110 кВ Зенитная - Позимь на ПС 110 кВ Пушкинская
240
2
4
1650
6600
к ПС Пушкинская
240
2
7
1650
11550
240
2
7
1650
11550
Реконструкция
ВЛ 110 кВ
2009-2010
Соцгород-Зенитная
240
2
3,4
660
2244
2011-2015
Пурга-Подгорная
150
1
30,1
220
6622
Подгорная-Киясово
150
1
8,7
220
1914
Ижевская ТЭЦ-2 - Позимь
240
2
23,1
660
15246
Ижевская ТЭЦ-2 - Позимь
240
2
27,6
660
18216
Звёздная-Карсовай
120
1
41
220
9020
2016-2020
Ижевск - Зенитная
240
2
6,27
660
4138
4.13. Нагрузки подстанций 110 кВ и выше Удмуртской энергосистемы
В данном разделе работы приведены отчетные за 2000 и 2007 года и перспективные на 2010 год, 2015 и 2020 года нагрузки подстанций 110 кВ и выше Удмуртской энергосистемы. Принято, что собственный максимум Удмуртской энергосистемы совпадает с совмещенным максимумом ОЭС Урала.
Из всех потребителей подстанций отдельно выделяются концентрированные потребители. К концентрированным потребителям относят крупные промышленные и сельскохозяйственные предприятия, тяговую нагрузку электрифицированных железных дорог, насосные и компрессорные станции нефте- и газопроводов.
Остальные потребители относят к распределенной нагрузке.
Распределенная нагрузка каждой подстанции суммируется с концентрированной с применением режимных коэффициентов:
- Ко – коэффициент одновременности или коэффициент несовпадения максимумов нагрузки;
- Км – коэффициент попадания в максимум энергосистемы.
Электрические нагрузки и балансы мощности по шинам 6-10 и 35 кВ электростанций и подстанций по энергорайонам приведены далее в таблицах 1-6.
Значения перспективных нагрузок приняты на основании отчетного потокораспределения Удмуртэнерго за зимний максимум 2007год, опросных листов промышленных предприятий Удмуртской Республики и данных о перспективном уровне нагрузок существующих и новых потребителей электроэнергии, предоставленных филиалом «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья».
Глазовский энергорайон
Таблица 92
Электрические нагрузки по шинам 6-10 и 35 кВ электростанций и подстанций 110 кВ и выше
МВт
Наименование подстанции
2000
2007
2010
2015
2020
1 ПС 220/35/27 кВ Кожиль
Шины 27 кВ
Электротяга
8,4
17,4
18,3
20,1
22,1
Шины 35 кВ
С/х нагрузка
1,7
3,5
3,9
4,2
4,7
Итого по ПС 220 кВ
10,1
20,9
22,1
24,3
26,8
То же, с учетом Ко
9,7
20,0
21,0
23,1
25,4
То же, с учетом Км
9,0
18,6
18,9
20,8
22,9
2 ПС 110/35/10 кВ Яр
шины 10 кВ
С/х нагрузка
2,7
3,2
3,4
3,7
3,9
Шины 35 кВ
ПС Бачумово, Пудем, Укан
6,3
4,5
4,7
5,0
5,5
То же, с учетом Ко
5,7
4,3
4,5
4,7
5,2
Итого по ПС 110 кВ
8,4
7,5
7,8
8,4
9,1
То же, с учетом Ко
8,0
6,8
7,2
7,7
8,3
То же, с учетом Км
7,6
6,1
6,5
7,0
7,5
3 ПС 220/35/6 кВ Глазов и Юбилейная
Шины 6 кВ
Коммунально-бытовая нагрузка
7,0
12,5
13,8
16,5
18,2
Шины 35 кВ
Нагрузка Чепецкого механического завода
16,0
33,5
43,6
50,1
55,1
Коммунально-бытовая нагрузка
4,0
8,4
9,2
10,2
11,2
Прочая нагрузка
15,0
31,4
33,0
36,3
39,9
Итого шины 35 кВ
35,0
73,2
85,8
96,5
106,2
То же, с учетом Ко
32,0
66,9
78,9
88,8
97,7
Итого по ПС 220 кВ Глазов и Юбилейная
39,0
79,4
92,6
105,3
115,8
То же, с учетом Ко
37,5
76,3
88,0
100,0
110,0
То же, с учетом Км
34,1
71,3
79,2
90,0
99,0
4 ПС 220/110/35 кВ Звездная
Шины 35 кВ
ПС Южная, Птицефабрика, 40 лет Октября, Адам, Парзи, Чажай, Педоново, Химмаш, Люм, Понино
Итого по ПС 220 кВ
25,6
20,8
22,9
25,2
27,7
То же, с учетом Ко
24,7
20,0
21,7
23,9
26,3
То же, с учетом Км
22,2
18,0
20,6
22,7
25,0
5 ПС110/6кВ УЗСМ
УЗСМ
2,2
5,5
6,3
7,0
7,7
Прочие потребители
0,6
1,5
1,8
2,0
2,2
Итого по ПС 110 кВ
2,8
7,0
8,1
8,9
9,8
То же, с учетом Ко
2,8
7,0
8,1
8,9
9,8
То же, с учетом Км
2,6
6,5
7,6
8,3
9,1
6 ПС 110/6 кВ Сибирская
Коммунально-бытовая нагрузка
3,7
14,1
16,2
17,8
19,6
То же, с учетом Км
3,6
13,5
15,4
16,9
18,6
7 ПС 110/10 кВ Бройлерная
Бройлерная птицефабрика
2,6
5.5
6.1
6.7
7.0
То же, с учетом Км
2,0
4,2
5,7
6,3
6,6
8 ПС 110/35/10 кВ Карсовай
Шины 10 кВ
С/х нагрузка
6,9
4,9
5,6
5,9
6,5
Шины 35 кВ
ПС Серегино, Новая Гыя, Домое
Итого шины 35 кВ
3,2
2,3
2,5
2,8
3,1
То же, с учетом Ко
2,7
1,9
2,2
2,4
2,6
Итого по ПС 110 кВ
9,6
6,8
7,8
8,3
9,1
То же, с учетом Ко
9,0
6,4
7,4
7,9
8,7
То же, с учетом Км
8,5
6,0
7,0
7,5
8,2
9 ПС 110/10 кВ Сянино
Распределенная нагрузка
1,7
1,7
1,9
2,1
2,3
То же, с учетом Км
1,3
1,3
1,5
1,6
1,8
10 ПС 110/10 кВ ГПП-803
Распределенная нагрузка
8,0
4,0
4,4
4,8
5,3
То же, с учетом Км
6,0
3,0
3,5
3,9
4,3
11 ПС 110/10 кВ Солдырь
Распределенная нагрузка
1,2
0,8
0,9
1,0
1,1
То же, с учетом Км
0,9
0,6
0,7
0,8
0,9
12 ПС 110/10 кВ Пызеп
Распределенная нагрузка
-
-
12,0
14,4
17,3
То же, с учетом Км
-
-
10,2
12,2
14,7
Итого по району
97,8
149,1
176,9
198,1
218,7
Балезинский энергорайон
Таблица 93
Электрические нагрузки по шинам 6-10 и 35 кВ электростанций и подстанций 110 кВ и выше
МВт
Наименование подстанции
2000
2007
2010
2015
2020
1 ПС 220/110/10 кВ Балезино
Шины 10 кВ
Коммунально-бытовая нагрузка
1,7
2,1
2,2
2,3
2,5
То же, с учетом Км
1,6
2,0
2,1
2,2
2,3
2 ПС 110/35/27/10 кВ Балезино-т
Шины 10 кВ
Коммунально-бытовая нагрузка
8,6
8,2
9,4
9,9
11,8
Шины 27 кВ
Электротяга
8,9
8,5
93
10.2
12.3
Шины 35 кВ
ПС Юнда
0.8
0.8
0.8
0.8
0.9
Итого по ПС 110 кВ
18.3
17.4
19.5
20.9
25.0
То же, с учетом Ко
16.8
16.5
18.5
19.9
23.7
То же, с учетом Км
15.5
15.1
17.0
18.3
21.8
3 ПС 110/35/10 кВ Красногорье
Шины 10 кВ
С/х нагрузка
2.5
1.8
1.9
2.0
2.1
Шины 35 кВ
ПС Отогурт, Курья, Бараны, Васильевская, Дебы
Итого шины 35 кВ
3.8
3.0
3.5
3.5
3.8
То же, с учетом Ко
3.0
2.6
3.0
3.0
3.3
Итого по ПС 110 кВ
5.5
4.4
4.9
5.0
5.4
То же, с учетом Ко
5.1
3.9
4.4
4.5
4.8
То же, с учетом Км
4.6
3.2
3.7
3.8
4.1
4 ПС 110/35/10 кВ Юкаменск
Шины 10 кВ
С/х нагрузка
6.4
4.5
11.2
12.3
13.6
Шины 35 кВ
ПС Ежево, Пышкет, Палагай, Уни
Итого шины 35 кВ
1.7
1.0
2.0
2.2
2.5
То же, с учетом Ко
1.4
1.1
1.9
2.1
2.3
Итого по ПС 110 кВ
7.8
5.6
13.1
14.5
15.9
То же, с учетом Ко
7.0
4.8
11.6
12.7
14.0
То же, с учетом Км
5.6
3.9
10.2
11.2
12.3
5 ПС 110/10 кВ Валамаз
С/х нагрузка
0.1
0.1
0.2
0.2
0.3
Стекольный завод
0.1
0.1
0.5
0.7
0.9
Итого по ПС 110 кВ
0.2
0.2
0.7
0.9
1.2
То же, с учетом Ко
0.2
0.1
0.5
0.9
1.2
То же, с учетом Км
0.2
0.1
0.4
0.6
0.8
6 ПС 110/10 кВ Пибаньшур-Т
Электротяга
0.6
2.4
3.0
3.6
4.3
Прочие потребители
0.3
1.2
1.5
1.8
2.2
Итого по ПС 110 кВ
0.9
3.6
4.5
5.4
6.5
То же, с учетом Ко
0.8
3.1
4.3
5.1
6.2
То же, с учетом Км
0.6
2.3
3.6
4.4
5.2
7 ПС 110/35/10 кВ Чепца-Т
Шины 10 кВ
Электротяга, деревообрабатывающий комбинат, с/х нагрузка
1.4
2.8
3.2
3.5
4.3
То же, с учетом Ко
1.1
2.2
2.6
2.8
3.4
Шины 35 кВ
ПС Полом, Андрейшур
2.5
5.0
5.5
6.1
7.3
То же, с учетом Ко
2.1
4.2
4.4
4.8
5.8
Итого по ПС 110 кВ
3.2
6.4
7.0
7.7
9.2
Тоже, с учетом Ко
2.8
5.6
6.1
6.8
8.1
То же, с учетом Км
2.4
5.0
5.4
5.9
7.1
8 ПС 110/35/6 кВ Мир
Шины 6 кВ
С/х нагрузка
0.5
0.4
0.5
0.5
0.6
Шины 35 кВ
ПС Халды
1.0
0.9
0.9
1.0
1.1
Итого по ПС 110 кВ
1.5
1.3
1.4
1.5
1.7
То же, с учетом Ко
1.2
1.0
1.2
1.4
1.5
То же, с учетом Км
1.0
0.7
1.1
1.2
1.3
9 ПС 110/35/10 кВ Кез-т
Шины 10 кВ
Электротяга
7.0
6.7
7.3
8.0
9.7
С/х нагрузка и прочие потребители
1.2
1.1
1.4
1.5
1.8
Итого шины 10 кВ
8.2
7.8
8.7
9.6
11.5
То же, с учетом Ко
7.3
6.9
7.6
8.4
10.1
Шины 35 кВ
ПС Заря, Кулига, Тольен
4.3
4.1
4.5
4.9
5.9
То же, с учетом Ко
3.5
3.3
4.0
4.3
5.2
Итого по ПС 110 кВ
10.8
10.3
11.6
12.8
15.3
То же, с учетом Ко
10.1
9.5
10.2
11.2
13.5
То же, с учетом Км
9.0
8.6
9.2
10.1
12.1
10 ПС 110/10 кВ Кузьма
Электротяга и прочие потребители
2.9
2.7
3.2
3.5
3.9
То же, с учетом Км
2.6
2.4
2.9
3.2
3.5
11 ПС 220/35/10 кВ Игра
Шины 10 кВ
Игринский ДСК
3.0
3.8
4.5
4.5
5.0
Коммунально-бытовая нагрузка
7.2
9.0
10.8
11.9
13.1
С/х нагрузка
3.0
3.8
4.1
4.5
5.0
Итого шины 10 кВ
13.2
16.5
19.4
20.9
23.0
То же, с учетом Ко
12.0
15.0
17.5
18.8
20.7
Шины 35 кВ
ПС Факел, Ст.Зятцы, Промбаза, Нязь, Дружба
6.3
7.9
9.5
10.4
12.5
То же, с учетом Ко
5.0
6.3
8.0
8.8
10.6
Итого по ПС 220 кВ
17.0
21.3
25.5
27.7
31.3
То же, с учетом Ко
15.8
19.8
23.7
25.7
29.1
То же, с учетом Км
14.5
18.1
21.4
23.2
26.2
12 ПС 110/35/10 кВ Зура
Шины 10 кВ
Нефтепромысловая нагрузка
0.3
0.4
0.4
0.5
0.5
Шины 35 кВ
ПС Лоза, Зура, Сепож, Беньшур, Ключевка
6.4
7.7
8.8
9.7
10.7
То же, с учетом Ко
5.4
6.5
7.5
8.3
9.1
Итого по ПС 110 кВ
5.7
6.8
7.9
8.7
9.6
То же, с учетом Ко
5.1
6.1
7.1
7.8
8.6
То же, с учетом Км
4.4
5.1
6.4
7.1
7.8
13 ПС 110/35/10 кВ Мирная
Шины 10 кВ
Нагрузка НПС нефтепровода Сургут-Полоцк
5.0
10.0
12.5
13.8
15.1
Шины 35 кВ
ПС Дебессы, Ариково
3.1
6.2
6.8
7.5
8.3
То же, с учетом Ко
2.3
4.6
5.5
6.0
6.6
Итого по ПС 110 кВ
7.3
14.6
18.0
19.8
21.7
То же, с учетом Ко
8.0
13.9
16.2
17.8
19.6
То же, с учетом Км
5.7
12.6
14.5
16.0
17.6
14 ПС 110/10 кВ Арлеть
Нагрузка НПС нефтепровода Сургут-Полоцк
1.1
9.2
11.5
12.7
15.2
То же, с учетом Км
0.6
5.1
8.1
8.9
10.6
15 ПС 110/35/6 кВ Башмаково
Шины 10 кВ
Нефтедобыча
1.8
4.5
5.6
6.2
6.8
Шины 35 кВ
ПС Миньил, Миньил-Временный
2.3
5.8
6.3
6.6
7.3
То же, с учетом Ко
2.1
5.3
5.7
6.0
6.6
Итого по ПС 110 кВ
3.9
9.8
11.3
12.2
13.4
То же, с учетом Ко
3.4
8.9
10.2
10.9
12.0
То же, с учетом Км
2.8
8.1
9.2
9.9
10.8
16 ПС 110/10 кВ Удугучин
С/х нагрузка
1.2
0.7
0.7
0.8
0.9
То же, с учетом Км
1.0
0.6
0.7
0.7
0.8
17 ПС 110/35/10 кВ Селты
Шины 10 кВ
С/х нагрузка
3.4
2.7
3.1
3.4
3.8
Шины 35 кВ
ПС Копки, Н.Монья
1.7
1.4
1.5
1.6
1.8
То же, с учетом Ко
1.6
1.3
1.0
0.8
0.7
Итого по ПС 110 кВ
5.0
4.0
4.2
4.3
4.4
То же, с учетом Ко
4.7
3.8
3.9
4.0
4.2
То же, с учетом Км
4.5
3.5
3.7
3.8
4.0
18 ПС 110/35/10 кВ Сегедур
Шины 10 кВ
С/х нагрузка, нефтедобыча, районная нагрузка
0.6
1.5
1.7
2.1
2.5
Шины 35 кВ
С/х нагрузка
0.7
1.8
1.9
2.1
2.3
Итого по ПС 110 кВ
1.3
3.3
3.7
4.2
4.8
То же, с учетом Ко
1.2
2.8
3.3
3.8
4.3
То же, с учетом Км
1.0
2.4
3.0
3.4
3.9
19 ПС 110/35/10 кВ Кестым
Шины 10 кВ
Бройлерная птицефабрика
0.5
0.3
0.4
0.4
0.4
Шины 35 кВ
ПС Бурино, Наговицино
Итого шины 35 кВ
1.7
1.0
1.1
1.2
1.4
То же, с учетом Ко
1.4
0.8
1.0
1.1
1.2
Итого по ПС 110 кВ
1.9
1.1
1.4
1.5
1.7
То же, с учетом Ко
1.7
1.0
1.2
1.4
1.5
То же, с учетом Км
1.5
0.7
1.1
1.2
1.3
20 ПС 110/10 кВ Турна
С/х нагрузка
0.3
0.5
0.5
0.5
0.6
То же, с учетом Км
0.2
0.3
0.4
0.4
0.5
21 ПС110/6кВ БНКС-7
Нагрузка НПС
4.2
5.3
5.8
6.4
7.0
То же, с учетом Км
3.6
4.5
5.2
5.7
6.3
Итого по району
82.9
104.3
129.3
141.2
160.6
Воткинский энергорайон
Таблица 94
Электрические нагрузки по шинам 6-10 и 35 кВ электростанций и подстанций 110 кВ и выше
МВт
Наименование подстанции
2000
2007
2010
2015
2020
1 ПС 110/6 кВ ВМЗ-1
Шины 6 кВ
Воткинский машзавод
13.0
18.0
20.7
21.7
22.8
Коммунально-бытовая нагрузка
8.3
9.0
9.9
10.9
12.0
Итого шины 6 кВ
21.3
27.0
30.6
32.6
34.8
То же, с учетом Ко
17.0
21.6
24.5
26.1
27.8
СН Воткинской ТЭЦ
1.0
1.0
1.0
1.0
1.0
Всего нагрузка
18.0
22.6
25.5
27.1
28.8
2 ПС110/6кВ ВМЗ-2
Воткинский машзавод
4.0
0.0
4.6
5.1
5.6
Коммунально-бытовая нагрузка
3.0
0.0
3.2
3.3
3.5
Итого по ПС 110 кВ
7.0
0.0
7.8
8.4
9.0
То же, с учетом Ко
6.0
0.0
0.0
0.0
0.0
То же, с учетом Км
5.0
0.0
7.0
7.5
8.1
3 ПС 110/6 кВ Промышленная
Воткинский машзавод
2.5
2.5
2.9
3.2
3.5
То же, с учетом Км
2.0
2.0
2.6
2.8
3.1
4 ПС 110/35/6 кВ Воткинск
Шины 6 кВ
Коммунально-бытовая нагрузка
4.2
6.7
7.4
8.1
8.9
Шины 35 кВ
ПС Гавриловка, Первомайская, Кивары, Светлое, Перевозное, Малиновская, Двигатель, Кварса
Итого шины 35 кВ
4.4
7.0
8.1
8.5
8.9
То же, с учетом Ко
4.0
6.7
7.3
7.7
8.0
Итого по ПС 110 кВ
8.2
13.4
14.7
15.8
17.0
То же, с учетом Ко
7.4
11.4
11.7
12.6
13.6
То же, с учетом Км
6.6
9.0
9.4
10.1
10.9
5 ПС 110/35/10 кВ Птицефабрика
Шины 10 кВ
Нагрузка ПТФ
0.4
0.5
0.6
0.6
0.7
Шины 35 кВ
С/х нагрузка
0.8
1.0
1.1
1.2
1.3
Итого по ПС 110 кВ
1.2
1.4
1.6
1.8
2.0
То же, с учетом Ко
1.1
1.2
1.4
1.7
1.9
То же, с учетом Км
0.8
1.0
1.3
1.5
1.7
6 ПС 110/6 кВ Прудовая
Водонасосная и очистные сооружения
2.7
2.5
3.0
3.3
3.6
То же, с учетом Км
2.3
2.2
2.7
3.0
3.3
7 ПС 110/6 кВ Городская
Коммунально-бытовая нагрузка
11.1
8.0
9.6
10.6
11.6
То же, с учетом Км
10.0
7.0
8.6
9.5
10.5
8 ПС 110/6 кВ Пашкино
База НГДУ
0.6
2.4
2.9
3.2
3.5
То же, с учетом Км
0.5
2.1
2.6
2.9
3.1
9 ПС 110/35/10 кВ Успенка
Шины 10 кВ
С/х нагрузка
0.5
0.7
0.7
0.8
0.9
Шины 35 кВ
ПС Июльское, Светлое, В.Позимь, Соломенники
Итого шины 35 кВ
4.3
6.0
7.2
7.9
8.7
То же, с учетом Ко
3.8
5.1
6.5
7.5
8.3
Итого по ПС 110 кВ
4.3
5.8
7.2
8.3
9.2
То же, с учетом Ко
3.5
4.9
6.5
7.9
8.7
То же, с учетом Км
3.0
4.0
5.8
7.1
7.8
10 ПС 110/6 кВ Инструментальная
Завод специнструментов
4.9
4.4
4.9
5.3
5.9
Коммунально-бытовая нагрузка
3.0
2.7
3.0
3.3
3.6
Итого по ПС 110 кВ
7.9
7.1
7.8
8.6
9.5
То же, с учетом Ко
7.5
6.4
7.0
7.7
8.5
То же, с учетом Км
7.0
6.1
6.7
7.4
8.1
11 ПС 110/6 кВ Камские склады
Нагрузка ВМЗ
1.4
1.6
1.9
2.1
2.5
То же, с учетом Км
0.9
1.1
1.7
1.9
2.3
12 ПС 220/110/35/6 кВ Сива
Шины 6 кВ
Нефтедобыча и прочие потребители
1.3
1.2
1.5
1.6
2.0
Шины 35 кВ
ПС Кивары, Кельчино, Мишкино I, II, III
Итого шины 35 кВ
2.0
1.9
2.0
2.1
2.2
То же, с учетом Ко
1.5
1.7
1.8
1.9
2.0
Итогр по ПС 220 кВ
2.8
2.9
3.3
3.5
3.9
То же, с учетом Ко
2.6
2.5
2.8
3.0
3.3
То же, с учетом Км
2.5
2.2
2.5
2.7
3.0
13 ПС 110/35/10 кВ Шаркан
Шины 10 кВ
Нефтедобыча и прочие потребители
4.7
4.2
4.9
5.4
6.4
Шины 35 кВ
ПСТыловай, Кельдыш, Сюрсовай, Карсашур
Итого шины 35 кВ
3.0
2.7
3.0
3.3
3.6
То же, с учетом Ко
2.6
2.4
2.7
2.9
3.2
Итого по ПС 110 кВ
7.3
6.7
7.5
8.3
9.7
То же, с учетом Ко
6.8
6.0
6.8
7.5
8.7
То же, с учетом Км
6.2
5.2
5.8
6.3
7.4
14 ПС 110/10 кВ Сосновка
С/х нагрузка, нефтедобыча
0.9
1.5
1.7
1.9
2.1
То же, с учетом Км
0.7
1.2
1.4
1.5
1.7
15 ПС 110/35/6 кВ Кыква
Шины 6 кВ
Распределенная нагрузка
0.7
1.1
1.2
1.3
1.4
Шины 35 кВ
ПСБКС-2 и З, Лудошур, Дмитриевская, Центральная
Итого шины 35 кВ
16.9
25.4
27.9
30.7
33.7
То же, с учетом Ко
15.2
22.8
25.1
27.6
30.4
Итого по ПС 110 кВ
15.9
23.9
26.3
28.9
31.8
То же, с учетом Ко
14.5
21.0
23.1
25.4
28.0
То же, с учетом Км
12.3
18.5
20.8
22.9
25.2
16 ПС 110/35/6 кВ Якшур-Бодья
Шины 6 кВ
С/х нагрузка
3.9
4.3
4.7
5.2
5.7
Шины 35 кВ
ПС Бегеши, Сокол, Чур, Пионерская, Селычка
Итого шины 35 кВ
6.1
6.7
7.4
8.1
8.9
То же, с учетом Ко
5.5
6.0
6.6
7.3
8.0
Итого по ПС 110 кВ
9.4
10.3
11.4
12.5
13.7
То же, с учетом Ко
8.5
8.8
9.7
10.6
11.7
То же, с учетом Км
7.2
7.5
8.2
9.0
9.9
17 ПС 110/35/10 кВ Нефть
Шины 10 кВ
Нефтедобыча
3.0
3.2
3.7
4.0
4.9
Шины 35 кВ
ПС Чутырь, КНС-4, КНС-5, КНС-6, Сельская,
Металлист
Итого шины 35 кВ
12.0
12.0
13.8
14.5
15.2
То же, с учетом Ко
10.0
11.5
13.1
13.8
14.5
Итого по ПС 110 кВ
13.0
14.7
16.8
17.8
19.3
То же, с учетом Ко
12.0
12.5
15.1
16.0
17.4
То же, с учетом Км
10.2
10.2
12.8
13.6
14.8
18 ПС 110/6 кВ Волковская
Нагрузка земснарядов и карьера
2.5
1.5
1.7
1.8
2.0
Комбинат и прочие потребители
2.6
1.6
1.7
1.9
2.1
Итого по ПС 110 кВ
5.1
3.1
3.4
3.7
4.1
То же, с учетом Ко
4.6
2.9
3.2
3.5
3.9
То же, с учетом Км
4.0
2.8
3.0
3.3
3.7
19 ПС 110/6 кВ Гравийная
Нагрузка гравийного карьера
0.6
0.3
0.3
0.4
0.4
Прочие потребители
0.2
0.2
0.2
0.2
0.3
Итого по ПС 110 кВ
0.8
0.5
0.5
0.6
0.7
То же, с учетом Ко
0.5
0.4
0.4
0.5
0.5
То же, с учетом Км
0.3
0.1
0.3
0.3
0.4
20 ПС 110/6 кВ Водозабор
Насосная водозабора и прочие потребители
7.4
7.3
8.4
9.2
10.2
То же, с учетом Км
6.8
6.1
7.1
7.8
8.6
21 ПС 110/6 кВ Прикамье
Нагрузка гравийного карьера
0.6
0.3
0.3
0.4
0.5
То же, с учетом Км
0.5
0.1
0.3
0.3
0.4
22 ПС 110/10 кВ Газовая
С/х нагрузка
0.2
0.3
0.3
0.4
0.4
Нефтедобыча
0.3
0.4
0.5
0.5
0.6
Газопровод
0.9
0.9
1.1
1.3
1.6
Итого по ПС 110 кВ
1.4
1.6
1.9
2.2
2.6
То же, с учетом Ко
1.2
1.4
1.7
2.0
2.3
То же, с учетом Км
1.0
1.2
1.5
1.8
2.1
23 ПС 110/10 кВ Быги
С/х нагрузка
1.5
1.7
1.9
2.1
2.3
То же, с учетом Км
1.1
1.2
1.6
1.7
1.9
24 ПС 110/10 кВ Малиновка
С/х нагрузка
0.8
0.7
0.8
0.8
0.9
То же, с учетом Км
0.6
0.5
0.7
0.7
0.8
25 ПС 110/10 кВ Болгуры
С/х нагрузка
1.2
1.1
1.2
1.2
1.3
То же, с учетом Км
0.9
0.7
1.0
1.0
1.1
26 ПС 110/ЮкВ Лынга
Нефтедобыча
1.0
2.5
2.9
3.2
3.5
Распределенная нагрузка
0.4
1.0
1.2
1.3
1.5
Итого по ПС 110 кВ
1.4
3.5
4.1
4.5
4.9
То же, с учетом Ко
1.3
3.2
3.7
4.0
4.4
То же, с учетом Км
1.0
2.6
3.1
3.4
3.8
27 ПС 110/35/6 кВ Киенгоп
Шины 6 кВ
С/х нагрузка
1.0
0.8
0.9
1.0
1.1
Шины 35 кВ
Распределенная нагрузка
1.4
2.2
2.4
2.7
2.9
Итого по ПС 110 кВ
2.4
3.0
3.3
3.6
4.0
То же, с учетом Ко
2.1
2.8
3.1
3.4
3.8
То же, с учетом Км
1.6
2.5
2.8
3.1
3.4
28 ПС 110/10 кВ Нырошур
С/х нагрузка
0.1
0.3
0.3
0.4
0.4
То же, с учетом Км
0.1
0.2
0.3
0.3
0.3
29 ПС 110/6 кВ Николаевская
С/х нагрузка
0.7
1.2
1.3
1.5
1.6
То же, с учетом Км
0.5
0.9
1.1
1.2
1.4
30 ПС 110/35/10 Мишкино-3
Шины 10 кВ
С/х нагрузка
3.5
7.0
7.7
8.5
9.3
Шины 35 кВ
ПС Мишкино I.II
10.5
21.0
23.1
24.3
25.5
То же, с учетом Ко
9.5
18.9
20.8
21.8
22.9
Итого по ПС 110 кВ
13.0
25.9
28.5
30.3
32.2
То же, с учетом Ко
12.3
23.3
25.6
27.3
29.0
То же, с учетом Км
11.1
20.2
21.8
23.2
24.7
31 ПС 110/10 кВ Чернушка
Черновское месторождение нефти
-
3.5
4.2
4.6
5.1
То же, с учетом Км
-
2.9
3.6
3.9
4.3
Итого по району
124.7
143.9
173.6
189.2
206.6
Ижевский энергорайон
Таблица 95
Электрические нагрузки по шинам 6-10 и 35 кВ электростанций и подстанций 110 кВ и выше
МВт
Наименование подстанции
2000
2007
2010
2015
2020
1 ПС 110/35/10 кВ Сюмси
Шины 10 кВ
С/х нагрузка и прочие потребители
3.5
3.1
3.4
3.8
4.1
Шины 35 кВ
ПС Гура
1.8
1.5
1.7
1.8
2.0
Итого по ПС 110 кВ
5.3
4.6
5.1
5.6
7.7
То же, с учетом Ко
4.7
3.9
4.6
5.0
6.9
То же, с учетом Км
4.1
3.5
4.1
4.5
6.2
2 ПС 110/35/10 кВ Орловская
Шины 10 кВ
Нагрузка НПС нефтепровода Сургут-Полоцк
4.5
7.2
7.9
8.3
9.1
С/х нагрузка
0.5
0.8
0.9
1.0
1.1
Итого шины 10 кВ
5.0
8.0
8.8
9.3
10.2
То же, с учетом Ко
4.2
6.8
7.5
7.9
8.7
Шины 35 кВ
ПС Кильмезь, Сюрек, Какси
Итого шины 35 кВ
4.5
7.2
7.9
8.7
9.6
То же, с учетом Ко
3.7
5.8
6.3
7.0
7.7
Итого по ПС 110 кВ
7.9
12.6
13.8
14.9
16.3
То же, с учетом Ко
7.2
10.7
11.7
12.6
13.9
То же, с учетом Км
6.5
8.6
9.4
10.1
11.1
3 ПС 220/110/10 кВ Садовая
Шины 10 кВ
С/х нагрузка
5.3
9.5
10.5
11.5
13.8
Прочие потребители
0.7
1.8
2.0
2.2
2.6
Итого по ПС 220 кВ
6.0
11.3
12.4
13.7
16.4
То же, с учетом Ко
5.9
10.7
11.8
13.0
15.6
То же, с учетом Км
5.8
10.0
11.2
12.3
14.8
4 ПС 110/10 кВ Азино
С/х нагрузка и нефтедобыча
2.1
1.6
1.9
2.1
2.3
То же, с учетом Км
1.8
1.2
1.4
1.6
1.7
5 ПС 110/35/10 кВ Ува
Шины 10 кВ
Лесозавод
2.9
3.2
3.8
4.0
4.2
С/х потребители
3.5
3.9
4.2
4.7
5.1
Коммунально-бытовая нагрузка и прочие
5.0
5.5
6.1
6.7
7.3
потребители
Итого шины 10 кВ
12.0
12.5
14.1
15.3
16.7
То же, с учетом Ко
10.3
10.7
12.0
13.0
14.2
Шины 35 кВ
ПС Каркалай, Рябово, Калининская, Тукля,
Мушковай, Монья
Итого шины 35 кВ
5.2
5.7
6.3
6.6
6.9
Тоже, с учетом Ко
4.5
4.9
5.3
5.6
5.9
Итого по ПС 110 кВ
14.8
15.5
17.3
18.6
20.1
То же, с учетом Ко
12.7
13.5
15.1
16.2
17.5
То же, с учетом Км
11.1
11.9
13.6
14.6
15.7
6 ПС 110/35/10 кВ Вавож
Шины 10 кВ
С/х нагрузка
2.7
2.4
2.6
2.9
3.2
Шины 35 кВ
ПС Какмож, Макарове Лыстем, Рябово
Итого шины 35 кВ
2.7
2.4
2.6
2.9
3.2
То же, с учетом Ко
2.2
2.2
2.4
2.6
2.9
Итого по ПС 110 кВ
4.9
4.6
5.0
5.5
6.1
То же, с учетом Ко
4.6
4.1
4.5
5.0
5.5
То же, с учетом Км
4.4
3.9
4.3
4.7
5.2
7 ПС 110/35/10 кВ Нылга
Шины 10 кВ
С/х нагрузка
4.0
3.2
3.5
3.9
4.3
Шины 35 кВ
ПС Кыйлуд, Урал, Булай, Киби-Жикья
Итого шины 35 кВ
2.4
1.9
2.1
2.3
2.6
То же, с учетом Ко
2.1
1.6
1.8
2.0
2.2
Итого по ПС 110 кВ
6.1
4.8
5.3
5.8
6.4
То же, с учетом Ко
5.5
4.4
3.5
2.8
2.3
То же, с учетом Км
5.0
3.9
3.2
2.5
2.0
8 ПС 110/35/10 кВ Вала
Шины 10 кВ
С/х нагрузка
1.1
0.9
1.0
1.1
1.2
Шины 35 кВ
ПС Ожги, Зямбай, Искра
2.5
2.0
2.2
2.4
2.7
То же, с учетом Ко
2.0
1.6
1.8
1.9
2.1
Итого по ПС 110 кВ
3.1
2.5
2.7
3.0
3.3
То же, с учетом Ко
2.8
2.2
2.5
2.7
3.0
То же, с учетом Км
2.1
1.7
2.0
2.2
2.4
9 ПС 110/10 кВ Игерман
Лечебно-трудовой профилакторий, госплемстанция, прочие потребители
2.2
6.6
7.9
8.3
9.1
То же, с учетом Ко
2.0
5.9
7.1
7.5
8.2
То же, с учетом Км
1.8
5.2
6.4
6.7
7.4
10 ПС 220/110/10 кВ Ижевск
Шины 10 кВ
Завод Буммаш
4.7
4.0
4.8
5.0
5.3
Трест-17
0.9
0.8
0.9
1.0
1.0
Типография
1.1
0.9
1.0
1.1
1.1
Тяговая нагрузка
1.3
1.1
1.2
1.3
1.5
Коммунально-бытовая нагрузка
6.6
5.6
6.5
7.1
7.8
Итого по ПС 220 кВ
14.6
12.4
14.4
15.5
16.7
То же, с учетом Ко
13.1
11.2
13.0
14.0
15.0
То же, с учетом Км
11.8
10.0
11.7
12.6
13.5
11 ПС 110/10 кВ Буммаш
Завод Буммаш
10.8
17.8
21.4
23.5
25.9
Предприятие ЯЧ-91/4
1.8
3.0
3.3
3.6
4.0
Коммунально-бытовая нагрузка
3.7
6.1
7.3
8.1
8.9
Итого по ПС 110 кВ
16.3
26.9
32.0
35.2
38.7
То же, с учетом Ко
14.6
22.9
27.2
29.9
32.9
То же, с учетом Км
12.2
20.1
23.6
26.0
28.6
12 ПС 110/10 кВ Автозавод
Автозавод
22.0
18.7
20.6
21.6
23.8
База электронно-механического завода
0.4
0.3
0.4
0.4
0.5
Асфальтобетонный завод
0.3
0.3
0.3
0.3
0.3
Тяговая нагрузка
0.5
0.4
0.5
0.5
0.6
КНС №5
1.2
1.0
1.2
1.2
1.4
Коммунально-бытовая нагрузка
1.0
0.9
1.0
1.0
1.1
Итого по ПС 110 кВ
25.4
21.6
23.9
25.1
27.6
То же, с учетом Ко
23.6
19.9
22.0
23.1
25.4
То же, с учетом Км
22.0
18.8
20.9
21.9
24.1
13 ПС Танково 110/6 кВ
Строительство ТЭЦ-2
-
Очистные сооружения водопровода
1.4
1.6
1.8
2.0
2.2
Тепличный комбинат
0.9
1.0
1.2
1.3
1.4
КНС №13, 15, 16
1.2
1.4
1.6
1.7
1.9
Коммунально-бытовая нагрузка
1.5
1.7
1.9
2.1
2.4
Тяговая нагрузка
1.0
1.1
1.3
1.4
1.6
Итого по ПС 110 кВ
6.0
6.8
7.8
8.6
9.4
То же, с учетом Ко
5.4
6.1
7.0
7.7
8.5
То же, с учетом Км
4.6
5.2
6.0
6.6
7.2
14 ПС 110/10 кВ Химик
Завод пластмассовых изделий
1.7
2.6
2.9
3.2
3.5
Коммунально-бытовая нагрузка
4.8
7.2
8.3
9.1
10.0
Итого по ПС 110 кВ
6.5
9.8
11.2
12.3
13.6
То же, с учетом Ко
6.2
9.3
10.7
11.7
12.9
То же, с учетом Км
6.0
9.0
10.2
11.2
12.4
15 ПС 110/6 кВ Кузнечная
Кузнечно-прессовый комплекс
1.5
0.6
0.8
0.9
1.0
С/х нагрузка и прочие потребители
1.5
0.7
0.8
0.8
0.9
Итого по ПС 110 кВ
3.0
1.3
1.6
1.7
1.9
То же, с учетом Ко
2.0
1.1
1.3
1.4
1.5
То же, с учетом Км
1.0
0.4
1.0
1.1
1.2
16 ПС 110/10 кВ Прессовая
Ижмаш
9.0
10.5
11.6
12.7
14.0
То же, с учетом Км
6.8
6.0
8.7
9.5
10.5
17 ПС110/6 кВ Культбаза
Радиозавод
23.7
24.9
29.9
32.8
36.1
Редукторный завод
Тяговая нагрузка
1.6
1.8
2.0
2.2
2.4
Предприятие ЯЧ-91/1 и ИЗ-13-1
2.4
2.6
3.0
3.3
3.7
Коммунально-бытовая нагрузка
9.6
10.6
12.1
13.4
14.7
Итого по ПС 110 кВ
37.3
39.8
47.1
51.8
56.9
То же, с учетом Ко
33.8
35.9
42.4
46.6
51.3
То же, с учетом Км
29.0
30.7
36.0
39.6
43.6
18 ПС 110/6 кВ Майская
Редукторный завод
5.9
8.9
10.2
11.2
12.3
Тяговая нагрузка
1.5
2.3
2.6
2.8
3.1
ИНИТИ
2.0
3.0
3.5
3.8
4.2
Ижевский жиркомбинат
2.5
3.8
4.3
4.7
5.2
Коммунально-бытовая нагрузка
5.4
8.1
9.3
11.2
13.4
Итого по ПС 110 кВ
17.3
26.0
29.8
33.8
38.3
То же, с учетом Ко
16.6
24.1
27.8
31.4
35.6
То же, с учетом Км
15.6
22.7
26.4
29.8
33.8
19 ПС 110/10 Кировская
ГПЗ-13
1.2
3.6
4.1
4.6
5.0
Корпус бытовых магнитофонов
0.8
2.6
3.1
3.4
3.7
Коммунально-бытовая нагрузка
1.6
4.8
5.8
6.3
7.0
Редукторный завод
0.8
2.8
3.2
3.4
3.6
Итого по ПС 110 кВ
4.4
13.8
16.2
17.7
19.2
То же, с учетом Ко
3.6
13.1
15.4
16.8
18.3
То же, с учетом Км
3.0
12.3
14.6
15.9
17.4
20 ПС 110/6 Подлесная
ИНИТИ
-
КНС-12, 21
2.5
3.3
3.7
4.1
4.5
Коммунально-бытовая нагрузка
8.1
10.5
12.1
13.3
14.7
Тяговая нагрузка
1.8
2.3
2.7
3.0
3.3
Троллейбусный парк №1
1.1
1.4
1.6
1.8
2.0
Итого по ПС 110 кВ
13.5
17.6
20.2
22.2
24.4
То же, с учетом Ко
12.1
15.4
17.8
19.5
21.5
То же, с учетом Км
10.8
13.9
16.0
17.6
19.3
21 ПС 110/6 кВ Парковая
Электромеханический завод
5.7
6.3
7.2
7.9
8.7
КНС-6
4.0
4.4
5.1
5.6
6.1
Тяговая нагрузка
1.7
1.9
2.2
2.4
2.6
Коммунально-бытовая нагрузка
5.7
6.3
7.2
7.9
8.7
Итого по ПС 110 кВ
17.1
18.8
21.6
23.8
26.2
То же, с учетом Ко
15.4
16.6
19.0
20.9
23.0
То же, с учетом Км
14.0
15.4
18.1
19.9
21.9
22 ПС 110/6 Подборенка
Электромеханический завод
2.1
4.4
5.3
5.8
6.4
ИНИТИ
1.8
3.8
4.3
4.8
5.3
Коммунально-бытовая нагрузка
1.2
2.5
3.0
3.3
3.7
Итого по ПС 110 кВ
5.1
10.7
12.7
13.9
15.3
Тоже, с учетом Ко
3.9
8.8
10.4
11.4
12.6
То же, с учетом Км
3.3
6.4
8.3
9.1
10.1
23 ПС 110/10 кВ Центральная
Тяговая нагрузка
2.6
3.4
4.1
4.5
5.0
Промбаза Северо-Восточного узла
9.9
13.1
15.0
16.5
18.2
Коммунально-бытовая нагрузка
14.0
18.5
21.3
23.4
25.7
Итого по ПС 110 кВ
26.5
35.0
40.4
44.4
48.9
То же, с учетом Ко
24.8
32.5
37.6
41.3
45.5
То же, с учетом Км
22.3
30.5
35.7
39.3
43.2
24 ПС 110/10 кВ Восточная
Механический завод
3.9
5.5
6.6
7.2
7.9
Тяговая нагрузка
1.5
2.1
2.5
2.8
3.0
Коммунально-бытовая нагрузка
6.9
9.7
10.6
11.7
12.9
Завод Метеор
7.4
10.4
10.8
11.9
13.1
Итого по ПС 110 кВ
19.6
27.6
30.5
33.6
36.9
То же, с-учетом Ко
17.2
24.3
26.9
29.5
32.5
То же, с учетом Км
16.5
23.1
25.5
28.1
30.9
25 ПС 110/6 кВ Смирново
Производственные базы Удмуртнефти
3.7
4.2
4.6
5.1
6.1
То же, с учетом Км
3.3
3.8
4.2
4.6
5.5
26 ПС 110/10 кВ Опытная
С/х нагрузка
4.3
5.1
6.1
6.7
8.1
То же, с учетом Км
3.6
4.1
5.4
5.9
7.1
27 ПС 110/6 кВ Медведево
С/х нагрузка
2.9
3.2
3.5
3.9
4.6
Очистные сооружения канализации
2.4
2.6
2.9
3.2
3.8
Коммунально-бытовая нагрузка
2.7
3.0
3.3
3.6
4.3
Итого по ПС 110 кВ
8.0
8.8
9.7
10.6
12.8
То же, с учетом Ко
7.3
7.7
8.5
9.4
11.2
То же, с учетом Км
6.5
6.6
7.4
8.2
9.8
28 ПС 110/35/10 кВ Завьялово
Шины 10 кВ
Аэропорт
5.0
3.8
4.1
4.5
5.4
Прочие потребители
3.8
2.9
3.1
3.4
4.1
Итого шины 10 кВ
8.8
6.6
7.3
8.0
9.6
То же, с учетом Ко
6.6
5.6
6.2
6.8
8.1
Шины 35 кВ
ПС 35/10 кВ Гольяны, Россия, Каменное
Итого шины 35 кВ
5.0
3.8
4.1
4.5
5.4
То же, с учетом Ко
3.3
3.2
3.5
3.9
4.6
Итого по ПС 110 кВ
9.9
8.8
9.7
10.6
12.8
То же, с учетом Ко
8.9
7.3
8.0
8.8
10.6
То же, с учетом Км
7.0
5.2
6.4
7.1
8.5
29 ПС 110/35/6 кВ Соцгород
Шины 6 кВ
Механический завод
9.5
8.4
9.6
10.6
12.7
С/х нагрузка
1.9
1.7
1.9
2.1
2.5
Коммунально-бытовая нагрузка
4.0
3.5
4.0
4.5
5.3
Трамвайное депо №2
0.5
0.4
0.5
0.6
0.7
Итого шины 6 кВ
15.9
14.0
16.1
17.7
21.2
То же, с учетом Ко
15.3
13.3
15.3
16.8
20.2
То же, с учетом Км
14.6
12.7
14.5
16.0
19.2
30 ПС 110/10 кВ Пирогово
Асфальтобетонный завод
1.2
1.9
2.1
2.3
2.7
Тепличный комбинат
2.4
3.7
4.3
4.7
5.7
Тяговая нагрузка
1.0
1.6
1.8
2.0
2.4
Аэродром
0.5
0.8
0.9
1.0
1.2
Ижевский механический завод
3.0
4.7
5.4
5.9
7.7
Итого по ПС 110 кВ
8.1
12.6
14.4
15.9
19.6
То же, с учетом Ко
7.5
11.4
13.0
14.3
17.7
То же, с учетом Км
7.0
10.8
12.3
13.6
16.8
31 ПС 110/35/10 кВ Докша
Шины 10 кВ
Нагрузка нефтедобычи
6.0
9.6
11.5
12.7
15.2
С/х нагрузка
1.0
1.6
1.8
1.9
2.1
Итого шины 10 кВ
7.0
11.2
13.3
14.6
17.3
То же, с учетом Ко
5.7
9.7
11.6
12.7
15.1
Шины 35 кВ
Нагрузка Гремихинского м.р.нефти
6.6
10.6
12.1
13.4
16.0
Итого по ПС 110 кВ
12.2
20.3
23.7
26.1
31.1
То же, с учетом Ко
10.9
16.6
19.4
21.4
25.5
То же, с учетом Км
8.7
13.4
15.5
17.1
20.4
32 ПС 110/6 кВ Рабочая
Механический завод
16.2
21.1
25.3
27.8
33.4
Завод металлоизделий
2.7
3.5
4.2
4.2
4.6
Коммунально-бытовая нагрузка
10.0
13.0
15.0
16.4
18.1
Тяговая нагрузка
2.3
3.0
3.3
3.6
4.0
Трамвайное депо №1
0.7
0.9
1.1
1.1
1.2
Итого по ПС 110 кВ
31.9
41.5
48.8
53.2
61.3
То же, с учетом Ко
29.3
35.2
41.5
45.2
52.1
То же, с учетом Км
27.0
32.6
38.6
42.0
48.4
33 ПС 110/6 кВ Вокзальная
Ижевский участок Горьковской ж.д.
1.0
0.9
0.9
1.0
1.1
КНС-8, КНС-1
3.0
2.6
2.8
3.1
3.4
Коммунально-бытовая нагрузка
8.1
6.9
7.6
8.3
9.2
Мясокомбинат
1.3
1.1
1.2
1.3
1.6
Тяговая нагрузка
0.9
0.8
0.8
0.9
1.0
Мебельная фабрика
1.5
1.3
1.4
1.5
1.9
Итого по ПС 110 кВ
14.9
13.4
14.8
16.2
18.1
То же, с учетом Ко
14.4
12.4
13.6
14.9
16.7
То же, с учетом Км
14.0
11.7
12.9
14.2
15.8
34 ПС 110/27,5 кВ Ижевск-т
Шины 27,5 кВ
Электротяга
0.0
0.2
6.0
6.6
7.3
То же, с учетом Км
0.0
0.1
4.8
5.3
5.8
35 ПС 110/35/6 Нефтемаш
Шины 6 кВ
Нефтемаш
7.7
9.2
10.6
11.7
14.0
Тяговая нагрузка
2.3
2.8
3.2
3.5
4.2
С/х нагрузка
2.2
2.6
2.9
3.2
3.8
ГКНС №2, 3
3.0
3.6
4.0
4.4
4.8
Коммунально-бытовая нагрузка
3.6
4.3
4.8
5.2
6.3
Итого по ПС 110 кВ
18.8
22.6
25.4
28.0
33.1
То же, с учетом Ко
15.6
19.6
22.1
24.3
28.8
То же, с учетом Км
14.4
16.7
20.6
22.6
26.8
36 ПС 110/35/6 кВ Заречная
Шины 6 кВ
Завод ячеистого бетона
2.1
2.3
2.7
2.9
3.5
Лесозавод машзавода
2.1
2.3
2.7
2.9
3.5
Завод керамических блоков
1.1
1.2
1.4
1.5
1.8
Коммунально-бытовая нагрузка
3.2
3.5
4.0
4.5
5.8
Промзона, лесобазы
1.1
1.2
1.4
1.5
1.8
Тяговая нагрузка
0.5
0.6
0.6
0.7
0.8
Очистные сооружения металлургического завода
1.1
1.2
1.4
1.5
1.8
Итого по шинам 6 кВ
11.3
12.3
14.2
15.6
19.1
То же, с учетом Ко
10.5
11.7
13.5
14.8
18.2
Шины 35 кВ
Итого по ПС 110 кВ
10.5
11.7
13.5
14.8
18.2
То же, с учетом Км
9.0
10.0
11.4
12.6
15.5
37 ПС 110/35/10 Вараксино
Шины 10 кВ
Птицефабрика
2.1
3.4
3.9
4.3
5.5
Прочая сельскохозяйственная нагрузка
2.0
3.2
3.5
3.9
4.6
Итого шины 6 кВ
4.1
6.6
7.4
8.1
10.2
То же, с учетом Ко
3.4
5.9
6.6
7.3
9.2
Шины 35 кВ
ПС Шабердино, Люкшудья
Итого шины 35 кВ
2.3
3.2
3.5
3.9
4.7
То же, с учетом Ко
2.3
3.2
4.5
6.3
8.8
Итого по ПС 110 кВ
5.7
9.1
11.2
13.6
18.0
То же, с учетом Ко
5.4
8.1
9.9
12.1
16.0
То же, с учетом Км
5.0
7.8
9.4
11.5
15.2
38 ПС 110/35/10 кВ Никольская
Шины 10 кВ
С/х нагрузка
4.9
5.4
5.7
5.9
6.2
Шины 35 кВ
ПС Юськи, Норья, Красное, Совхозная
Итого шины 35 кВ
8.1
8.5
8.9
9.4
9.8
То же, с учетом Ко
7.4
7.5
7.9
8.3
8.7
Итого по ПС 110 кВ
12.3
12.9
13.5
14.2
14.9
То же, с учетом Ко
11.0
11.3
11.9
12.5
13.1
То же, с учетом Км
10.0
10.2
10.7
11.2
11.8
39 ПС 110/6 кВ Машзавод
Машзавод
20.4
19.6
22.5
24.8
27.3
Насосная станция водопровода
9.8
9.4
10.8
11.9
13.1
Коммунально-бытовая нагрузка
4.8
4.6
5.3
5.8
6.4
Прочие потребители
2.9
2.8
3.2
3.5
3.9
Итого по ПС 110 кВ
37.9
36.4
41.8
46.0
50.6
То же, с учетом Ко
35.3
33.5
38.5
42.3
46.6
То же, с учетом Км
32.8
31.0
35.8
39.4
43.3
40 ПС110/6кВ ГПП-3
Металлургический завод
14.0
22.4
25.8
28.3
31.2
Машзавод
3.1
5.0
5.7
6.3
6.9
Тяговая нагрузка
1.1
1.8
2.0
2.2
2.4
Троллейбусный парк
1.1
1.8
1.9
2.1
2.3
Итого по ПС 110 кВ
19.3
30.9
35.4
39.0
42.9
То же, с учетом Ко
18.1
27.8
31.9
35.1
38.6
То же, с учетом Км
16.0
25.5
28.7
31.6
34.7
41 ПС 220/110/6 кВ Металлург
Шины 6 кВ
Металлургический завод
20.7
23.8
27.4
28.7
34.5
Мотозавод (площадка №2)
6.0
6.9
7.9
8.3
9.2
Машзавод
1.9
2.2
2.5
2.6
2.9
Завод сборного железобетона
2.8
3.2
3.7
3.9
4.3
Коммунально-бытовая нагрузка
7.5
8.6
9.9
10.4
11.5
Итого по ПС 220 кВ
38.9
44.7
51.4
54.0
62.3
То же, с учетом Ко
36.4
42.5
48.9
51.3
59.2
То же, с учетом Км
35.0
40.0
46.4
48.8
56.2
42 ПС 110/35/6 кВ Лесная
Шины 6 кВ
Нагрузка ВМЗ
2.5
2.2
2.4
2.7
2.9
Шины 35 кВ
ПС Важой, Сокол, Успенское
Итого шины 35 кВ
2.8
2.5
2.7
3.0
3.3
То же, с учетом Ко
2.5
2.2
2.3
2.5
2.8
Итого по ПС 110 кВ
5.0
4.4
4.7
5.2
5.7
То же, с учетом Ко
4.5
4.2
4.5
4.9
5.4
То же, с учетом Км
4.0
3.5
3.8
4.1
4.5
43 ПС 110/10 кВ Полевая
Распределенная нагрузка
0.9
1.2
1.3
1.5
1.6
То же, с учетом Км
0.7
0.9
1.1
1.2
1.4
44 Ижевская ТЭЦ-1
Металлургический завод
12.5
16.3
18.7
19.6
21.6
Машзавод
3.6
4.7
5.4
5.7
6.2
Тяговая нагрузка
0.9
1.2
1.3
1.4
1.6
Электромеханический завод
0.9
1.2
1.3
1.4
1.6
Коммунально-бытовая нагрузка
6.3
8.2
9.4
9.9
10.9
Итого по Ижевской ТЭЦ-1
24.2
31.5
36.2
38.0
41.8
То же, с учетом Ко
21.3
25.3
25.3
25.3
25.3
СН ТЭЦ-1
6.5
9.7
12.6
13.9
15.3
Нагрузка на Ижевской ТЭЦ-1
27.8
35.0
37.9
39.2
40.6
45 ИжевскаяТЭЦ-2
с.н.
30.2
32.6
34.2
37.7
39.5
46 ПС 110/6 кВ Пушкинская
Коммунально-бытовая нагрузка
-
-
-
-
0
То же, с учетом Км
-
-
-
-
0
47 ПС 110/10 кВ Метеор
Распределенная нагрузка
-
-
-
-
40.0
То же, с учетом Км
-
-
-
-
38.0
48 ПС 110/10 кВ Пазелы
Распределенная нагрузка
-
-
-
10.0
16.2
То же, с учетом Км
-
-
-
7.8
15.0
49 ПС 110/10 кВ Районная
Распределенная нагрузка
-
-
-
-
3.0
То же, с учетом Км
-
-
-
-
2.2
50 110/6 кВ Набережная
Шины 6 кВ
-
-
-
-
31.0
То же, с учетом Км
-
-
-
-
28.0
51 ПС 110/10 кВ Союзная
Станция очистки технической и питьевой воды
-
-
-
40.0
50.0
То же, с учетом Км
-
-
-
38.2
50.0
52 ПС 110/6 кВ Зенитная
Коммунально-бытовая нагрузка
-
-
14.0
26.0
30.0
Прочие потребители
-
-
8.0
16.0
20.0
Итого по ПС 110 кВ
-
-
22.0
42.0
50.0
То же, с учетом Ко
-
-
21.2
38.4
47.0
То же, с учетом Км
-
-
20.0
36.0
44.1
53 ПС 110/10 кВ Магистральная
Распределенная нагрузка
-
-
-
13,3
25,5
То же, с учетом Км
-
-
-
9,9
23,2
Итого по району
498.1
588.6
694.5
845.5
1058.3
Можгинский энергорайон
Таблица 96
Электрические нагрузки по шинам 6-10 и 35 кВ электростанций и подстанций 110 кВ и выше
МВт
Наименование подстанции
2000
2007
2010
2015
2020
1 ПС 110/35/10 кВ Пурга
Шины 10 кВ
С/х нагрузка
6.0
1.8
2.0
2.1
2.3
Коммунально-бытовая нагрузка
9.0
2.7
3.0
3.3
3.4
Нагрузка электротяги
8.0
2.4
2.8
2.9
3.0
Итого по ПС 110 кВ
23.0
6.9
7.7
8.2
8.8
То же, с учетом Ко
22.5
6.7
7.5
8.0
8.5
То же, с учетом Км
22.2
6.4
7.3
7.8
8.3
2 ПС 110/35/10 кВ Яган
Шины 10 кВ
С/х нагрузка
1.6
1.7
1.9
2.1
2.3
Шины 35 кВ
ПС Кечево, Бураново
Итого шины 35 кВ
3.3
3.0
3.2
3.5
3.6
То же, с учетом Ко
2.6
2.8
2.9
3.2
3.4
Итого по ПС 110 кВ
4.2
4.5
4.8
5.3
5.6
То же, с учетом Ко
3.8
4.0
4.3
4.7
5.1
То же, с учетом Км
3.5
3.6
3.9
4.3
4.6
3 ПС 110/6 кВ Нефтяная
Нагрузка НПС нефтепровода Киенгоп-Набережная
2.5
1.5
1.7
2.0
2.2
То же, с учетом Км
1.8
0.6
1.2
1.5
1.6
4 ПС 110/10 кВ Подгорная
Животноводческий комплекс и прочие потребители
1.2
2.8
3.2
3.5
4.1
То же, с учетом Км
0.9
1.5
2.4
2.7
3.1
5 ПС 110/35/10 кВ Киясово
Шины 10 кВ
С/х нагрузка
9.5
5.7
6.3
6.8
7.4
Шины 35 кВ
ПС Салья, Яжвахтино, Ильдибаево, Кугупово
Итого шины 35 кВ
6.2
3.7
4.5
4.9
5.6
То же, с учетом Ко
5.3
3.2
3.8
4.2
4.8
Итого по ПС 110 кВ
14.8
8.9
10.1
10.9
12.2
То же, с учетом Ко
13.3
8.0
9.1
9.9
11.0
То же, с учетом Км
12.0
7.2
8.2
8.9
9.9
6 ПС 110/27/10 кВ Агрыз-т
Шины 27 кВ
Электротяга
7.0
22.4
24.6
27.1
29.8
Шины 110 кВ
ПС Агрыз-городская
5.0
16.0
18.4
19.9
22.3
Итого по ПС 110 кВ
12.0
38.4
43.0
47.0
52.1
То же, с учетом Ко
10.0
31.9
35.7
39.0
43.2
То же, с учетом Км
9.0
28.0
31.4
34.3
38.0
7 ПС 110/35/10 кВ Ильинская
Шины 10 кВ
С/х нагрузка
0.5
0.8
0.8
0.9
1.0
Шины 35 кВ
ПС Б.Кибья, Уром, Радист
Итого шины 35 кВ
3.4
5.2
5.9
6.2
6.6
То же, с учетом Ко
2.6
4.0
4.6
4.9
5.1
Итого по ПС 110 кВ
3.1
4.8
5.5
5.8
6.1
То же, с учетом Ко
2.5
3.8
4.4
4.6
4.9
То же, с учетом Км
2.0
3.1
3.5
3.7
3.9
8 ПС 110/35/27 кВ Пычас-т
Шины 35 кВ
Распределенная нагрузка
1.2
2.2
2.4
2.6
2.9
Шины 27 кВ
Электротяга
11.0
20.0
21.0
22.1
24.3
Итого по ПС 110 кВ
12.2
22.2
23.4
24.7
27.1
То же, с учетом Ко
11.0
19.9
21.0
22.2
24.4
То же, с учетом Км
10.0
18.1
18.9
20.0
22.0
9 ПС 110/35/6 кВ Можга
Шины 6 кВ
С/х нагрузка
3.9
4.0
4.4
4.8
5.8
Коммунально-бытовая нагрузка
12.4
11.5
12.1
13.3
14.6
Маслосырзавод и лесозавод
1.4
1.8
2.0
2.2
2.4
Итого шины 6 кВ
17.7
17.3
18.5
20.3
22.8
То же, с учетом Ко
15.8
15.6
16.6
18.3
20.5
Шины 35 кВ
ПС Пычас, Горняк, Знаменская, Асаново, Люга, Гыбдан, Б.Уча, Пинязь, Чумайтло, Новогорское, Сельская, Коммуна, Биляр
Итого шины 35 кВ
7.7
8.2
9.4
10.4
11.4
То же, с учетом Ко
6.6
7.0
8.0
8.8
9.7
Итого по ПС 110 кВ
22.4
22.5
24.6
27.1
30.2
То же, с учетом Ко
21.4
21.2
23.1
25.5
28.4
То же, с учетом Км
20.6
19.5
22.0
24.2
27.0
10 ПС 110/6 кВ Свет
Сюгинский стекольный завод
3.7
5.4
6.2
6.7
7.7
Завод дубильных экстрактов
0.5
0.7
0.9
1.0
1.1
Коммунально-бытовая нагрузка
4.5
6.8
7.1
7.9
8.6
Лесозавод
1.7
2.4
2.9
3.2
3.5
Итого по ПС 110 кВ
10.4
15.3
17.1
18.6
20.8
То же, с учетом Ко
9.5
14.1
15.7
17.2
19.2
То же, с учетом Км
8.8
12.6
14.6
16.0
17.8
11 ПС 110/6 кВ Машдеталь
Завод машдеталей
1.8
1.4
1.6
1.7
1.9
Коммунально-бытовая нагрузка
4.6
3.5
3.8
4.0
4.4
Итого по ПС 110 кВ
6.4
4.9
5.4
5.8
6.3
То же, с учетом Ко
5.9
4.6
5.6
6.6
7.6
То же, с учетом Км
5.8
4.4
5.3
6.3
7.2
12 ПС 110/35/10 кВ Поршур
Шины 10 кВ
С/х нагрузка
7.0
4.0
4.2
4.6
4.9
Шины 35 кВ
ПС Грахово
3.0
2.8
2.9
3.2
3.4
Итого по ПС 110 кВ
10.0
6.8
7.1
7.9
8.2
То же, с учетом Ко
8.5
5.4
5.7
6.3
6.6
То же, с учетом Км
7.5
3.1
5.1
5.7
5.9
13 ПС 110/35/10 кВ Кизнер
Шины 10 кВ
С/х нагрузка
4.4
5.1
5.6
6.2
6.5
Шины 35 кВ
ПС Бемыж, Ст.Ятчи, Вичурка, Балдейка, Мурказь, Омга
Итого шины 35 кВ
3.8
2.9
3.2
3.5
3.9
То же, с учетом Ко
3.2
2.6
3.6
4.6
5.6
Итого по ПС 110 кВ
7.6
7.7
9.2
10.8
12.1
То же, с учетом Ко
6.9
7.1
8.5
9.9
11.1
То же, с учетом Км
6.2
6.5
7.6
8.9
10.0
14 ПС 110/27/10 кВ Саркуз
Шины 27 кВ
Электротяга
27.1
14.4
15.8
17.3
19.2
То же, с учетом Км
25.0
13.2
14.3
15.5
17.2
15 ПС 110/35/10 кВ Алнаши
Шины 10 кВ
С/х нагрузка
6.5
7.2
7.6
7.9
7.9
Шины 35 кВ
ПС Новгородское, Асаново, Варзи-Ятчи
Итого шины 35 кВ
5.0
6.0
6.3
7.2
7.2
Итого по ПС 110 кВ
11.5
13.2
13.9
15.2
15.2
То же, с учетом Ко
10.0
11.6
12.2
13.4
13.4
То же, с учетом Км
9.0
10.2
11.2
12.3
12.3
16 ПС 110/10 кВ Компрессорная
Распределенная нагрузка
2.3
4.5
4.6
5.0
5.0
То же, с учетом Км
1.7
3.0
4.1
4.5
4.5
17 ПС 110/10 кВ Каменное
С/ж нагрузка
1.7
1.9
2.1
2.3
2.5
То же, с учетом Км
1.3
1.2
1.9
2.1
2.3
18 ПС 110/35/10 кВ Лудзинка
Шины 10 кВ
Нефтедобыча
-
0.7
0.8
0.8
0.9
Шины 35 кВ
Нефтедобыча
-
1.1
1.2
1.3
1.5
Итого по ПС 110 кВ
-
1.8
2.0
2.2
2.4
То же, с учетом Ко
-
1.4
1.6
1.7
1.9
То же, с учетом Км
-
1.0
1.2
1.3
1.4
19 ПС 220/10 кВ свобода
Шины 10 кВ
УХО
-
-
8.5
19.8
19.8
То же, с учетом Км
-
-
8.0
18.2
18.2
Итого по району
147.3
143.1
172.2
198.1
215.4
Сарапульский энергорайон
Таблица 97
Электрические нагрузки по шинам 6-10 и 35 кВ электростанций и подстанций 110 кВ и выше
МВт
Наименование подстанции
2000
2007
2010
2015
2020
1 ПС 110/6 кВ Северная
Очистные сооружения водозабора
3.4
4.1
4.5
4.5
5.4
Коммунально-бытовая нагрузка
2.9
3.5
4.2
4.6
5.1
Итого по ПС 110 кВ
6.3
7.6
8.7
9.1
10.4
То же, с учетом Ко
4.8
5.7
6.5
6.8
7.8
То же, с учетом Км
3.1
3.8
5.5
5.8
6.7
2 ПС 110/35/6 кВ Сарапул
Шины 6 кВ
завод Электробытприбор
1.0
1.3
1.6
1.6
1.9
Коммунально-бытовая нагрузка
2.5
2.9
3.8
4.1
4.8
С/х нагрузка
3.0
3.5
3.9
3.9
4.4
Итого по ПС 110 кВ
6.5
7.7
9.2
9.6
11.1
То же, с учетом Ко
5.1
6.7
8.0
8.4
9.6
То же, с учетом Км
4.1
5.1
6.4
6.7
7.7
3 ПС 110/27/10 кВ Сарапул-т
Шины 27 кВ
Электротяга
5.6
13.5
17.6
19.3
21.2
То же, с учетом Км
5.0
12.1
15.8
17.4
19.1
4 ПС 110/6 кВ Молодежная
Электрогенераторный завод
2.8
4.9
6.4
7.0
7.7
Коммунально-бытовая нагрузка
1.8
3.2
4.2
4.6
5.0
Итого по ПС 110 кВ
4.6
8.1
10.5
11.6
12.7
То же, с учетом Ко
4.2
7.3
9.5
10.4
11.5
То же, с учетом Км
3.8
6.8
9.0
9.9
10.9
5 ПС 110/6 кВ Сигаево
Нагрузка промбаз
1.8
2.7
3.0
3.1
3.4
Коммунально-бытовая нагрузка
1.5
2.3
2.5
2.6
2.9
Итого по ПС 110 кВ
3.3
5.0
5.4
5.7
6.3
То же, с учетом Ко
2.9
4.2
4.6
4.9
5.3
То же, с учетом Км
2.5
3.7
4.2
4.4
4.8
6 ПС 110/6 кВ Дубровка
Комбинат хлебопродуктов
0.9
2.2
2.4
2.5
2.8
То же, с учетом Kм
0.7
1.7
2.2
2.3
2.5
7 ПС 110/6 кВ Высотная
Радиозавод
6.8
6.1
7.3
7.5
8.2
Лесокомбинат
4.1
3.7
4.8
4.9
5.4
Коммунально-бытовая нагрузка
5.3
4.8
5.7
5.8
6.4
Итого по ПС 110 кВ
16.2
14.6
17.9
18.2
20.0
То же, с учетом Ко
15.7
13.9
17.0
17.3
19.0
То же, с учетом Км
15.1
13.0
15.8
16.1
17.7
8 ПС 110/6 кВ Дзержинская
Завод им. Дзержинского
3.3
5.9
7.1
7.5
8.2
Коммунально-бытовая нагрузка
2.0
3.6
4.3
4.5
5.0
Лесокомбинат
1.0
1.8
2.0
2.1
2.3
Итого по ПС 110 кВ
6.3
11.3
13.4
14.1
15.5
То же, с учетом Ко
5.1
10.2
12.1
12.7
14.0
То же, с учетом Км
4.3
9.1
10.9
11.4
12.6
9 ПС 110/6 кВ Элеконд
Завод электроконденсаторов
5.5
5.0
6.4
6.8
7.4
Коммунально-бытовая нагрузка
2.3
3.0
3.6
3.8
4.2
Итого по ПС 110 кВ
8.8
8.0
10.0
10.5
11.6
То же, с учетом Ко
7.9
7.2
9.0
9.5
10.4
То же, с учетом Км
7.0
6.7
8.3
8.7
9.6
10 ПС 110/6 кВ Разинская
Радиозавод
2.5
3.8
4.6
4.8
5.3
То же, с учетом Км
1.5
3.0
3.6
3.8
4.2
11 ПС 110/10 кВ Уральская
С/х нагрузка
1.6
1.6
1.9
2.1
2.3
То же, с учетом Км
1.2
1.2
1.5
1.7
1.9
12 ПС 110/6 кВ Пальник
С/х нагрузка
0.6
0.5
0.7
0.7
0.8
То же, с учетом Км
0.4
0.2
0.6
0.6
0.7
13 ПС 110/35/10 кВ Бабино
Шины 10 кВ
Нагрузка НГДУ и с/х нагрузка
2.0
2.8
3.4
3.5
3.9
То же, с учетом Км
1.5
2.2
2.7
2.8
3.1
14 ПС 110/10 кВ Нечкино
С/х нагрузка
2.7
2.1
2.5
2.6
2.9
То же, с учетом Км
1.9
1.0
2.0
2.1
2.3
15 ПС 110/10 кВ Арзамасцево
С/х нагрузка
5.7
5.0
6.0
6.0
6.6
То же, с учетом Км
4.0
3.4
4.8
4.8
5.3
16 ПС 110/10 кВ Порозово
Нагрузка нефтедобычи
0.5
0.5
0.6
0.7
0.7
С/х нагрузка
0.2
0.2
0.2
0.3
0.3
Итого по ПС 110 кВ
0.7
0.7
0.8
0.9
1.0
То же, с учетом Ко
0.6
0.6
0.8
0.8
0.9
То же, с учетом Км
0.4
0.5
0.7
0.7
0.8
17 ПС 110/35/10 кВ Мостовое
Шины 10 кВ
С/х нагрузка
1.7
2.9
3.5
3.7
4.0
Шины 35 кВ
Итого по ПС 110 кВ
1.7
2.9
3.5
3.8
4.2
То же, с учетом Км
1.3
2.3
3.0
3.3
3.6
18 ПС 110/35/10 кВ Соколовка
Шины 10 кВ
Нефтедобыча
1.2
1.9
2.3
2.4
2.7
С/х нагрузка
0.8
1.3
1.5
1.6
1.8
Итого шины 6 кВ
2.0
3.2
3.8
4.0
4.4
То же, с учетом Ко
1.5
2.4
2.9
3.0
3.3
Шины 35 кВ
ПС Ельниково, Тарасово, Кама, М. Кал маши, Апамча
Итого шины 35 кВ
6.8
10.9
13.1
13.1
14.4
То же, с учетом Ко
5.8
9.2
11.1
11.1
12.2
Итого по ПС 110 кВ
7.3
11.6
14.0
14.1
15.5
То же, с учетом Ко
6.6
10.5
12.6
12.7
14.0
То же, с учетом Км
5.6
8.5
10.7
10.8
11.9
19 ПС 110/35/10 кВ Каракулино
Шины 10 кВ
С/х нагрузка
3.7
4.8
5.3
5.6
6.1
Шины 35 кВ
ПС Быргында, Кулюшево, Чекаша
Итого шины 35 кВ
4.4
5.7
6.9
7.2
7.9
То же, с учетом Ко
3.5
4.9
5.9
6.2
6.8
Итого по ПС 110 кВ
7.2
9.7
11.2
11.8
12.9
То же, с учетом Ко
6.9
9.2
10.6
11.2
12.3
То же, с учетом Км
5.5
6.7
9.0
9.5
10.4
20 ПС 110/35/6 кВ Вятская
Шины 6 кВ
Нефтедобыча
14.0
22.4
25.8
27.0
29.8
Шины 35 кВ
ПС Боярки НПС, Галланово НПС
Итого шины 35 кВ
7.6
12.2
13.4
14.0
15.4
То же, с учетом Ко
6.5
10.3
11.4
11.9
13.1
Итого по ПС 110 кВ
20.5
32.7
37.1
39.0
42.9
То же, с учетом Ко
19.0
28.8
32.7
34.3
37.7
То же, с учетом Км
17.6
26.8
29.4
30.9
34.0
21 ПС 110/35/10 кВ Камбарка
Шины 10 кВ
Машзавод, нефтедобыча
3.7
4.0
4.8
4.8
5.5
Завод газовой аппаратуры
3.0
3.2
3.5
3.7
4.3
Коммунально-бытовая нагрузка
3.8
4.0
4.4
4.6
5.3
Итого шины 10 кВ
10.5
11.2
12.7
13.1
15.1
То же, с учетом Ко
10,0
10.6
12.1
12.5
14.3
Шины 35 кВ
ПС Ершовка, Прикамская, Порт
Итого шины 35 кВ
5,0
7,0
7,7
8,1
8,9
То же, с учетом Ко
4,0
5,6
6,2
6,5
7,1
Итого по ПС 110 кВ
15,0
16,2
18,2
18,9
21,4
То же, с учетом Ко
14,0
14,6
16,4
17,0
19,3
То же, с учетом Км
13,3
14,1
15,6
16,2
18,3
22 ПС 110/27/10 кВ Закамская
Шины 27 кВ
Электротяга
9,0
9,0
9,9
10,4
11,4
Шины 10 кВ
Распределенная нагрузка
6,0
5,5
6,1
6,4
7,0
Итого по ПС 110 кВ
15,0
14,5
16,0
16,7
18,4
То же, с учетом Ко
14,5
12,9
14,2
14,9
16,4
То же, с учетом Км
14,0
12,5
13,5
14,2
15,6
23 ПС 110/10 Сухарево
Распределенная нагрузка
21,6
26,8
30,8
32,4
35,6
То же, с учетом Км
16,2
21,6
26,2
27,5
30,3
24 ПС 110/10 кВ Мазунино
С/х нагрузка
1,6
2,5
2,8
2,9
3,2
То же, с учетом Км
1.2
1.8
2.2
2.3
2.5
25 ПС 110/10 кВ Юрино
С/х нагрузка
0,8
0,5
0,6
0,6
0,7
То же, с учетом Км
0,6
0,3
0,5
0,5
0,6
26 ПС 110/10 кВ Кигбаево
Нагрузка свинокомплекса
3,1
2,5
2,9
3,0
3,3
То же, с учетом Км
2,3
1,7
2,3
2,4
2,7
27 ПС 110/6 кВ Тепловая
Распределенная нагрузка
5,8
6,2
7,1
7,5
8,2
То же, с учетом Км
5,0
5,4
6,1
6,4
7,0
с.н. Сарапульской ТЭЦ
3,5
2,9
3,5
3,8
4,2
Итого по ПС 110 кВ
8,5
8,3
10,6
11,3
12,4
28 ПС 110/10 кВ Луч
Стройбаза
2,7
3,0
3,1
3,4
То же, с учетом Км
0,0
2,4
2,4
2,5
2,7
Итого по району
142,6
180,5
219,3
230,6
254,9
Удмуртская энергосистема в целом
Таблица 98
Электрические нагрузки и потери мощности
по Удмуртской Республике
МВт
Наименование энергорайона
2000
2007
2010
2015
2020
Глазовский
97,8
149,1
176,9
198,1
218,7
Балезинский
82,9
104,3
129,3
141,2
160,6
Воткинский
124,7
143,9
173,6
189,2
206,6
Ижевский
498,1
588,6
694,5
845,5
1058,3
Можгиский
147,3
143,1
172,2
198,1
215,4
Сарапульский
142,6
180,5
219,3
230,6
254,9
Итого по Удмуртской энергосистеме
1093,4
1309,5
1565,8
1802,7
2114,5
Итого по Удмуртской энергосистеме с учетом потерь
-
1342
1607
1837
2154
Итого потери мощности по Удмуртской энергосистеме, МВт
32,5
41,2
34,3
39,5
Итого потери мощности по Удмуртской энергосистеме, %
2,48%
2,63%
1,90%
1,87%
Прогнозируемое значение потребляемой мощности на 2020 год по сравнению с 2007годм возрастает в 1,6 раза. Среднегодовой прирост потребляемой мощности составляет 3,4%. За счет внедрения мероприятий, указанных в данной работе, происходит снижение относительных потерь с 2,48% до 1,87%, то есть в 1,3 раза.
4.14. Потребность электростанций и котельных генерирующих компаний в топливе
Таблица 99
Потребность электростанций филиала ОАО «ТГК-5» «Удмуртский» в топливе на 2011-2015 годы
тыс. тут
Год
Станция
Янвать
Февраль
Март
Апрель
Май
Июнь
Июль
Август
Сентябрь
Октябрь
Ноябрь
Декабрь
Год
2011
ТЭЦ-1
38,8
35,5
31,3
27,3
12,0
6,0
6,2
6,8
10,0
23,6
32,1
35,2
264,8
ТЭЦ-2
124,3
115,2
101,1
84,1
41,3
35,7
30,6
27,7
36,4
78,2
96,2
113,8
884,7
СТЭЦ
15,5
13,4
11,1
9,0
3,8
2,1
2,4
2,5
3,0
8,7
11,4
14,5
97,2
Филиал
178,6
164,1
143,5
120,3
57,2
43,9
39,2
36,9
49,3
110,5
139,7
163,5
1246,7
2012
ТЭЦ-1
37,5
34,0
32,7
26,5
11,6
6,4
6,2
6,4
7,0
26,0
31,7
36,6
262,6
ТЭЦ-2
114,1
100,8
100,7
86,5
55,8
42,7
46,2
50,6
59,4
89,8
98,1
111,7
956,4
СТЭЦ
16,0
14,0
13,5
9,3
3,9
2,2
2,3
2,3
3,0
9,5
13,2
15,4
104,7
Филиал
167,6
148,9
146,9
122,2
71,3
51,3
54,7
59,4
69,4
125,3
143,0
163,7
1323,7
2013
ТЭЦ-1
37,5
34,0
32,7
26,5
11,6
6,4
6,2
6,4
7,0
26,0
31,7
36,6
262,6
ТЭЦ-2
114,1
100,8
100,7
86,5
55,8
42,7
46,2
50,6
59,4
89,8
98,1
111,7
956,4
СТЭЦ
16,0
14,0
13,5
9,3
3,9
2,2
2,3
2,3
3,0
9,5
13,2
15,4
104,7
Филиал
167,6
148,9
146,9
122,2
71,3
51,3
54,7
59,4
69,4
125,3
143,0
163,7
1323,7
2014
ТЭЦ-1
79,3
71,3
74,1
64,7
49,6
42,3
42,9
43,5
43,9
65,9
71,5
76,1
725,1
ТЭЦ-2
114,1
100,8
100,7
86,5
55,8
42,7
46,2
50,6
59,4
89,8
98,1
111,7
956,4
СТЭЦ
16,0
14,0
13,5
9,3
3,9
2,2
2,3
2,3
3,0
9,5
13,2
15,4
104,7
Филиал
209,4
186,2
188,3
160,5
109,3
87,1
91,5
96,5
106,3
165,1
182,8
203,2
1786,2
2015
ТЭЦ-1
79,3
71,3
74,1
64,7
49,6
42,3
42,9
43,5
43,9
65,9
71,5
76,1
725,1
ТЭЦ-2
114,1
100,8
100,7
86,5
55,8
42,7
46,2
50,6
59,4
89,8
98,1
111,7
956,4
СТЭЦ
16,0
14,0
13,5
9,3
3,9
2,2
2,3
2,3
3,0
9,5
13,2
15,4
104,7
Филиал
209,4
186,2
188,3
160,5
109,3
87,1
91,5
96,5
106,3
165,1
182,8
203,2
1786,2
Таблица 100
Потребность ТЭЦ ОАО «Воткинский завод» г.Воткинск в топливе
на 2011-2014 годы
Наименование
2011
2012
2013
2014
2015
Выработка тепловой энергии, Гкал
763682,8
763673
763673
763673
763673
Выработка электрической энергии, тыс. кВт.ч
76000
76000
76000
76000
76000
Расход натурального топлива на отпуск тепловой энергии,
(газ) тыс.куб.м
105178,5
105179
105179
105179
105179
Расход натурального топлива на выработку электрической энергии, (газ) тыс.куб.м
14812,0
14812,0
14812,0
14812,0
14812,0
Общий расход натурального топлива,
(газ) тыс. куб.м
127204,5
127256,9
127296,5
127342,6
127342,6
Расход условного топлива, тыс. тут.
144,8
145,1
145,2
145,2
145,2
Таблица 101
Потребность ТЭЦ ОАО «ЧМЗ» г. Глазов в топливе на 2011-2015 годы
тыс. тут.
Наименование
2011
2012
2013
2014
2015
Расход условного топлива
319,8
319,8
319,8
319,8
319,8
Таблица 102
Потребность котельной ОАО «Буммаш» в топливе на 2011-2015 годы
Вид топлива
2011
2012
2013
2014
2015
Газ, тыс.тут
58,9
58,9
58,9
58,9
58,9
Мазут, тн
1 500
1 500
1 500
1 500
1 500
Таблица 103
Потребность котельных ФГУП «Ижевский механический завод» в топливе на 2011-2015 годы
Вид топлива
2011
2012
2013
2014
2015
Газ, тыс.тут.
75,4
75,4
75,4
75,4
75,4
Мазут, тн
1000
1000
1000
1000
1000
Таблица 104
Потребность котельной ОАО «Нефтемаш» в топливе на 2011-2015 годы
Вид топлива
2011
2012
2013
2014
2015
Газ, тыс.куб.м.
12322
12322
12322
12322
12322
Таблица 105
Потребность котельных ОАО «Ижмашэнерго» в топливе на 2011-2015 годы
тыс. тут.
Вид топлива
2011
2012
2013
2014
2015
Условное топливо
115,9
117,7
119,5
121,2
121,2
5. Выводы
Формирование уровней спроса на электроэнергию и максимальных электрических нагрузок по Удмуртской энергосистеме было рассмотрено в двух вариантах:
оптимистический вариант – среднегодовой темп роста до 2020 года по электропотреблению +3,9 %, по максимуму электрической нагрузки +3,4 %;
умеренный вариант – среднегодовой темп роста до 2020 года по электропотреблению +3,1 %, по максимуму электрической нагрузки +2,7 %.
В перспективе энергосистема Удмуртской Республики остается дефицитной, дефицит мощности будет покрываться по существующим сетям 110-220 кВ и через автотрансформаторы 500/220 кВ ПС 500 кВ Удмуртская. Пропускная способность существующих сетей на период до 2020 года при принятом развитии собственных генерирующих мощностей остается достаточной.
Установленная мощность электростанций на этапе до 2014 года составит 583,1 МВт.
Большие темпы роста нагрузки потребителей и большой процент износа оборудования обостряют проблему дефицита электрической мощности в энергосистеме Удмуртской Республики. Для решения этой проблемы на период до 2020 года планируется ввод новых генерирующих мощностей в 2013 году - 230 МВт на Ижевской ТЭЦ-1.
Технический уровень сети 35-110 кВ низкий, так как у 76% ПС 110 кВ первичная схема РУ выполнена на отделителях и короткозамыкателях, на 55% ПС 35 кВ у трансформаторов отсутствует РПН, 35% ПС 35 кВ не имеют резервное питание по высокой стороне. Техническое состояние сети 35-110 кВ оценивается в целом удовлетворительно, хотя более 57% трансформаторов и 7% линий отработало нормативный срок службы.
Основными причинами снижения надёжности из-за недостатков в схеме сети являются:
большое количество схем РУ 110 кВ, выполненных по упрощенным схемам на отделителях и короткозамыкателях;
отсутствие на нескольких ПС 35-110 двух источников питания, где по категориям надежности электроснабжения потребителей они должны быть;
большое количество, превышающее нормируемое значение, промежуточных подстанций на транзитных линиях;
недостаточная пропускная способность транзитов 110 кВ в ремонтных режимах.
Значительное снижение технических потерь в сети филиала «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» в 2005 году стало следствием реорганизации, потери в сети 220 кВ были исключены из баланса филиала «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья». В следующие 2006-2007 годы также произошло снижение потерь в сети филиала «Удмуртэнерго» ОАО «МРСК Центра и Приволжья» благодаря реализации программ снижения потерь электроэнергии, внедрению механизмов материального стимулирования персонала и персональной ответственности за реализацию программ.
Для обеспечения бесперебойного питания, как существующих, так и новых потребителей электроэнергии, а также для выдачи мощности новых и расширяемых существующих электростанциях, планируется следующее электросетевое строительство:
Таблица 106
Электросетевое строительство на территории
Удмуртской Республики
2009-2010
2011-2015
2016-2020
2009-2020
Линии электропередачи всего, км
1,5
409,6
27
438,0
в том числе:
воздушные: 500 кВ
-
-
-
-
220 кВ
-
111,6
-
111,7
110 кВ
1,5
297,0
27
326,3
Подстанции всего, МВА, в том числе:
80
469
180
729
500 кВ
-
-
-
-
220 кВ
-
189
-
189
110 кВ
80
280
180
540
На 2009-2020 годы общие капитальные вложения на новое электросетевое строительство и реконструкцию всего электросетевого комплекса Удмуртской Республики в ценах 2008 года составляют 32,3 млрд. руб.
Уровни напряжения в сети 35-110 кВ в нормальном режиме в основном находятся в пределах нормально допустимых значений. Избытки реактивной мощности в сети 500 кВ ОЭС Урала, особенно в период суточного и сезонного снижения нагрузки и существенного снижения перетоков активной мощности по электропередаче 500 кВ, приводят к частому и длительному повышению уровней напряжения как в сети 500 кВ, так и в прилегающей сети 110, 220 кВ.
В соответствии с работой 2735-09-т2_1кн1 «Корректировка Схемы развития ОЭС Урала на период до 2020 года, включая корректировку Схемы развития электрической сети напряжением 220 кВ и выше» 2007 год, выполненной ОАО «Инженерный Центр Энергетики Урала» Институт «Уралэнергосетьпроект» на шинах 500 кВ ПС 500 кВ Удмуртская, на этапе 2010 года, предусмотрена установка УШР 180. Кроме этого, на этапе 2015 года, при строительстве ВЛ 500 кВ Удмуртская - Помары предусмотрена установка ШР 180 на шинах 500 кВ ПС 500 кВ Удмуртская.
В Глазовском и Балезенском энергорайонах для поддержания допустимого уровня напряжения на шинах потребителей и снижения загрузки линий электропередачи, на тяговом двухцепном транзите 110 кВ Балезино-Сегедур-Кузьма-Зюкай-Оверята (Пермэнерго) рекомендуется на этапе 2010-2015 гг. к установке на ПС 110 кВ Кузьма ИРМ мощностью 50 МВАр.
В Можгинском и Сарапульском энергорайонах на шинах 110 кВ РП Мостовое уровень напряжения будет находиться в допустимых пределах только при включении ИРМ мощностью 50 Мвар или установке устройств компенсации реактивной мощности на стороне потребителей. Установка данного регулируемого компенсирующего устройства рекомендуется на этапе 2016-2020 гг.
Расчеты режимов работы сетей 110 кВ и выше на характерные периоды года и суток, показали, что действующая сеть, с учётом ее развития при поддержании на должном уровне технических параметров, обеспечит распределение мощности от энергоисточников до потребителей при нормируемой загрузке всех звеньев и приемлемых уровнях напряжения.
6. Перечень сокращений, используемых в Программе и схеме развития электроэнергетического комплекса Удмуртской Республики на 2011-2015 годы и на перспективу до 2020 года
ТЭС - тепловая электрическая станция
АЭС - атомная электрическая станция
ТЭЦ - теплоэлектроцентраль
ПГУ - парогазовая установка
ПС - подстанция
ЛЭП - линия электропередач
ВЛ - воздушная линия
КЛ - кабельная линия
РП - распределительный пункт
ТП - трансформаторная подстанция
ШР - шинный разъединитель
ОРУ - открытое распределительное устройство
РПН - регулирование под нагрузкой
РУ- распределительное устройство
ТГ - турбогенератор
кВ - киловольт
МВт - мегаватт
МВА - мегавольтампер
МВАр - мегавольтампер реактивных
кВт - киловатт
кВт.ч - киловатт-час
Гкал - гигакалория
тут- тонна условного топлива
ОАО - открытое акционерное общество
ЗАО - закрытое акционерное общество
ООО - общество с ограниченной ответственностью
ФГУП - федеральное государственное предприятие
ТГК - территориальная генерирующая компания
ЕЭС - единая энергетическая система
ОРЭ - оптовый рынок электроэнергии
ФСК - федеральная сетевая компания
МЭС - магистральные электрические сети
МРСК - магистральная распределительная сетевая компания
РДУ - районное диспетчерское управление
МУП - муниципальное унитарное предприятие
РЗА - релейная защита и автоматика
ПАА - противоаварийная автоматика
АЧР - автоматическая частотная разгрузка
АВР - автоматическое включение резерва
АРЛ - автоматическая разгрузка линии
ВЧЗ - высокочастотный заградитель
ТТ - трансформатор тока
СШ - система шин
АТ - автотрансформатор
КЗ - короткое замыкание
ЧДЗ - частотная дифференциальная защита
БСК - батарея статических конденсаторов
СК - статический конденсатор
АУМСУ - автоматическое управление мощностью для сохранения
устойчивости
АОСН - автотрансформатор однофазный сухой
САОН - система автоматического ограничения нагрузки
АЧРС - алгоритм частотной разгрузки по скорости
ПА - противоаварийная автоматика
ЗРУ - закрытое распределительное устройство
ЦРП - центральный распределительный пункт
ГПП - главная понизительная подстанция
КПД - коэффициент полезного действия
МО - муниципальное образование
ДПМ - договор о предоставлении мощности
ИРМ - источник реактивной мощности
ТЭР - топливные энергетические ресурсы
ЧМЗ - Чепецкий механический завод
РПН - регулятор напряжения под нагрузкой
ПБВ - переключение без возбуждения
Дополнительные сведения
| Рубрики правового классификатора: | 090.010.070 Энергетика, 020.030.020 Государственные программы. Концепции |
Вопрос юристу
Поделитесь ссылкой на эту страницу:
