Постановление Кабинета Министров Чувашской Республики от 26 августа 2011 г. N 360 "О Схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Чувашской Республики на 2012-2016 годы" (с изменениями и дополнениями) (утратило силу)

Постановление Кабинета Министров Чувашской Республики
от 26 августа 2011 г. N 360
"О Схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Чувашской Республики на 2012-2016 годы"

С изменениями и дополнениями от:

14 ноября 2012 г.

ГАРАНТ:

Постановлением Кабинета Министров Чувашской Республики от 30 апреля 2013 г. N 170 настоящее постановление признано утратившим силу

В соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики" Кабинет Министров Чувашской Республики постановляет:

1. Утвердить прилагаемые Схему и программу перспективного развития электроэнергетики Чувашской Республики на 2012-2016 годы.

Информация об изменениях:

Постановлением Кабинета Министров Чувашской Республики от 14 ноября 2012 г. N 492 в пункт 2 настоящего постановления внесены изменения

См. текст пункта в предыдущей редакции

2. Контроль за выполнением настоящего постановления возложить на Министерство строительства, архитектуры и жилищно-коммунального хозяйства Чувашской Республики.

Председатель Кабинета Министров Чувашской Республики

О. Макаров

Утверждены

постановлением Кабинета Министров

Чувашской Республики

от 26 августа 2011 г. N 360

Схема и программа
перспективного развития электроэнергетики Чувашской Республики на 2012-2016 годы

Общие положения

Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Чувашской Республики на 2012-2016 годы разработаны в соответствии с Федеральным законом "Об электроэнергетике", постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики", пунктом 5 поручения Президента Российской Федерации от 29 марта 2010 г. N Пр-839, с учетом федеральных законов "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации" и "О теплоснабжении".

При разработке использовались следующие нормативные документы:

Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем, утвержденные приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 30 июня 2003 г. N 281 (СО 153-34.20.118-2003);

Инструкция по проектированию городских электрических сетей (РД 34.20.185-94), утвержденная Министерством топлива и энергетики Российской Федерации 7 июля 1994 г. и Российским акционерным обществом энергетики и электрификации "ЕЭС России" 31 мая 1994 г.;

Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации, утвержденные приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 19 июня 2003 г. N 229 (зарегистрирован в Министерстве юстиции Российской Федерации 20 июня 2003 г., регистрационный N 4799);

Схема и программа развития Единой энергетической системы России, утвержденная приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 15 июля 2010 г. N 333.

I. Общая характеристика Чувашской Республики

Чувашская Республика - субъект Российской Федерации, входящий в состав Приволжского федерального округа. Она расположена на востоке Восточно-Европейской равнины, преимущественно на правобережье Волги, между ее притоками Сурой и Свиягой.

Протяженность территории с севера на юг - 200 км, с запада на восток - 125 км. Граничит на западе с Нижегородской областью, на юго-западе - с Республикой Мордовия, на юге - с Ульяновской областью, на востоке - с Республикой Татарстан, на севере - с Республикой Марий Эл.

Численность населения Чувашской Республики, по данным Всероссийской переписи населения 2010 года, на 1 января 2011 г. составляет 1250,50 тыс. человек, в том числе городское - 736,97 и сельское - 513,53 тыс. человек. В республике насчитываются 317 муниципальных образований, в том числе муниципальных районов - 21, городских округов - 5, городских поселений - 7, сельских поселений - 284. Наиболее крупные города: Чебоксары - 455,2 тыс. человек, Новочебоксарск - 124,4 тыс. человек, Канаш - 45,6 тыс. человек, Алатырь - 38,0 тыс. человек, Шумерля - 31,67 тыс. человек. Численность населения растет в г. Чебоксары и Чебоксарском районе, стабилизировалась в г. Новочебоксарске и сокращается в районах и малых городах с темпом около 1% в год. Демографические предпосылки роста нагрузок имеются в г. Чебоксары и Чебоксарском районе.

Климат Чувашской Республики засушливый с резко выраженной континентальностью.

Экономика. Удельный вес региона в общероссийских экономических показателях по валовому региональному продукту составляет 0,4%. Основными отраслями промышленности Чувашской Республики являются машиностроительная и химическая. Энергетика представлена комплексом тепловых электростанций, а также Чебоксарской гидроэлектростанцией (ГЭС). Развиты также легкая и пищевая промышленности.

Основными потребителями электрической энергии остаются промышленные предприятия, их доля в электроэнергетическом балансе составляет около 45%. Крупнейшими потребителями являются ОАО "Химпром", ОАО "Промтрактор", ОАО "Чебоксарский агрегатный завод", ОАО "Российские железные дороги" - "Горьковская железная дорога", филиал ООО "Газпром трансгаз Нижний Новгород".

Сельское хозяйство. Сельскохозяйственные угодья в хозяйствах всех категорий составляют 927 тыс.га, или 51% всех земель республики, пашня - 641 тыс.га, или 35%. В сельском хозяйстве преобладает мясомолочное животноводство, развиты птицеводство и производство зерна, хмеля, картофеля. В 2005 году проведена полная газификация сельских населенных пунктов. В последние годы демографические тенденции отрицательные, численность населения сельской местности сокращается, потребление электрической энергии сельскохозяйственными предприятиями составляет около 3% от общего потребления.

II. Анализ существующего состояния электроэнергетики Чувашской Республики

Электроэнергетическая система Чувашии сформировалась в 1970-1980 годах и устойчиво обеспечивает на сегодня электроснабжение потребителей Чувашской Республики. Основными проблемами энергосистемы в настоящее время являются несоответствие существующих нагрузок проектным мощностям, которое образовалось в результате изменений экономики на территории республики, а также старение основных фондов.

Чувашская энергосистема (рис. 1) охватывает территорию Чувашской Республики, входит в Объединенную энергосистему Средней Волги (ОЭС Средней Волги) и связана с энергосистемами Нижегородской области, Республики Марий Эл, Республики Мордовия и Республики Татарстан по следующим межсистемным воздушным линиям (ВЛ):

ВЛ-500 кВ Чебоксарская ГЭС - Нижегородская (Нижегородская область);

ВЛ-500 кВ Чебоксарская ГЭС - Помары (Республика Марий Эл);

ВЛ-220 кВ Тюрлема - Помары (Республика Марий Эл);

ВЛ-220 кВ Канаш - Студенец-1, -2 (Республика Татарстан);

ВЛ-220 кВ Чебоксарская ГЭС - Чигашево (Республика Марий Эл);

ВЛ-110 кВ Катраси - Сундырь-1, -2 (Республика Марий Эл);

ВЛ-110 кВ Кабельная - Кокшайск (Республика Марий Эл);

ВЛ-110 кВ Зеленодольская - Тюрлема с заходом на Свияжск (Республика Татарстан);

ВЛ-110 кВ Тюрлема - Бишбатман (Республика Татарстан);

ВЛ-110 кВ Тюрлема - Нурлаты (Республика Татарстан);

ВЛ-110 кВ Шемурша - Дрожжаное (Республика Татарстан);

ВЛ-110 кВ Хмельмаш - Ардатов (Республика Мордовия).

Рис. 1. Схема энергосистемы на территории Чувашской Республики

В Чувашскую энергосистему входят следующие объекты генерации:

Чебоксарская ТЭЦ-1 филиала "Марий Эл и Чувашии" ОАО "Территориальная генерирующая компания N 5" (далее - Чебоксарская ТЭЦ-1);

Чебоксарская ТЭЦ-2 филиала "Марий Эл и Чувашии" ОАО "Территориальная генерирующая компания N 5" (далее - Чебоксарская ТЭЦ-2);

Новочебоксарская ТЭЦ-3 филиала "Марий Эл и Чувашии" ОАО "Территориальная генерирующая компания N 5" (далее - Новочебоксарская ТЭЦ-3);

Филиал ОАО "РусГидро" - "Чебоксарская ГЭС" (далее - Чебоксарская ГЭС).

Данные по установленным турбо-, гидрогенераторам на электростанциях в Чувашской Республике приведены в табл. 1.

Таблица 1

Установленная генерирующая мощность электростанций

Электростанция	Генераторы
	количество, шт.	МВт
Чебоксарская ТЭЦ-1*	0	0
Чебоксарская ТЭЦ-2	4	460
Новочебоксарская ТЭЦ-3*	5	350
Чебоксарская ГЭС	18	1370
Марпосадская ВЭС	2	0,22
Итого	29	2180,22

Данные по установленным мощностям котельного оборудования электростанций представлены в табл. 2.

Таблица 2

Установленная мощность котельного оборудования электростанций

Электростанция	Энергетические котлы
	количество, шт.	т/ч
Чебоксарская ТЭЦ-1*	0	0
Чебоксарская ТЭЦ-2	5	2500
Новочебоксарская ТЭЦ-3*	3	2340
Итого	8	4800

------------------------------

* С 1 января 2011 г. выведены из эксплуатации в длительную консервацию генерирующие мощности Чебоксарской ТЭЦ-1 (все турбогенераторы (далее - ТГ) и все котлоагрегаты (далее - КА), а также Новочебоксарской ТЭЦ-3 (ТГ-4, КА-3, 4, 8).

В настоящее время суммарная установленная мощность всех электростанций на территории республики составляет 2180,22 МВт. Однако располагаемая мощность электростанций составляет 1347,75 МВт. Разрывы, ограничение и недоиспользование мощности на электростанциях обусловлены:

для Чебоксарской ГЭС:

непроектным (пониженным) напором на Чебоксарской ГЭС;

непроектным режимом работы гидротурбин Чебоксарской ГЭС в "пропеллерном" режиме;

для Чебоксарской ТЭЦ-2, Новочебоксарской ТЭЦ-3:

недостаточным потреблением пара 13 атм. из отборов турбин Чебоксарской ТЭЦ-2 и Новочебоксарской ТЭЦ-3;

несоответствием технологических режимов проектным параметрам оборудования.

Летний период характеризуется дефицитом генерации электрической энергии в связи с загрузкой теплоэлектроцентралей на оптимальный тепловой режим, а также снижением генерации на Чебоксарской ГЭС в связи с меженью на р. Волге. В этот период пиковые нагрузки потребления электрической энергии покрываются за счет перетоков мощности по сетям единой национальной электрической сети.

В планах модернизации Новочебоксарской ТЭЦ-3 предполагается установка паровой турбины ПТ-80/10-130/13. Модернизация проводится в рамках распоряжения Правительства Российской Федерации от 11 августа 2010 г. N 1334-р, которым утвержден перечень генерирующих объектов, с использованием которых будет осуществляться поставка мощности по договорам о предоставлении мощности. Срок реализации проекта - 31 декабря 2014 года.

На территории Чувашской Республики услуги по передаче электроэнергии оказывают три крупные территориальные сетевые организации (с годовым поступлением в сеть более 300 тыс.кВтЧ ч):

филиал ОАО "Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы" - "Магистральные электрические сети Волги" (далее - филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - "МЭС Волги");

филиал ОАО "Межрегиональная распределительная сетевая компания Волги" - "Чувашэнерго" (далее - филиал ОАО "МРСК Волги" - "Чувашэнерго");

ООО "Коммунальные технологии",

а также тридцать шесть средних и мелких (с годовым поступлением в сеть менее 300 тыс.кВтхч) территориальных сетевых организаций разных форм собственности.

Основу электросетевой инфраструктуры класса напряжения 110-35 кВ формируют объекты филиала ОАО "МРСК Волги" - "Чувашэнерго". По состоянию на 1 января 2011 г. основное электротехническое оборудование составляют:

линии электропередачи 110-0,4 кВ протяженностью 20495,3 км;

понизительные подстанции 110-35 кВ в количестве 101 единицы с суммарной мощностью 2225,1 МВт;

подстанции 6-10/0,4 кВ в количестве 4642 единиц с суммарной мощностью 840,49 МВт.

За последние три года в ходе реконструкции увеличены трансформаторные мощности подстанций (далее - ПС) "Стрелка", "Южная" с заменой трансформаторов, выработавших парковый ресурс. Сетевые энергообъекты Чувашской энергосистемы обеспечивают достаточно надежное и устойчивое энергоснабжение потребителей. Распределительные электрические сети энергосистемы поддерживаются в удовлетворительном техническом состоянии с незначительным качественным улучшением по трансформаторным подстанциям (далее - ТП) 6-10/0,4 кВ.

В соответствии с инвестиционной программой филиала ОАО "МРСК Волги" - "Чувашэнерго" на пятилетний перспективный период предполагается сетевое строительство ВЛ-35 кВ - 13,5 км, ВЛ-10 кВ - 219,9 км, ВЛ-0,4 кВ - 237,7 км.

В настоящее время на территории Чувашской Республики осуществляют свою деятельность 10 субъектов оптового рынка энергии:

1. ОАО "Территориальная генерирующая компания N 5" (далее - ОАО "ТГК-5").

2. Филиал ОАО "РусГидро" - "Чебоксарская ГЭС".

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

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

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

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

7. ОАО "Чувашская энергосбытовая компания".

8. ОАО "Химпром".

9. ООО "Промэнергосбыт" (по объекту ОАО "НПК "Элара" им.Г.А. Ильенко).

10. ООО "Дизаж М" (по объектам ОАО "Промтрактор", ОАО "Чебоксарский агрегатный завод", ОАО "Промтрактор-Вагон").

Гарантирующим поставщиком электроэнергии на территории Чувашской Республики является ОАО "Чувашская энергосбытовая компания".

Функционирование электроэнергетики Чувашской Республики характеризуется консолидацией объемов выработки и отпуска электроэнергии потребителям исходя из договорных отношений и оптимизации затрат.

Суммарный полезный отпуск электроэнергии для потребителей Чувашской Республики приведен в табл. 4. Начиная с 2006 года полезный отпуск электроэнергии постепенно нарастал и в 2008 году достиг максимального уровня в 4,714 млрд.кВтЧ ч. В 2009 году вследствие экономического кризиса и спада производства последовал спад потребления на 15,3% - до 3,980 млрд.кВтЧ ч. В 2010 году потребление электроэнергии по республике возросло до 4,136 млрд.кВтЧ ч, или на 4%, по сравнению с 2009 годом.

В табл. 3 и на рис. 2 представлена динамика изменения генерации и общего потребления электроэнергии по Чувашской Республике за 2004-2010 годы.

Таблица 3

Динамика изменения потребления и выработки электроэнергии по Чувашской Республике за 2004-2010 годы

(тыс.кВтхч)

Параметр	2004 г.	2005 г.	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.	2010 г.
Потребление*	5295,321	5311,463	5501,045	5614,098	5581,986	4802,048	5004,825
Выработка	5149,326	4401,331	4453,497	4771,758	5145,480	4743,363	4890,355

------------------------------

* Собственные нужды энергообъектов и потери электроэнергии включительно.

Рис. 2. Динамика изменения потребления и выработки электроэнергии по Чувашской Республике за 2004-2010 годы

Структура потребления электрической энергии за 2006-2010 годы по ключевым отраслям экономики Чувашской Республики приведена в табл. 4.

Таблица 4

Структура потребления электрической энергии (млрд.кВтхч) за 2006-2010 годы по ключевым отраслям экономики Чувашской Республики

Категория потребителей	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.	2010 г.
1	2	3	4	5	6
Промышленные и приравненные к ним потребители с присоединенной мощностью свыше 750 кВА	2,50	2,65	2,61	1,92	2,37
Промышленные и приравненные к ним потребители с присоединенной мощностью до 750 кВА	0,44	0,429	0,412	0,363	0,363
Электрифицированный железнодорожный транспорт	0,24	0,253	0,255	0,197	0,227
Электрифицированный городской транспорт	0,058	0,057	0,0562	0,056	0,053
Непромышленные потребители	0,46	0,473	0,512	0,520	0,533
Сельскохозяйственные потребители	0,14	0,116	0,098	0,090	0,082
Население	0,67	0,694	0,775	0,778	0,807
Хозяйственные нужды энергосистемы	0,02	0,011
Всего отпущено потребителям	4,59	4,68	4,714	3,980	4,136

Структура потребления электрической энергии по ключевым отраслям Чувашской Республики, сложившаяся на 2010 год, представлена на рис. 3.

Рис. 3. Структура потребления электрической энергии по ключевым отраслям Чувашской Республики, сложившаяся на 2010 год

Крупные потребители, расположенные на территории Чувашской Республики, присоединенная мощность которых превышает 13 МВА, приведены в табл. 5.

Таблица 5

Крупные потребители электроэнергии, расположенные на территории Чувашской Республики

N п/п	Потребитель	Максимально потребляемая мощность, МВт	Присоединенная мощность, МВА
1	2	3	4
1.	Филиал ООО "Газпром трансгаз Нижний Новгород" - Чебоксарское линейное производственное управление магистральных газопроводов КС-22 "Абашевская"	77	210,5
2.	НПС "Тиньговатово"	14	50
3.	ОАО "Промтрактор"	60	423
4.	ОАО "Чебоксарский агрегатный завод"	56	203
5.	ОАО "Волжская текстильная компания"	13	143
6.	ОАО "Химпром"	66	252
7.	Филиал ОАО "Российские железные дороги" - "Горьковская железная дорога"	50	190

Практически все крупные потребители электроэнергии находятся в северной части Чувашской Республики, что накладывает особые требования к надежности и пропускной способности электрических сетей гг. Чебоксары, Новочебоксарска и Чебоксарского района.

Одними из основных потребителей являются следующие предприятия:

ОАО "Промтрактор" - одно из ведущих предприятий российского машиностроительного холдинга "Концерн "Тракторные заводы", третий в мире крупнейший производитель тяжелой бульдозерно-рыхлительной и трубоукладочной техники;

ОАО "Химпром" - одно из крупнейших предприятий отечественной химической индустрии;

ОАО "Чебоксарский агрегатный завод" - предприятие, производящее запасные части к ходовым системам промышленной, сельскохозяйственной и трелевочной гусеничной техники, а также узлы и детали сцепления для тракторов, комбайнов и автомобилей.

За 2010 год зафиксировано повышение потребления электрической энергии практически по всем отраслям экономики Чувашской Республики: промышленность в целом - около 2%, в том числе в машиностроении и металлообработке - более 6%, в промышленности строительных материалов - на 2%, в сфере транспортных услуг и связи - на 13%. Увеличение потребления также связано с более холодным зимним периодом 2010 года, а также с долговременным периодом стояния аномально высоких температур в летний период, в связи с чем показательно увеличение потребления электроэнергии населением более чем на 20% по сравнению с предыдущим годом.

Структура потребления электрической энергии по отраслям экономики Чувашской Республики, сложившаяся на 2010 год, по сравнению с 2009 годом приведена в табл. 6.

Удельное потребление электроэнергии в целом по республике составляет 3360 кВтхч/чел. в год, что в 1,7-1,8 раза меньше, чем в среднем по России. При этом удельное потребление электроэнергии в социально-бытовой сфере находится на среднероссийском уровне.

Таблица 6

Структура потребления электрической энергии по отраслям экономики Чувашской Республики, сложившаяся на 2010 год, по сравнению с 2009 годом

Отрасли	Фактически потреблено, тыс.кВтхч				Доля в общем балансе, %
	2009 г.	2010 г.	рост (+)/снижение (-)	%
1	2	3	4	5	6
Потреблено энергии - всего	4802048	5004825	202777	4,22	100,00
в том числе полезный отпуск на розничный рынок электроэнергии	3656575	3405250	-251325	-6,87	68,04
I. Промышленность - всего	2295888	2353521	57633	2,51	47,03
1. Энергетика	834088	849265	15177	1,82	16,97
в том числе:
1.1. Филиал "Марий Эл и Чувашии" ОАО "ТГК-5"	321574	347777	26202	8,15	6,95
1.2. Филиал ОАО "РусГидро" - "Чебоксарская ГЭС"	49157	46269	-2888	-5,88	0,92
1.3. Филиал ОАО "ФСК ЕЭС" - "МЭС Волги" (по сетям МСК Чувашии)	41493	44321	2828	6,82	0,89
1.4. Территориальные сетевые организации	413429	401055	-12374	-2,99	8,01
2. Топливная промышленность	383	352	-32	-8,24	0,01
3. Черная металлургия	1181	1347	166	14,10	0,03
4. Химическая и нефтехимическая промышленность	467450	468304	854	0,18	9,36
5. Машиностроение и металлообработка	601276	631091	29815	4,96	12,61
6. Деревообрабатывающая и целлюлозно-бумажная промышленность	94349	108186	13837	14,67	2,16
7. Промышленность строительных материалов	66539	69539	3000	4,51	1,39
8. Легкая промышленность	45698	40381	-5317	-11,63	0,81
9. Пищевая промышленность	103393	103961	568	0,55	2,08
10. Другие промышленные производства	81532	81095	-437	-0,54	1,62
II. Сельское хозяйство	112160	96392	-15767	-14,06	1,93
III. Лесное хозяйство	20782	11094	-9688	-46,62	0,22
IV. Рыболовство	163	115	-48	0,00	0,00
V. Транспорт и связь:	787454	894021	106566	13,53	17,86
1. Железнодорожный	209241	247858	38617	18,46	4,95
в том числе ООО "Русэнергосбыт" (для потребителей ОАО "Российские железные дороги" в границах Чувашской Республики)	196728	235555	38827	19,74	4,71
2. Нефтепроводный	123214	129288	6074	4,93	2,58
в том числе ООО "Русэнергоресурс" (по объектам ОАО "Северо-Западные магистральные нефтепроводы")	123090	129177	6086	4,94	2,58
3. Газопроводный	357402	414053	56650	15,85	8,27
в том числе ООО "Межрегионэнергосбыт" (по объектам ООО "Газпром трансгаз Нижний Новгород")	0	395421	395421	-	7,90
4. Связь	27720	30126	2406	8,68	0,60
5. Прочий транспорт	69876	72695	2819	4,03	1,45
VI. Строительство	81936	73595	-8341	-10,18	1,47
VII. Прочие отрасли - всего	725688	768629	42941	5,92	15,36
в том числе ЖКХ	250835	236826	-14009	-5,58	4,73
VIII. Население	777977	807458	29482	3,79	16,13
в том числе проживающее в сельской местности	239003	271029	32027	13,40	5,42

Согласно прогнозу прохождения максимума потребления Чувашская энергосистема только в 2014 году достигнет значений максимума потребления (952 МВт) в осенне-зимний период 2005/2006 года (табл. 7). По установленной генерирующей мощности система является избыточной.

Таблица 7

Баланс мощности на час совмещенного с ОЭС Средней Волги максимума Чувашской энергосистемы за 2005-2010 годы

	2005 г.	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.	2010 г.
Дата, время	28.01.05 18:00	24.01.06 17:00	25.12.07 17:00	11.01.08 17:00	17.12.09 17:00	03.12.10 17:00
Максимум потребления, МВт	878	952	908	948	905	875
Установленная мощность станций, МВт	2222,2	2222,2	2222,2	2222,2	2218,2	2218,2
в том числе: ГЭС, МВт	1370	1370	1370	1370	1370	1370
ТЭС, МВт	852,2	852,2	852,2	852,2	848,2	848,2
Располагаемая мощность, МВт	1468,4	1469,1	1360,6	1371,2	1341,4	1397,9
Нормативный резерв мощности (17%)	149,3	161,8	154,4	161,2	153,9	148,8
Дефицит (+)/ избыток (-) с учетом необходимости поддержания резерва мощности, МВт	-441,1	-355,3	-298,2	-262,0	-282,6	-374,1
Осенне-зимний период	2005-2006 24.01.06 17:00	2006-2007 29.11.06 17:00	2007-2008 11.01.08 17:00	2008-2009 22.12.08 17:00	2009-2010 17.12.09 17:00	2010-2011 03.12.10 17:00
Максимум потребления, МВт	952	884	948	859	905	875

Баланс мощности на час прохождения собственного максимума Чувашской энергосистемы за 2005-2010 годы приведен в табл. 8.

Таблица 8

Баланс мощности на час прохождения собственного максимума Чувашской энергосистемы за 2005-2010 годы

	2005 г.	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.	2010 г.
Дата, время	28.01.05 08:00	25.01.06 18:00	25.12.07 08:00	11.01.08 17:00	17.12.09 16:00	25.01.10 17:00
Максимум потребления, МВт	928	963	951	948	909	909
Установленная мощность станций, МВт	2222,2	2222,2	2222,2	2222,2	2218,2	2218,2
в том числе: ГЭС, МВт	1370	1370	1370	1370	1370	1370
ТЭС, МВт	852,2	852,2	852,2	852,2	848,2	848,2
Располагаемая мощность, МВт	1468,4	1469,1	1360,6	1371,2	1345,4	1410,0
Нормативный резерв мощности (17%)	157,8	163,7	161,7	161,2	154,5	154,5
Дефицит (+)/ избыток (-) с учетом необходимости поддержания резерва мощности, МВт	-382,6	-342,4	-247,9	-262,0	-281,9	-346,5
Осенне-зимний период	2005-2006 25.01.06 18:00	2006-2007 02.02.07 10:00	2007-2008 25.12.07 8:00	2008-2009 16.12.08 16:00	2009-2010 17.12.09 16:00	2010-2011 07.12.2010 16:00
Максимум потребления, МВт	963	915	951	886	909	891

Прогноз спроса на электрическую энергию и прогноз потребления электрической мощности, разрабатываемые филиалом ОАО "Системный оператор Единой энергетической системы" - "Региональное диспетчерское управление энергосистемы Чувашской Республики - Чувашии", представлены в табл. 9, 10.

Таблица 9

Прогноз потребления электрической энергии на территории Чувашской Республики

	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
Потребление, млн.кВт·ч	5158	5251	5313	5373	5437

Таблица 10

Прогноз потребления электрической мощности на территории Чувашской Республики

	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
Зимний максимум, МВт	941	958	970	981	993
Летний максимум, МВт	640	651	660	667	675

Газоснабжение потребителей Чувашской Республики осуществляет ООО "Газпром межрегионгаз Чебоксары" по газораспределительной системе ОАО "Чувашсетьгаз". Объем поставляемого природного газа приведен в табл. 11.

Таблица 11

Динамика потребления природного газа в Чувашской Республике

	2005 г.	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.	2010 г.
Объем потребления, млрд.куб.м	2,307	2,385	2,589	2,084	2,032	2,315

Значительный спад потребления природного газа (на 21,5% в 2008-2009 годах) по отношению к докризисному 2007 году явился результатом следующих основных причин:

снижение потребления природного газа промышленными предприятиями;

сравнительно высокие температуры наружного воздуха в отопительный сезон (табл. 12).

Таблица 12

Среднегодовая температура воздуха в отопительный период 2005-2010 годов

	2005 г.	2006 г.	2007 г.	2008 г.	2009 г.	2010 г.	Многолетняя среднегодовая температура по СНиП
Температура, °С	-3,3	-4,3	-2,6	-0,3	-3,4	-4.5	-4,9

В целом система газоснабжения имеет значительный резерв по пропускной способности. С вводом автоматической газораспределительной станции N 3 (АГРС-3) существенно повысилась системная надежность подачи газа в г. Чебоксары. Основные проблемы системы газоснабжения связаны с недоиспользованием существующих мощностей и старением внутригородских газопроводных распределительных сетей.

На территории Чувашской Республики природным газом обеспечены более чем 1500 котельных. Следует отметить тенденцию увеличения доли децентрализованных источников теплоснабжения, в том числе в зонах эффективной теплофикации существующих ТЭЦ и котельных (микрорайоны "Рябинка", "Университетский-1", "Университетский-2" и др.) в г. Чебоксары.

III. Особенности и проблемы текущего состояния электроэнергетики на территории Чувашской Республики

Наиболее проблемной в части электроснабжения является северная часть Чувашской Республики, где сосредоточены основные потребители. Чебоксарский энергетический узел имеет 25 центров питания, из них 14 - входящие в состав филиала ОАО "МРСК Волги" - "Чувашэнерго" (Северное производственное отделение). Данные по центрам питания приведены в табл. 13.

Таблица 13

Сведения по ПС северного энергетического узла Чувашской Республики

N п/п	Наименование ПС	Диспетчерское наименование трансформатора	Тип	Мощность, МВА	Напряжение			Год ввода в эксплуатацию
					высокое, кВ	среднее, кВ	низкое, кВ
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1.	Заовражная	Т-1	ТДН	16,0	115,0	0,0	11,0	09.09.1988
		Т-2	ТДН	16,0	115,0	0,0	11,0	11.11.1984
2.	Западная	Т-1	ТДН	16,0	115,0	0,0	6,6	11.11.1972
		Т-2	ТРДН	25,0	115,0	6,3	6,3	11.11.2005
		Т-3	ТДН	16,0	115,0	0,0	6,6	09.09.1992
3.	Вурманкасы	Т-1	ТДН	16,0	115,0	0,0	11,0	12.12.1981
		Т-2	ТДН	16,0	115,0	0,0	11,0	12.12.1992
4.	Кировская	Т-1	ТДТН	25,0	115,0	11,0	6,6	11.11.1988
		Т-2	ТДТН	25,0	115,0	11,0	6,6	11.11.1988
5.	Лапсарская	Т-1	ТДН	10,0	110,0	0,0	11,0	11.11.1975
		Т-2	ТДН	16,0	115,0	0,0	11,0	11.11.1979
6.	Парковая	Т-1	ТДН	16,0	115,0	0,0	6,6	11.11.1989
		Т-2	ТМН	16,0	115,0	0,0	6,6	11.11.1980
7.	Радуга	Т-1	ТДН	16,0	115,0	0,0	11,0	11.11.1985
		Т-2	ТДН	16,0	115,0	0,0	11,0	11.11.1986
8.	Светлая	Т-1	ТДТН	10,0	115,0	0,0	11,0	11.11.1982
		Т-2	ТДН	10,0	115,0	0,0	11,0	11.11.1970
9.	Сосновка	Т-1	ТМ	4,0	35,0	0,0	6,3	11.11.1983
		Т-2	ТМ	5,6	35,0	0,0	6,3	11.11.1969
10.	Стрелка	Т-1	ТРДН	25,0	115,0	6,6	6,6	30.10.2009
		Т-2	ТРДН	25,0	115,0	6,6	6,6	11.12.2009
11.	Студенческая	Т-1	ТРДН	40,0	115,0	6,6	6,6	18.10.2001
		Т-2	ТДН	16,0	115,0	0,0	6,6	01.01.1985
		Т-3	ТДН	16,0	110,0	0,0	6,6	01.01.1978
12.	Чандрово	Т-1	ТМН	2,5	35,0	0,0	11,0	11.11.1985
13.	Южная	Т-1	ТРДН	40,0	115,0	6,6	6,6	30.10.2010
		Т-2	ТРДН	40,0	115,0	6,6	6,6	15.09.2009
14.	Новый город	Т-1	ТРДН	40,0	115,0	11,0	11,0	30.12.2009
		Т-2	ТРДН	40,0	115,0	11,0	11,0	30.12.2009
15.	Чебоксарская ТЭЦ-1 (открытое распределительное устройство (далее - ОРУ)-110 кВ)	Т-1	ТДНГ-1	15,0	110,0	0,0	6,6	01.01.1965
		Т-2	ТДНГ-2	15,0	110,0	0,0	6,6	01.01.1964
16.	Чебоксарская ТЭЦ-2 (ОРУ-110 кВ)	1Т	ТРДН	32,0	110,0	0,0	6,6	11.11.1974
		2Т	ТРДН	32,0	110,0	0,0	6,6	11.11.1978
	Чебоксарская ТЭЦ-2	1ГТ	ТДЦ	200,0	110,0	0,0	0,0	11.11.1978
		2ГТ	ТДЦ	125,0	110,0	0,0	0,0	11.11.1981
		3ГТ	ТДЦ	200,0	110,0	0,0	0,0	11.11.1984
		4ГТ	ТДЦ	125,0	110,0	0,0	0,0	11.11.1986
		01Т	ТРДН	25,0	110,0	0,0	6,0	11.11.1978
		11Т	ТРДНС	25,0	35,0	0,0	72,0	11.11.1978
		22Т	ТРДНС	10,5	6,0	0,0	0,0	11.11.1981
		33Т	ТДНС	16,0	35,0	0,0	0,0	11.11.1984
		44Т	ТНДН	25,0	10,0	0,0	0,0	11.11.1993
17.	ФГУП "Чебоксарское производственное объединение им.В.И. Чапаева"	Т-1	ТРДН	40,0	110,0	0,0	6,0	н/д
		Т-2	ТРДН	40,0	110,0	0,0	6,0	н/д
18.	ОАО "Всероссийский научно-исследовательский, проектно-конструкторский и технологический институт релестроения с опытным производством"	Т-1	ТМ	6,3	110,0	0,0	6,0	н/д
		Т-2	ТМ	6,3	110,0	0,0	6,0	н/д
19.	ОАО "Чебоксарский хлопчатобумажный комбинат", главная понизительная подстанция N 2 (далее - ГПП)	Т-1	ТРДН	40,0	115,0	6,3	6,3	н/д
		Т-2	ТРДН	40,0	115,0	6,3	6,3	н/д
	ОАО "Чебоксарский хлопчатобумажный комбинат", ГПП-1	Т-1	ТДТНГ	40,0	110,0	6,0	6,0	н/д
		Т-2	ТРДН	31,5	110,0	6,0	6,0	н/д
20.	ОАО "Чебоксарский агрегатный завод", ГПП-1	Т-1	ТДНГ	31,5	110,0	0,0	6,0	н/д
		Т-2	ТДНГ	31,5	110,0	0,0	6,0	н/д
	ОАО "Чебоксарский агрегатный завод", ГПП-2	Т-1	ТРДН	40,0	110,0	6,0	6,0	н/д
		Т-2	ТРДН	40,0	110,0	6,0	6,0	н/д
21.	ОАО "Мясокомбинат"	Т-1	ТЛН-10-У3	10,0	110,0	0,0	10,0	н/д
		Т-2	ТЛН-10-У3	10,0	110,0	0,0	10,0	н/д
22.	ОАО "Промтрактор", ГПП-1	Т-1	ТДН	16,0	110,0	0,0	6,0	н/д
		Т-2	ТДН	16,0	110,0	6,0	6,0	н/д
	ОАО "Промтрактор", ГПП-2	Т-1	ТРДЦН	80,0	110,0	6,0	6,0	н/д
		Т-2	ТРДЦН	80,0	110,0	6,0	6,0	н/д
		Т-3	ТРДЦН	80,0	110,0	6,0	6,0	н/д
	ОАО "Промтрактор", ГПП-3	Т-1	ТРДЦН	63,0	110,0	6,0	6,0	н/д
		Т-2	ТРДЦН	63,0	110,0	6,0	6,0	н/д
	ОАО "Промтрактор", ГПП-4	Т-1	ТРДЦН	63,0	110,0	6,0	6,0	н/д
23.	ОАО "Текстильмаш"	Т-1	ТРДН	25,0	110,0	6,0	6,0	н/д
		Т-2	ТРДН	25,0	110,0	6,0	6,0	н/д
24.	ООО "Газпром трансгаз Нижний Новгород"	Т-1	ТРДЦН	63,0	220,0	10,0	10,0	н/д
		Т-2	ТРДЦН	63,0	220,0	10,0	10,0	н/д

В табл. 14 приведены центры питания наиболее энергоемкого северного района Чувашской Республики по состоянию на 2010 год и с оценкой роста нагрузок на 2016-2020 годы.

Таблица 14

N п/п	Наименование ПС	Диспетчерское наименование трансформатора	Тип	Мощность, МВА	Данные по нагрузкам, МВА
					2010 г.	2016 г.	2020 г.
1	2	3	4	5	6	7	8
1.	Заовражная	Т-1	ТДН	16,0	6,0	6,5	6,75
		Т-2	ТДН	16,0
2.	Западная	Т-1	ТДН	16,0	45,76	55,96	55,96
		Т-2	ТРДН	25,0
		Т-3	ТДН	16,0
3.	Вурманкасы	Т-1	ТДН	16,0	16,42	21,48	23,67
		Т-2	ТДН	16,0
4.	Кировская	Т-1	ТДТН	25,0	8,7	15,18	19,70
		Т-2	ТДТН	25,0
5.	Лапсарская	Т-1	ТДН	10,0	8,1	9,82	16,04
		Т-2	ТДН	16,0
6.	Радуга	Т-1	ТДН	16,0	23,93	26,91	33,69
		Т-2	ТДН	16,0
7.	Светлая	Т-1	ТДТН	10,0	7,2	9,14	9,89
		Т-2	ТДН	10,0
8.	Стрелка	Т-1	ТРДН	25,0	22,64	23,4	36,42
		Т-2	ТРДН	25,0
9.	Студенческая	Т-1	ТРДН	40,0	24,0	26,64	29,74
		Т-2	ТДН	16,0
		Т-3	ТДН	16,0
10.	Хыркасы	Т-1	ТМ	4,0	2,91	4,16	4,87
		Т-2		2,5
11.	Спутник	Т-1	ТРДН	40,0	29,21	30,72	35,47
		Т-2		40,0

Подробная информация о росте нагрузок за 2008-2015 годы по центрам питания 35-110 кВ приведена в приложении N 1.

Однако неуклонно нарастающая степень изношенности высоковольтного оборудования требует разработки и реализации программ технического перевооружения, планов модернизации и реконструкции ряда ПС, воздушных и кабельных линий. При этом необходимо рассмотреть возможность в перспективе перевода городских электрических сетей с напряжения 10/6 кВ на напряжение 35/20 кВ.

Следует отметить отсутствие у гг. Чебоксары и Новочебоксарска градостроительных планов, предусматривающих необходимые коридоры и территории для линий электропередачи, строительства и реконструкции ПС.

Анализ и экспертная оценка технического состояния высоковольтного оборудования магистральных сетей и ПС напряжением 220 кВ и распределительных сетей 6-110 кВ, а также экспресс-обследования, протоколы измерений и испытаний службы диагностики ООО "Научно-производственное предприятие "Инженерный центр" показывают, что имеются проблемы, связанные с аппаратной надежностью энергосистемы.

Кроме того, в ходе изучения структуры магистральных электросетей напряжением 220 кВ и материалов расследования произошедших аварий в энергосистеме выявлены определенные недостатки в прошлых проектных решениях.

Объектом электроэнергетики классом напряжения 500 кВ является ОРУ-500/220 кВ Чебоксарской ГЭС, к которому радиально подключены все четыре узловые ПС, а также другой независимый источник электроэнергии - Чебоксарская ТЭЦ-2 с двумя ВЛ-220 кВ. ОРУ-220 кВ Чебоксарской ТЭЦ-2 не имеет непосредственных связей с другими узловыми ПС магистральных сетей.

Основными проблемами распределительных сетей 110-35-10-6 кВ являются:

неуклонное старение высоковольтного электрооборудования;

снижение качества подвесных и опорных изоляторов, бумажно-масляной изоляции;

ухудшение работы аппаратуры систем телемеханики, связи, противоаварийной автоматики и релейной защиты.

Анализ результатов диагностики показывает, что к особенно напряженным элементам с наибольшим количеством развивающихся дефектов высоковольтного электрооборудования относятся:

высоковольтные вводы с бумажно-масляной изоляцией;

регуляторы под нагрузкой силовых трансформаторов;

контактные системы высоковольтных выключателей;

контуры заземления ПС (из-за коррозии);

опоры ВЛ в сетях с изолированной нейтралью (6-35 кВ) и значительными емкостными токами;

системы молниезащиты ПС, средства защиты высоковольтного электрооборудования от рабочих коммутационных и грозовых перенапряжений.

Все перечисленные выше экспертные оценки состояния высоковольтного электрооборудования и основные актуальные проблемы высоковольтных электрических сетей касаются и ПС генерирующих предприятий Чебоксарской ГЭС, Чебоксарской ТЭЦ-1, Чебоксарской ТЭЦ-2 и Новочебоксарской ТЭЦ-3.

В соответствии с Энергетической стратегией Чувашской Республики на период до 2020 года, утвержденной постановлением Кабинета Министров Чувашской Республики от 30 декабря 2005 г. N 349, главными целями дальнейшего развития магистральных и распределительных сетей Чувашской энергосистемы являются:

преодоление старения основных фондов электрических сетей и высоковольтного оборудования путем неуклонного увеличения масштабов работ по реконструкции, модернизации и техническому перевооружению;

развитие централизованного технологического управления электрическими сетями.

В соответствии с анализом технических условий на технологические присоединения (ТУ на ТП) рост нагрузок происходит в основном в северном районе Чувашской энергосистемы (гг. Чебоксары, Новочебоксарск и Чебоксарский район), что приводит к постепенному росту загрузки оборудования и ВЛ.

Проведенные расчеты для нормальных режимов на 2012-2016 годы показывают, что в нормальном режиме перетоки по ВЛ и оборудованию не превышают максимально допустимых значений, напряжение в контрольных пунктах энергосистемы находится в допустимых пределах (приложение N 2).

Существующий в последние годы летний режим работы энергосистемы характеризуется минимальными нагрузками ТЭЦ. Минимальные нагрузки электростанций определяются из условия обеспечения тепловой энергией потребителей промышленных предприятий и нагрузки горячего водоснабжения гг. Чебоксары и Новочебоксарска при минимальных удельных расходах на ее производство.

Перетоки мощности по оборудованию энергосистемы и напряжение на ПС в указанном режиме находятся в пределах допустимых значений, но накладывают ряд ограничений по выводу в ремонт оборудования в период летней ремонтной кампании:

в ремонтных и аварийных режимах возможна перегрузка ВЛ-220 кВ Чебоксарской ГЭС-1(-2), автотрансформаторов (далее - АТ) АТ-1(-2) 220/110 кВ Чебоксарской ТЭЦ-2 (в летний период). Вывод в ремонт АТ-1(-2) Чебоксарской ТЭЦ-2 возможен при вводе системных ограничений из-за перегрузки оставшегося в работе АТ-2(-1) до 50%. Большие перетоки мощности на шины ОРУ-220/110 кВ Чебоксарской ТЭЦ-2 от Чебоксарской ГЭС вызваны низкой генерацией Чебоксарской ТЭЦ-2, Новочебоксарской ТЭЦ-3 и достаточно высоким уровнем потребления гг. Чебоксары и Новочебоксарском. Ремонт указанного оборудования в летний период возможен лишь при уровне генерации электростанций не ниже 200-250 МВт. Аварийное отключение одного из АТ Чебоксарской ТЭЦ-2 кроме перегрузки оставшегося в работе АТ вызовет снижение напряжения на шинах электростанции до уровня 105 кВ, что негативно скажется на работе механизмов собственных нужд электростанции;

вывод в ремонт межсистемных и системообразующих ВЛ-220 кВ Помары - Тюрлема и Чебоксарская ГЭС - Тюрлема в режиме минимальной генерации ТЭЦ и возможные возмущения в энергосистеме (отключение СШ-220 кВ Чебоксарской ГЭС) могут привести к нарушению устойчивости и выделению ее на изолированную работу со срабатыванием устройств противоаварийной автоматики и погашением потребителей;

вывод в ремонт ВЛ-220 кВ Чебоксарской ГЭС-1(-2) невозможен из-за возможного отключения оставшейся в работе ВЛ-220 кВ Чебоксарской ГЭС-2(-1), снижения напряжения на шинах электростанций с дальнейшим перегрузом и возможным отключением ВЛ-110 кВ Новочебоксарская ТЭЦ-3 - Чигашево, Тюрлема - Тиньговатово, Тюрлема - Канаш, глубоким снижением напряжения в энергосистеме и выделением северного района Чувашской энергосистемы на изолированную работу. Этот же режим установится в энергосистеме и при отключении двух АТ Чебоксарской ТЭЦ-2 (один в ремонте, второй отключается действием защит). Снятие перегруза решается за счет увеличения генерации ТЭЦ (введено контролируемое сечение) в 2012-2016 годах. Располагаемой мощности ТЭЦ достаточно для недопущения (снятия) перегруза.

Недостаточный уровень генерации реактивной мощности в условиях минимальной генерации ТЭЦ также является одной из проблем летнего режима энергосистемы как в ремонтных, так и аварийных режимах и может привести к недопустимому снижению напряжения и потере собственных нужд ТЭЦ с последующей остановкой.

Анализ ремонтных и аварийных режимов показывает, что при выводе в ремонт ВЛ-110 кВ Южная-1, -2 и переводе нагрузки на оставшуюся в работе ВЛ-110 кВ Южная-2, -1 загрузка последней превышает максимально допустимое значение (%). Загрузка(1) ПС, питающихся от ВЛ-110 кВ Южная-1, -2, приведена в табл. 15.

Таблица 15

Загрузка ПС, питающихся от ВЛ-110 кВ Южная-1, -2, МВА

Наименование	2010 г.		2011 г.		2012 г.		2013 г.		2014 г.		2015 г.		2016 г.
	P	Q	P	Q	P	Q	P	Q	P	Q	P	Q	P	Q
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
ВНИИР-1	3,70	1,80	3,98	1,94	4,05	1,97	4,12	2,01	4,17	2,03	4,22	2,05	4,27	2,08
ВНИИР-2	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
ПС Южная-1	15,10	7,10	16,24	7,64	16,52	7,77	16,82	7,91	17,03	8,01	17,22	8,10	17,44	8,20
ПС Южная-2	16,30	8,20	17,53	8,82	17,84	8,97	18,16	9,13	18,38	9,25	18,59	9,35	18,82	9,47
ПС Кировская-1	2,50	1,30	2,69	1,40	2,74	1,42	2,78	1,45	2,82	1,47	2,85	1,48	2,89	1,50
ПС Кировская-2	3,90	2,00	4,19	2,15	4,27	2,19	4,34	2,23	4,40	2,26	4,45	2,28	4,50	2,31
ПС Чапаевская-1	9,10	4,50	9,79	4,84	9,96	4,92	10,14	5,01	10,26	5,08	10,38	5,13	10,51	5,20
ПС Чапаевская-2	9,30	4,70	10,00	5,06	10,18	5,14	10,36	5,24	10,49	5,30	10,61	5,36	10,74	5,43
ПС Западная-1, -3	16,40	8,20	17,64	8,82	17,94	8,97	18,27	9,13	18,50	9,25	18,71	9,35	18,94	9,47
ПС Западная-2	12,00	6,00	12,91	6,45	13,13	6,57	13,37	6,68	13,53	6,77	13,69	6,84	13,86	6,93
ПС Заовражная-2	1,70	0,90	1,83	0,97	1,86	0,98	1,89	1,00	1,92	1,02	1,94	1,03	1,96	1,04
ПС Студенческая-1	10,20	5,10	10,97	5,49	11,16	5,58	11,36	5,68	11,50	5,75	11,64	5,82	11,78	5,89
ПС Парковая-1	2,20	1,10	2,37	1,18	2,41	1,20	2,45	1,23	2,48	1,24	2,51	1,25	2,54	1,27
ВЛ 110 кВ Южная-1	48,50	23,80	52,17	25,60	53,07	26,04	54,03	26,51	54,70	26,84	55,32	27,15	56,00	27,48
ВЛ 110 кВ Южная-2	53,90	27,10	57,97	29,15	58,98	29,65	60,04	30,19	60,79	30,57	61,48	30,91	62,24	31,29
Наименование	2010 г.		2011 г.		2012 г.		2013 г.		2014 г.		2015 г.		2016 г.
ВЛ 110 кВ Южная-1, ток А	283,56		304,99		310,26		315,87		319,83		323,45		327,41
ВЛ 110 кВ Южная-2, ток А	316,65		340,58		346,47		352,73		357,15		361,20		365,62
При аварии/ремонте, ток А	600,20		645,57		656,73		668,60		676,97		684,65		693,03
Предельно допустимый ток при -5°С	558,00		558,00		558,00		558,00		558,00		558,00		558,00
Перегрузка	108%		116%		118%		120%		121%		123%		124%

Для обеспечения надежного электроснабжения потребителей, получающих питание от ВЛ-110 кВ Южная-1, -2, в ремонтных и аварийных режимах необходимы проведение мероприятий по увеличению пропускной способности данных ВЛ (замена провода, опор или др.), новое сетевое строительство либо развитие когенерации в центрах, приближенных к нагрузке на базе (с заменой) существующих котельных. Наиболее оптимальными центрами для создания когенерационной выработки приняты районы котельных N 4-С и 9-К. Перспективная мощность когенерации может составить 25-30 и 15 МВт* (предложение администрации г. Чебоксары).

При большом количестве ПС, получающих питание от двухцепной ВЛ-110 кВ Южная-1, -2 (восемь ПС-110 кВ), и продолжении роста количества ТУ на ТП в г. Чебоксары решением является перевод электроснабжения части ПС от ВЛ-110 кВ Южная-1, -2 с Чебоксарской ТЭЦ-2 на ПС Катраси с разрезанием ВЛ Южная-1, -2 между ПС Южная и ПС Кировская и восстановлением ВЛ-110 кВ Чапаевская-2.

Это позволит разгрузить ВЛ-110 кВ Южная-1, -2 и обеспечить возможность подключения новых потребителей (ТУ на ТП, в том числе реализация 3-4 этапа отозванного в настоящее время ТУ на ТП по микрорайону ул. Б. Хмельницкого), а также разгрузить АТ-1, 2 220/110 кВ Чебоксарской ТЭЦ-2. Однако данное мероприятие без усиления центра питания ПС Катраси приведет к дополнительному увеличению загрузки ВЛ-110 кВ Чебоксарская ТЭЦ-2 - Катраси и ВЛ-110 кВ Новочебоксарская ТЭЦ-3 - Катраси, питающих ПС Катраси.

В ремонтных и аварийных режимах при отключении ВЛ-110 кВ Чебоксарская ТЭЦ-2 - Катраси загрузка оставшейся в работе ВЛ-110 кВ Новочебоксарская ТЭЦ-3 - Катраси превысит максимально допустимое значение (до 137,5% в зимний период), вызовет снижение напряжения на ПС Катраси (до  кВ летом и до  кВ зимой). Расчетные режимы приведены в приложении N 2.

Для обеспечения надежного электроснабжения потребителей, подключенных к ПС Катраси, в нормальных, аварийных и ремонтных режимах (в том числе и в случае реализации перевода электроснабжения части ПС с ВЛ-110 кВ Южная-1, -2 на ПС Катраси) необходимо строительство в районе ПС Катраси новой ПС напряжением 220 кВ (ПС Катраси-2). Строительство целесообразно выполнять в два этапа:

первый - строительство ОРУ-220 кВ, выполнение захода на ПС Катраси-2 ВЛ-220 Чебоксарская ГЭС - Венец, установка АТ-1 220/110 кВ мощностью 125 МВА, установка БСК-110 кВ;

второй - строительство новой ВЛ-220 кВ Чебоксарская ГЭС - Катраси-2, установка АТ-2 220/110 кВ мощностью 125 МВА.

Строительство ПС Катраси-2 позволит повысить надежность электроснабжения г. Чебоксары, в том числе растущих районов Хыркасы и Чандрово (дополнительный центр питания напряжением 220 кВ), и обеспечить проведение ремонтных работ на ВЛ-110 кВ Южная-1, -2.

Наиболее тяжелые аварийные возмущения (режимы) сведены в табл. 16.

Таблица 16

Расчетные аварийные возмущения (режимы)

N п/п	Аварийное возмущение (режим)	Критические места энергосистемы	Решение
1	2	3	4
1.	Отключение ВЛ 110 кВ Южная-1, (-2) цепь	загрузка оставшейся в работе ВЛ-110 кВ Южная-2 (-1) превышает максимально допустимое значение (%)	для обеспечения надежного электроснабжения потребителей, получающих питание от ВЛ-110 кВ Южная-1, -2, в ремонтных и аварийных режимах необходимы проведение мероприятий по увеличению пропускной способности на данных ВЛ (замена провода, опор и др.) либо новое сетевое строительство. В связи с большим количеством ПС, получающих питание от ВЛ-110 кВ Южная-1, -2 (8 ПС-110 кВ), и продолжением роста количества ТУ на ТП в г. Чебоксары предпочтительным является перевод электроснабжения части ПС, запитанных от ВЛ-110 кВ Южная-1, -2, с Чебоксарской ТЭЦ-2 на ПС Катраси. Это позволит разгрузить ВЛ-110 кВ Южная-1, -2 и обеспечить возможность подключения новых потребителей (ТУ на ТП, в том числе реализация 3-4 этапа отозванного в настоящее время ТУ на ТП по микрорайону "Богданка"), а также разгрузить АТ-1, -2 220/110 кВ Чебоксарской ТЭЦ-2. Строительство когенерационных станций общей мощностью до 100 МВт
2.	Одновременное отключение ВЛ-110 кВ Чебоксарская ТЭЦ-2 - Катраси и ВЛ-110 кВ Новочебоксарская ТЭЦ-3 - Катраси	при одновременном отключении ВЛ-110 кВ Чебоксарская ТЭЦ-2 - Катраси и ВЛ-110 кВ Новочебоксарская ТЭЦ-3 - Катраси (участков данных ВЛ) напряжение на ПС Катраси снижается до уровня 104-96 кВ и ниже в зависимости от уровня потребления и схемы основной сети Чувашской энергосистемы	для обеспечения повышения напряжения в ремонтных/аварийных режимах необходима установка БСК-110 кВ на ПС Катраси либо, что более предпочтительно, новое сетевое строительство (заход ВЛ-220 кВ Чебоксарская ГЭС - Венец на ПС Катраси-2 с установкой АТ 220/110 кВ на ПС Катраси-2)
3.	Отключение ВЛ-110 кВ Чебоксарская ТЭЦ-2 - Катраси (после перевода на ПС Катраси электроснабжения части ПС, получающих в настоящее время электроснабжение по ВЛ-110 кВ Южная-1, -2 с Чебоксарской ТЭЦ-2, без сетевого строительства)	при отключении ВЛ-110 кВ Чебоксарская ТЭЦ-2 - Катраси загрузка оставшейся в работе ВЛ-110 кВ Новочебоксарская ТЭЦ-3 - Катраси превысит максимально допустимое значение (до 137,5% в зимний период), вызовет снижение напряжения на ПС Катраси (до  кВ летом и до  кВ зимой)	для обеспечения повышения напряжения и обеспечения поддержания перетоков мощности в допустимых пределах в ремонтных/аварийных режимах необходимо новое сетевое строительство (заход ВЛ 220 кВ Чебоксарская ГЭС - Венец на ПС Катраси-2 с установкой АТ на ПС Катраси-2)
4.	Отключение ВЛ-110 кВ Новочебоксарская ТЭЦ-3 - Катраси с отпайкой на ПС Новая (после перевода на ПС Катраси электроснабжения части ПС, получающих в настоящее время электроснабжение по ВЛ-110 кВ Южная-1, -2 с Чебоксарской ТЭЦ-2, без сетевого строительства)	при отключении ВЛ-110 кВ Новочебоксарская ТЭЦ-3 - Катраси с отпайкой на ПС Новая загрузка оставшейся в работе ВЛ-110 кВ Чебоксарская ТЭЦ-2 - Катраси превысит максимально допустимое значение (до 130,5% в зимний период), вызовет снижение напряжения на ПС Катраси (до  кВ летом и до  кВ зимой)	для обеспечения повышения напряжения и обеспечения поддержания перетоков мощности в допустимых пределах в ремонтных/аварийных режимах необходимо новое сетевое строительство (заход ВЛ 220 кВ Чебоксарская ГЭС - Венец на ПС Катраси-2 с установкой АТ на ПС "Катраси-2)
5.	Отключение ВЛ 220 кВ Чебоксарская ГЭС - Чебоксарская ТЭЦ-2 - I (II) цепь или АТ-1(-2) 220/110 кВ Чебоксарской ТЭЦ-2	перегруз на 9,6% оставшегося в работе АТ-1(2) 220/110 кВ Чебоксарской ТЭЦ-2 (при уровне нагрузок 2010 г.)	строительство новых когенерационных станций в районе котельной N 4-С и Юго-Западном районе (далее - ЮЗР)

Потокораспределение мощности по сети 110 кВ для нормального режима на 2010-2016 годы приведено в приложении N 2.

------------------------------

(1) По данным филиала ОАО "Системный оператор Единой энергетической системы" - "Региональное диспетчерское управление энергосистемы Чувашской Республики - Чувашии".

* Уточняется проектом.

IV. Краткая характеристика теплоснабжения городов Чувашской Республики и оценка возможности когенерации

Теплоснабжение г. Чебоксары осуществляет компания ООО "Коммунальные технологии", которая арендует 57 котельных общей мощностью 767 Гкал/ч и 44 центральных тепловых пункта (ЦТП) и насосных станций, расположенных в г. Чебоксары (рис. 4). За исключением котельных, которые находятся в резерве (N 2-Ю, 19-Ю, 3-М, 2-Ц, 11-Ц, 18-Ц) или не эксплуатируются (N 2а-К), общее количество работающих источников теплоснабжения равно 50, два из которых электрокотельные N 14-К и 30-Ю.

Котельные (20 шт.) N 3-К, 6-К, 7-К, 12-К, 14-К, 25-К, 8-М, 9-М, 24-М, 25-М, 50-М, 6-Ц, 6а-Ц, 21-Ц, 17-Ю, 30-Ю, 1-З, 2-З, 3-З, 4-З работают с температурным графиком 95/70°С.

Котельная N 56-К работает с температурным графиком 100/70°С.

Котельные (8 шт.) N 5-К, 33-М, 10-Ц, 28-Ц, 29-Ц 11-Ю, 16-Ю, 26-Ю работают с температурным графиком 105/70°С.

Котельные (5 шт.) N 2-К, 7-М, 34-М, 25-Ю, 28-Ю работают с температурным графиком 115/70°С.

Рис. 4. Схема теплоснабжения г. Чебоксары

Котельная (1 шт.) N 1-К работает с температурным графиком 130/70°С.

Котельные (3 шт.) N 8-К, 9-К, 86-К работают с температурным графиком 140/70°С.

Котельные (10 шт.) N 4-К, 22-К, 10-М, 4-С, 5-С, 5-Ц, 22-Ц, 12-Ю, 13-Ю, 27-Ю работают с температурным графиком 150/70°С.

Котельная N 28-Ц состоит из двух блоков: один блок (2 котла КВГ-6,5-150) работает с температурным графиком 150/70°С, второй (2 котла ДКВР-2,5/13) - с температурным графиком 105/70°С.

Две котельные N 22-Ю и 27-М не имеют нагрузки на отопление и горячее водоснабжение. Они снабжают паром соответственно больничный комплекс и грязелечебницу.

Котельные N 10-Ц, 21-Ц, 29-Ц, 2-К, 3-К, 56-К, 7-М, 10-М, 24-М, 50-М, 1-З, 4-З, 5-С работают только в отопительный период, остальные котельные круглогодично.

В летний период котельная N 22-Ц обеспечивает горячей водой также потребителей котельной N 10-Ц и ЦТП "Ярославская". В зимнее время ЦТП "Ярославская" подключен к Чебоксарской ТЭЦ-2. Потребителей котельной N 2-Ц в летнее время обеспечивает горячей водой котельная N 5-Ц.

Потребители котельной N 4-С подключены по открытой схеме теплоснабжения, на остальных источниках система теплоснабжения потребителей закрытая.

В котельных N 2-К, 34-М, 28-Ц (блок с двумя котлами ДКВР-2,5/13) установлены только паровые котлы. В котельных N 7-К, 25-М, 11-Ю паровые котлы наряду с подачей пара потребителям принимают участие в приготовлении горячей воды для системы горячего водоснабжения.

ООО "Коммунальные технологии" имеют две котельные мощностью свыше 50 Гкал/ч: N 4-С (268 Гкал/ч) и N 5-С (65 Гкал/ч).

Общая протяженность тепловых сетей, эксплуатируемых ООО "Коммунальные технологии", составляет в г. Чебоксары 370,2 км в однотрубном исчислении.

Кроме выработки и передачи тепловой энергии от собственных источников ООО "Коммунальные технологии" осуществляет передачу тепловой энергии, закупленной у сторонних организаций: ОАО "ТГК-5" (Чебоксарская ТЭЦ-2, Новочебоксарская ТЭЦ-3) и ФГУП "Чебоксарское производственное объединение имени В.И. Чапаева" (далее - ФГУП "ЧПО им.В.И. Чапаева").

Для повышения энергобезопасности и энергоэффективности столицы Чувашской Республики целесообразным является возведение когенерационных станций с замещением части тепловых мощностей котельных N 4-С, ФГУП "ЧПО им.В.И. Чапаева" и N 8-9К с тепловой мощностью до 300 Гкал/ч. Район предполагаемой установки когенерационных станций приведен на рис. 5.

Рис. 5. Схема тепловых сетей районов с перспективной когенерацией

V. Основные направления развития электроэнергетики Чувашской Республики

В соответствии с Энергетической стратегией Чувашской Республики на период до 2020 года для повышения уровня благосостояния населения требуется дальнейшее повышение энерговооруженности труда, а также роста потребления электрической энергии с приближением душевого потребления электрической энергии до среднероссийских значений - 6-7 тыс.кВтхч/чел. в год.

Анализ темпов потребления электрической энергии в Чувашской Республике за последние годы показывает, что вследствие экономического кризиса 2008-2009 годов, значительного спада потребления электрической энергии промышленностью, сельским хозяйством, а также по результатам реализации Республиканской целевой программы энергосбережения в Чувашской Республике на 2010-2015 годы и на период до 2020 года Чувашская энергосистема докризисной загрузки (2008 год) достигнет не ранее 2014-2015 годов.

Для повышения надежности электроснабжения и энергетической безопасности необходимо в дальнейшем:

преодолеть старение основных фондов, сетей, ПС;

увеличить собственную генерацию на основе эффективных (теплофикационных) схем с использованием потенциала газификации республики и систем централизованного теплоснабжения на первом этапе до 2016 года в г. Чебоксары;

начиная с 2016 года реконструировать Новочебоксарскую ТЭЦ-3, Чебоксарскую ТЭЦ-2 с замещением выбывающих мощностей на парогазовые;

развивать схему электроснабжения северной промышленной зоны сетями 220 кВ, строительством ПС 220/110 кВ Катраси-2 в 2014-2016 годах и в будущем ПС-220 кВ Новый город.

Анализ схемы теплоснабжения г. Чебоксары показывает три перспективные зоны для развития комбинированной выработки электрической и тепловой энергии:

1. Северо-Западный район (далее - СЗР) с центром нагрузок в районе котельной N 4-С.

2. ЮЗР.

3. Строящийся район улицы Б. Хмельницкого.

Наиболее перспективно создание электрогенерирующих мощностей на покрытие существующих тепловых нагрузок. Такими районами перспективной когенерации являются районы котельных N 4-С (рис. 6), 9-К, ФГУП "ЧПО им.В.И. Чапаева".

Рис. 6. График продолжительности тепловых нагрузок СЗР

Районная котельная N 4-С находится в центре тепловых нагрузок и позволяет круглогодично вырабатывать электрическую энергию для покрытия тепловой нагрузки ГВС, а отопительную нагрузку покрыть существующими мощностями котельной.

Строительство когенерационной электрической станции мощностью 25-30 МВт на территории котельной N 4-С позволяет повысить надежность электроснабжения, а также разгрузить ПС Западная и Студенческая, линии ВЛ Южная-1, -2.

Администрацией г. Чебоксары предлагается создание в ЮЗР когенерационных мощностей с электрической мощностью 15 МВт на территории котельной 9-К и 10-К (нефункционирующая). Анализ показывает, что при существующей тепловой нагрузке потребителей котельных N 8-К, 9-К, присоединяемых в летнем режиме к сетям когенерационной станции, электрическая мощность составит около 3-4 МВт.

В целях минимизации затрат и повышения эффективности и надежности схемы электроснабжения города администрации г. Чебоксары целесообразно рассмотреть создание ТЭЦ с покрытием тепловых нагрузок большей части ЮЗР и месторасположением в районе котельной и электрической ПС-110 кВ ФГУП "ЧПО им.В.И. Чапаева".

Это позволит увеличить тепловую загрузку на объемы потребления от котельной ФГУП "ЧПО им.В.И. Чапаева" (рис. 7), а теплофикационную выработку в летний период довести до заявленных администрацией города 12-15 МВт. Кроме того, необходимо проработать вопрос совмещения создания ТЭЦ с реконструкцией ПС ФГУП "ЧПО им.В.И. Чапаева", парковый ресурс которой выработан.

Рис. 7. График расходов теплоты по продолжительности тепловых нагрузок (ЮЗР)

Город Новочебоксарск практически на 100% обеспечивается теплофикационной нагрузкой Новочебоксарской ТЭЦ-3, тепловые сети составляют 212,0 км в однотрубном исчислении.

Филиалом ОАО "ТГК-5" "Марий Эл и Чувашии" в 2012-2013 годах запланирована реконструкция Новочебоксарской ТЭЦ-3 с установкой турбоагрегата ПТ-80/100-130/13, станционный N 7.

Город Канаш. Возможно создание ТЭЦ мощностью 12 МВт на основе котельной ОАО "Канашский вагоноремонтный завод" с использованием существующего котельного оборудования.

Город Алатырь. Анализ схемы теплоснабжения города показывает возможность создания мини-ТЭЦ на базе централизованного отопления микрорайонов "Западный-1" и "Западный-2" с установкой пиковых котлов на отопительную нагрузку и газопоршневых установок электрической мощностью 1-1,5 МВт и тепловой мощностью 1,2-1,5 МВт на ГВС. Кроме того, возможна установка когенерационных установок на ряде промышленных предприятий.

Город Шумерля. Требуется дополнительная проработка вопроса с изучением фактического состояния схемы тепло- и электроснабжения.

ГАРАНТ:

Нумерация разделов приводится в соответствии с источником

IV. Основные выводы по развитию электрической генерации на основе централизованных схем теплоснабжения

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

2. Ввод электрических генерирующих мощностей, покрывающих нагрузку ПС, присоединенных к ВЛ-110 кВ Южная-1, -2, в объеме 25-40 МВт существенно снизит их загрузку. Для проведения электротехнических расчетов перетоков мощности в системе следует провести проработку схемы выдачи мощности энергетических установок.

В гг. Канаше, Алатыре, Шумерле строительство ТЭЦ менее актуально из-за значительного резерва электросетевых и трансформаторных мощностей.

VII. Основные выводы по развитию объектов электросетевого хозяйства электроэнергетического комплекса Чувашской Республики

Основные направления развития электроэнергетического комплекса Чувашской Республики на 2012-2016 годы сведены в табл. 17.

Таблица 17

N п/п	Наименование объекта	Проектная мощность, МВА	Год начала / окончания	Стоимость объекта, млн. рублей
1	2	3	4	5
Сетевое строительство 110-35 кВ
1.	Реконструкция участка ВЛ-110 кВ Студенческая - Заовражная		2015/2016	48,00
2.	Строительство второй цепи ВЛ-35 кВ Катраси - Чандрово		2013/2014	34,00
3.	Реконструкция ПС 110/6 кВ Западная	3х25	2008/2012	170,00
4.	Реконструкция ПС 110/10 кВ Радуга	2х25	2008/2012	155,17
5.	Реконструкция ПС 110/10 кВ Вурнары	2х25	2011/2014	62,6
6.	Реконструкция ПС 110/10 кВ Первомайская (II очередь)	2х2,5	2006/2014	88,15
7.	Реконструкция ПС 110/10 кВ Вурманкасы	2х25	2008/2015	144,01
8.	Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Урмары	2х25	2013/2016	115,17
9.	Реконструкция ПС 110/10 кВ Лапсарская	16	2012/2013	65,39
10.	Замена короткозамыкателя - отделителя нагрузки ОДКЗ-110 на элегазовом выключателе ВГТ-110 кВ на ПС Заовражная, Кировская, Парковая, Светлая, Новая, Восточная, Тормозная		2011/2013	55,26
11.	Реконструкция ПС 110/10 кВ Кугеси	2х16	2014/2016	110,16
12.	Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Катраси	2х16	2013/2014
13.	Реконструкция ПС Студенческая, замена 2х16 на 40, заходы с двухцепных на одноцепные	40	2013/2014
14.	Строительство ПС Коммунальная 110/10 кВ с разрезанием ВЛ-110 кВ Южная-1, -2. Завершение строительства ВЛ-110 кВ Чапаевская-2		2013/2016*	1000,0
15.	Строительство ОРУ-220 кВ ПС Катраси-2, выполнение захода на ПС Катраси-2 ВЛ-220 кВ Чебоксарская ГЭС - Венец, установка АТ-1, -2 220/110 кВ мощностью 125 МВА, установка БСК-110 кВ. Строительство ВЛ-220 кВ Чебоксарская ГЭС - Катраси-2	2х125	2014/2016	1120,00
Генерация (МВт)
16.	ПТ-80 (Новочебоксарская ТЭЦ-3)	80	2012/2014	1350
17.	ТЭЦ СЗР (район 4-С)	25-30	2013/2016	1080***
18.	ТЭЦ ЮЗР***	15-20**	2015/2017	720***

1. Реконструкция участка ВЛ-110 кВ Студенческая - Заовражная - перевод участка ВЛ-110 кВ из двухцепного исполнения в одноцепное. Это повысит надежность электропитания водозабора г. Чебоксары, который является потребителем I категории.

2. Строительство второй цепи ВЛ-35 кВ Катраси - Чандрово - обеспечение электроэнергией быстроразвивающихся районов Хыркасы и Чандрово. Повышение надежности электроснабжения.

3. Реконструкция ПС 110/6 кВ Западная - замена двух трансформаторов по 16 МВА на 25 МВА, обеспечение электроэнергией быстроразвивающегося СЗР г. Чебоксары.

4. Реконструкция ПС 110/10 кВ Радуга - замена двух трансформаторов по 16 МВА на 25 МВА, обеспечение электроэнергией быстроразвивающегося новоюжного района г. Чебоксары.

5. Реконструкция ПС 110/10 кВ Вурнары - замена трансформатора 10 МВА на 25 МВА, обеспечение электроэнергией быстроразвивающегося района пгт Вурнары.

6. Реконструкция ПС 110/10 кВ Первомайская (II очередь) - установка второго трансформатора на 2,5 МВА. Повышение надежности электроснабжения.

7. Реконструкция ПС 110/10 кВ Вурманкасы - замена двух трансформаторов по 16 МВА на 25 МВА, обеспечение электроэнергией быстроразвивающегося новоюжного района г. Чебоксары.

8. Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Урмары - замена трансформатора 16 МВА на 25 МВА, обеспечение электроэнергией быстроразвивающегося района пгт Урмары.

9. Реконструкция ПС 110/10 кВ Лапсарская - замена трансформатора 10 МВА на 16 МВА, обеспечение электроэнергией быстроразвивающегося района пос. Лапсары.

10. Замена короткозамыкателя - отделителя нагрузки ОДКЗ-110 на элегазовом выключателе ВГТ-110 кВ на ПС Заовражная, Кировская, Парковая, Светлая, Новая, Восточная, Тормозная - замена коммутационных аппаратов упрощенной схемы коммутации (короткозамыкатель - отделитель нагрузки) на выключатели 110 кВ, позволяющие оперативно вести режим работы электросети и отключать аварийное оборудование непосредственно на подстанции.

11. Реконструкция ПС 110/10 кВ Кугеси - замена двух трансформаторов по 10 МВА на 16 МВА, обеспечение электроэнергией быстроразвивающегося СЗР г. Чебоксары.

12. Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Катраси - замена двух трансформаторов по 10 МВА на 16 МВА, обеспечение электроэнергией быстроразвивающихся районов Хыркасы и Чандрово.

13. Реконструкция ПС Студенческая - замена двух трансформаторов по 16 МВА на один трансформатор 40 МВА, обеспечение электроэнергией быстроразвивающегося СЗР г. Чебоксары. Перевод участка ВЛ-110 кВ из двухцепного исполнения в одноцепный. Это повысит надежность электроснабжения ПС.

14. Строительство ПС Коммунальная 110/10 кВ с разрезанием ВЛ-110 кВ Южная-1, -2, завершение строительства ВЛ-110 кВ Чапаевская-2 - по состоянию на 2010 год в аварийном или ремонтном режиме (при отключении одной цепи) перегрузка ВЛ сверх допустимой величины составляет 8% и с перспективным ростом нагрузок района будет увеличиваться (см. табл. 15). Ввиду отсутствия возможности замены проводов и опор ВЛ-110 кВ Южная-1, -2, а также отсутствия коридора возникает необходимость перевода части нагрузки с ВЛ-110 кВ Южная-1, -2 на питание от ПС 110/35/10 кВ Катраси. На первом этапе достаточно будет возвести ОРУ-110 кВ без силовых трансформаторов. Питание собственных нужд ПС следует осуществлять от существующего распределительного пункта 6 кВ. По мере застройки микрорайона "Богданка" следует производить поэтапный ввод трансформирующих мощностей. Ввод в работу ОРУ-110 кВ ПС Коммунальная необходимо синхронизировать по времени с выполнением первого этапа пункта 15 табл. 17.

15. Строительство ОРУ-220 кВ ПС Катраси-2, выполнение захода на ПС Катраси-2 ВЛ-220 кВ Чебоксарская ГЭС - Венец, установка АТ-1,2 220/110 кВ мощностью 125 МВА, установка БСК-110 кВ; строительство ВЛ-220 кВ Чебоксарская ГЭС - Катраси-2 - усиление центра питания Катраси со строительством ПС Катраси-2 220/110/10 кВ необходимо для обеспечения электроэнергией севера Чебоксарского района, а также быстрорастущих нагрузок СЗР г. Чебоксары, повышения надежности электроснабжения и возможности кольцевания сети 220/110 кВ промышленного севера Чувашской Республики. Строительство ПС Катраси-2 предполагается выполнить в два этапа:

на первом этапе выполняется возведение ОРУ-220/110 кВ Катраси-2, разрезание и заход ВЛ-220 кВ Чебоксарская ГЭС - Венец на ОРУ-220 кВ ПС Катраси-2, установка первого автотрансформатора АТ-1 220/110/10 кВ 125 МВА, выполнение связей с ОРУ-110 кВ Катраси. Установка на ПС Катраси БСК-110 кВ;

на втором этапе выполняется установка второго автотрансформатора АТ-2 220/110/10 кВ 125 МВА, реконструкция ОРУ-220 кВ Чебоксарской ГЭС, строительство новой линии 220 кВ Чебоксарская ГЭС - Катраси-2.

16. ПТ-80 (Новочебоксарская ТЭЦ-3) - установка новой турбины ПТ-80/10-130/13 в рамках модернизации ТЭЦ-3 по распоряжению Правительства Российской Федерации от 11 августа 2010 г. N 1334-р.

17. ТЭЦ СЗР (район 4-С) - строительство когенерационной станции на газовом топливе в районе котельной N 4-С с суммарной мощностью до 30 МВт. Общее число генераторов 4-6 машин. Выработка тепловой энергии в виде отопления и горячего водоснабжения на коммунально-бытовую нагрузку СЗР г. Чебоксары. Выработка электроэнергии на коммунально-бытовую нагрузку СЗР г. Чебоксары на напряжении 6 кВ.

18. ТЭЦ ЮЗР - строительство когенерационной станции на газовом топливе в районе Чапаевского поселка с суммарной мощностью до 20 МВт. Общее число генераторов 4-6 машин. Выработка тепловой энергии в виде отопления и горячего водоснабжения на коммунально-бытовую нагрузку Чапаевского поселка г. Чебоксары. Выработка электроэнергии на коммунально-бытовую нагрузку Чапаевского поселка г. Чебоксары на напряжении 6 кВ.

------------------------------

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

** Определяется проектом.

*** Уточняется при проектировании возможность замещения котельной ФГУП "ЧПО им.В.И. Чапаева" и увеличения мощности.

Приложение N 1

к Схеме и программе перспективного

развития электроэнергетики

Чувашской Республики

на 2012-2016 годы

Данные по загрузке центров питания 35-110 кВ

N п/п	Наименование ПС	Данные по загрузке
		трансформатор	Sном	Sфакт 17.12.08	Sфакт 16.12.09	Sфакт 15.12.10	S 2011	S 2012	S 2013	S 2014	S 2015	максимальное значение		год максимума
			МВА	МВА	МВА	МВА	МВА	МВА	МВА	МВА	МВА	МВА	%
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
Алатырское производственное объединение
1.	Алатырь 110/35/6 кВ	Т-1	40,0	8,645	7,200	12,498	12,503	12,508	12,513	12,518	12,523	12,523	31,3	2015
		Т-2	40,0	10,554	6,300	12,737	12,742	12,747	12,752	12,757	12,762	12,762	31,9	2015
2.	Алгаши 110/10 кВ	Т-1	2,5	0,267	0,300	0,260	0,265	0,270	0,275	0,280	0,280	0,300	12,0	2009
		Т-2	6,3	0,382	0,320	0,152	0,157	0,162	0,167	0,172	0,172	0,382	6,1	2008
3.	Алтышево 110/10 кВ	Т-1	2,5	0,095	0,280	0,133	0,138	0,143	0,148	0,153	0,158	0,280	11,2	2009
		Т-2	6,3	0,818	0,840	0,727	0,732	0,737	0,742	0,747	0,752	0,840	13,3	2009
4.	Киря 110/10 кВ	Т-1	2,5	0,000	0,000	0,572	0,577	0,582	0,587	0,592	0,597	0,597	23,9	2015
		Т-2	6,3	0,618	0,720	0,267	0,272	0,277	0,282	0,287	0,292	0,720	11,4	2009
5.	Кожевенная 110/10 кВ	Т-1	6,3	0,218	0,240	0,229	0,234	0,239	0,244	0,249	0,254	0,254	4,0	2015
		Т-2	6,3	0,309	0,360	0,457	0,462	0,467	0,472	0,477	0,482	0,482	7,7	2015
6.	Красные Четаи 110/35/10 кВ	Т-1	6,3	1,600	2,400	1,905	1,955	2,005	2,055	2,105	2,155	2,400	38,1	2009
		Т-2	6,3	1,677	3,000	2,077	2,127	2,177	2,227	2,277	2,327	3,000	47,6	2009
7.	Кувакино 110/10 кВ	Т-1	2,5	0,764	0,720	0,694	0,699	0,704	0,709	0,714	0,719	0,764	30,6	2008
		Т-2	2,5	0,248	0,480	0,667	0,672	0,677	0,682	0,687	0,692	0,692	27,7	2015
8.	Первомайская 110/10 кВ	Т-1	2,5	0,629	0,840	0,846	0,861	0,876	0,891	0,906	0,921	0,921	36,8	2015
9.	Саланчик 110/10 кВ	Т-1	2,5	0,229	0,480	0,286	0,486	0,516	0,546	0,576	0,606	0,606	24,2	2015
10.	Северная 110/6 кВ	Т-1	25,0	3,110	9,360	2,984	2,994	3,004	3,014	3,024	3,034	9,360	37,4	2009
11.	Семеновская 110/10 кВ	Т-1	6,3	0,418	0,360	0,400	0,405	0,410	0,415	0,420	0,425	0,425	6,7	2015
		Т-2	6,3	0,273	0,360	0,248	0,253	0,258	0,263	0,268	0,273	0,360	5,7	2009
12.	Хмельмаш 110/10 кВ	Т-1	10,0	0,340	0,300	0,389	0,439	0,489	0,539	0,589	0,639	0,639	6,4	2015
		Т-2	10,0	1,055	1,800	1,038	1,088	1,138	1,188	1,238	1,288	1,800	18,0	2009
13.	Ходары 110/10 кВ	Т-1	6,3	0,637	0,960	0,324	0,424	0,524	0,624	0,724	0,824	0,960	15,2	2009
		Т-2	6,3	0,600	1,120	0,438	0,538	0,638	0,738	0,838	0,938	1,120	17,8	2009
14.	Шумерля 110/35/6 кВ	Т-1	16,0	0,835	0,600	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,835	5,2	2008
		Т-2	6,3	2,058	0,000	0,046	0,046	0,046	0,046	0,046	0,046	2,058	31,7	2008
15.	Порецкая 110/10 кВ	Т-1	16,0	1,962	1,760	2,172	2,192	2,212	2,232	2,252	2,272	2,272	14,2	2015
		Т-2	16,0	1,829	1,760	1,981	2,001	2,021	2,041	2,061	2,081	2,081	13,0	2015
16.	Старые Атаи 35/10 кВ	Т-1	2,5	0,915	0,600	0,495	0,520	0,545	0,570	0,595	0,620	0,915	36,6	2008
		Т-2	2,5	0,610	0,600	0,362	0,387	0,412	0,437	0,462	0,487	0,610	24,4	2008
17.	Стемасы 35/10 кВ	Т-1	2,5	0,197	0,160	0,226	0,246	0,266	0,286	0,306	0,326	0,326	13,0	2015
		Т-2	2,5	0,378	0,600	0,400	0,420	0,440	0,460	0,480	0,500	0,600	24,0	2009
18.	Полевая 35/10 кВ	Т-1	4,0	0,274	0,960	0,320	0,325	0,330	0,335	0,340	0,345	0,960	24,0	2009
		Т-2	4,0	0,452	0,240	0,442	0,447	0,452	0,457	0,462	0,467	0,467	11,7	2015
19.	Сура 35/6 кВ	Т-1	10,0	2,903	4,320	3,430	3,435	3,440	3,445	3,450	3,455	4,320	43,2	2009
		Т-2	10,0	4,081	4,500	3,696	3,701	3,706	3,711	3,716	3,721	4,500	45,0	2009
Северное производственное объединение
1.	Аликово 110/35/10 кВ	Т-1	16,00	1,732	2,229	1,658	1,683	1,708	1,733	1,758	1,783	2,229	13,9	2009
		Т-2	16,00	4,068	5,678	4,620	4,645	4,670	4,695	4,720	4,745	5,678	35,5	2009
2.	Атлашево 110/35/10 кВ	Т-1	10,00	0,191	1,829	1,524	1,574	1,624	1,674	1,724	1,774	1,829	18,3	2009
		Т-2	6,30	0,572	0,762	0,476	0,526	0,576	0,626	0,676	0,726	0,762	12,1	2009
3.	Бройлерная 110/10 кВ	Т-1	10,00	0,991	2,096	0,286	0,296	0,306	0,316	0,326	0,336	2,096	21,0	2009
		Т-2	6,30	0,057	0,191	0,381	0,391	0,401	0,411	0,421	0,431	0,431	6,8	2015
4.	ВНИИР 110/6 кВ	Т-1	6,30	3,772	5,716	2,401	2,401	2,401	2,401	2,401	2,401	5,716	91,4	2009
		Т-2	6,30	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	-
5.	Вурманкасы 110/10 кВ	Т-1	16,00	8,383	8,097	7,697	7,947	8,197	8,447	8,697	8,947	8,947	55,9	2015
		Т-2	16,00	8,764	8,478	8,726	8,976	9,226	9,476	9,726	9,976	9,976	62,4	2015
6.	Вурнары 110/35/10 кВ	Т-1	10,00	3,455	2,964	3,455	3,555	3,655	3,755	3,855	3,955	3,955	39,6	2015
		Т-2	25,00	7,153	6,097	6,678	6,778	6,878	6,978	7,078	7,178	7,178	28,7	2015
7.	Туруново 35/10 кВ	Т-1	6,30	0,762	1,277	1,238	1,238	1,238	1,238	1,238	1,238	1,238	19,7	2010
		Т-2	6,30	0,248	0,229	0,972	0,972	0,972	0,972	0,972	0,972	0,972	15,4	2010
8.	Динамо 110/10 кВ	Т-1	6,30	0,953	1,048	0,648	0,673	0,698	0,723	0,748	0,773	1,048	16,6	2009
		Т-2	6,30	0,895	0,953	0,781	0,806	0,831	0,856	0,881	0,906	0,953	15,1	2009
9.	Заволжская 110/10 кВ	Т-1	16,00	1,905	1,619	1,753	1,753	1,753	1,753	1,753	1,753	1,905	12,0	2008
		Т-2	16,00	0,953	0,705	0,514	0,514	0,514	0,514	0,514	0,514	0,953	6,0	2008
10.	Заовражная 110/6 кВ	Т-1	16,00	2,972	4,629	4,470	4,470	4,470	4,470	4,470	4,470	4,629	29,0	2009
		Т-2	16,00	3,201	2,881	1,966	1,966	1,966	1,966	1,966	1,966	2,881	18,0	2009
11.	Западная 110/6 кВ	Т-1	16,00	9,145	8,288	7,465	32,714	33,714	35,214	37,214	39,714	39,714		2015
		Т-2	25,00	13,146	13,066	13,558
		Т-3	16,00	12,575	12,460	11,191
12.	Кабельная 110/10 кВ	Т-1	25,00	2,499	2,292	2,928	3,078	3,178	3,278	3,378	3,478	3,478	13,9	2015
		Т-2	25,00	2,875	3,037	3,619	3,769	3,869	3,969	4,069	4,169	4,169	16,7	2015
13.	Калинино 35/10 кВ	Т-1	4,00	1,048	1,200	0,953	0,968	0,983	0,998	1,013	1,028	1,200	30,0	2009
		Т-2	4,00	0,909	1,364	0,818	0,833	0,848	0,863	0,878	0,893	1,364	34,1	2009
14.	Катраси 110/35/10 кВ	Т-1	10,00	3,333	4,630	4,153	4,303	5,303	5,453	5,603	5,753	5,753	57,5	2015
		Т-2	10,00	4,179	5,011	5,192	5,342	6,342	6,492	6,642	6,792	6,792	67,9	2015
15.	Кировская 110/10/6 кВ	Т-1	25,00	2,439	3,125	3,315	3,555	4,055	4,555	5,555	6,555	6,555	26,2	2015
		Т-2	25,00	4,954	5,678	5,384	5,624	6,124	6,624	7,624	8,624	8,624	34,5	2015
16.	Красноармейская 110/35/10 кВ	Т-1	10,00	3,388	3,706	2,477	2,552	2,627	2,702	2,777	2,852	3,706	37,1	2009
		Т-2	10,00	2,382	2,248	2,286	2,361	2,436	2,511	2,586	2,661	2,661	26,6	2015
17.	Кугеси 110/35/10 кВ	Т-1	10,00	5,716	3,791	5,144	5,294	5,444	5,594	6,094	6,594	6,594	65,9	2015
		Т-2	10,00	4,458	7,430	8,097	8,247	8,397	8,547	9,047	9,547	9,547	95,5	2015
18.	Кукшум 110/35/10 кВ	Т-1	6,30	1,886	2,096	1,505	1,510	1,515	1,520	1,525	1,530	2,096	33,3	2009
		Т-2	6,30	2,951	2,401	1,619	1,624	1,629	1,634	1,639	1,644	2,951	46,8	2008
19.	Кумаши 35/10 кВ	Т-1	4,00	0,727	0,364	0,182	0,187	0,192	0,197	0,202	0,207	0,727	18,2	2008
		Т-2	4,00	1,182	1,637	1,364	1,369	1,374	1,379	1,384	1,389	1,637	40,9	2009
20.	Лапсары 110/10 кВ	Т-1	10,00	1,715	4,249	3,620	3,881	4,031	4,181	4,331	4,481	4,481	44,8	2015
		Т-2	16,00	9,145	5,430	4,477	4,738	4,888	5,038	5,188	5,338	9,145	57,2	2008
21.	Луч 110/10 кВ	Т-1	6,30	0,953	2,286	2,191	2,216	2,241	2,266	2,291	2,316	2,316	36,8	2015
		Т-2	6,30	2,286	2,648	2,153	2,178	2,203	2,228	2,253	2,278	2,648	42,0	2009
22.	Моргауши 110/35/10 кВ	Т-1	16,00	2,186	1,820	1,086	1,111	1,136	1,161	1,186	1,211	2,186	13,7	2008
		Т-2	10,00	3,525	3,487	3,048	3,073	3,098	3,123	3,148	3,173	3,525	35,2	2008
23.	Нискасы 110/10 кВ	Т-1	10,00	1,277	1,677	1,905	1,935	1,965	1,995	2,025	2,055	2,055	20,6	2015
24.	Новая 110/35/10 кВ	Т-1	40,00	6,287	8,383	9,431	9,922	10,172	10,422	10,672	10,922	10,922	27,3	2015
		Т-2	40,00	5,906	9,831	9,260	9,750	10,000	10,250	10,500	10,750	10,750	26,9	2015
25.	Новый город 110/10 кВ	Т-1	40,00	-	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,0	-
		Т-2	40,00	-	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,0	-
26.	Октябрьская 110/10 кВ	Т-1	6,30	1,124	1,677	1,067	1,117	1,167	1,217	1,267	1,317	1,677	26,6	2009
		Т-2	10,00	1,486	1,372	1,524	1,574	1,624	1,674	1,724	1,774	1,774	17,7	2015
27.	Оросительная 110/10 кВ	Т-1	6,30	0,762	0,572	0,381	0,381	0,381	0,381	0,381	0,381	0,762	12,1	2008
28.	Парковая 110/6 кВ	Т-1	16,00	1,143	2,229	2,401	2,401	2,401	2,401	2,401	2,401	2,401	15,0	2010
		Т-2	16,00	4,573	3,429	5,316	5,316	5,316	5,316	5,316	5,316	5,316	33,2	2010
29.	Радуга 110/10 кВ	Т-1	16,00	15,814	11,432	11,984	12,475	12,725	12,975	13,225	13,475	15,814	98,8	2008
		Т-2	16,00	9,526	10,669	11,946	12,436	12,686	12,936	13,186	13,436	13,436	84,0	2015
30.	Россия 110/10 кВ	Т-1	5,60	1,200	0,727	0,891	0,941	0,991	1,041	1,091	1,141	1,200	21,4	2008
		Т-2	6,30	1,639	0,267	0,438	0,488	0,538	0,588	0,638	0,688	1,639	26,0	2008
31.	Светлая 110/10 кВ	Т-1	10,00	2,858	3,144	3,658	4,028	4,178	4,328	4,478	4,628	4,628	46,3	2015
		Т-2	10,00	2,477	3,201	3,544	3,913	4,063	4,213	4,363	4,513	4,513	45,1	2015
32.	Советская 35/10 кВ	Т-1	3,20	0,182	0,327	0,182	0,192	0,202	0,212	0,222	0,232	0,327	10,2	2009
		Т-2	3,20	0,273	0,364	0,273	0,283	0,293	0,303	0,313	0,323	0,364	11,4	2009
33.	Сосновка 35/6 кВ	Т-1	4,00	0,818	0,873	1,091	1,491	1,541	1,591	1,641	1,691	1,691	42,3	2015
		Т-2	5,60	0,709	0,873	0,807	1,207	1,257	1,307	1,357	1,407	1,407	25,1	2015
34.	Стрелка 110/6 кВ	Т-1	25,00	8,002	13,203	10,391	10,466	10,541	10,616	10,691	10,766	13,203	52,8	2009
		Т-2	25,00	0,000	9,831	12,255	12,330	12,405	12,480	12,555	12,630	12,630	50,5	2015
35.	Студенческая 110/6 кВ	Т-1	40,00	9,930	12,549	12,189	24,640	25,140	25,640	26,140	26,640	26,640	36,9	2015
		Т-2	16,00	4,687	4,756	5,121
		Т-3	16,00	4,801	6,836	6,699
36.	Спутник 110/35/10 кВ	Т-1	40,00	16,195	9,178	13,746	13,896	14,046	14,196	14,346	14,496	16,195	40,5	2008
		Т-2	40,00	17,147	12,603	15,471	15,621	15,771	15,921	16,071	16,221	17,147	42,9	2008
37.	Сундырь 110/10 кВ	Т-1	6,30	1,710	2,401	1,855	1,955	2,055	2,155	2,255	2,355	2,401	38,1	2009
		Т-2	10,00	0,667	1,257	1,010	1,110	1,210	1,310	1,410	1,510	1,510	15,1	2015
38.	Таутово 35/10 кВ	Т-1	2,50	0,381	0,743	0,495	0,500	0,505	0,510	0,515	0,520	0,743	29,7	2009
		Т-2	2,50	0,305	0,381	0,362	0,367	0,372	0,377	0,382	0,387	0,387	15,5	2015
39.	Тиньговатово 110/6 кВ	Т-1	25,00	10,585	6,329	10,868
		Т-2	25,00	9,493	9,930	8,860
40.	Ударник 35/10 кВ	Т-1	2,50	0,727	0,291	0,236	0,244	0,251	0,259	0,266	0,274	0,727	29,1	2008
		Т-2	2,50	0,095	0,533	0,419	0,427	0,434	0,442	0,449	0,457	0,533	21,3	2009
41.	Уржумка 110/35/6 кВ	Т-1	10,00	0,327	0,229	0,023	0,028	0,033	0,038	0,043	0,048	0,327	3,3	2008
		Т-2	10,00	0,327	0,057	0,217	0,222	0,227	0,232	0,237	0,242	0,327	3,3	2008
42.	Хыркасы 35/10 кВ	Т-1	4,00	1,055	1,728	1,091	1,216	1,341	1,466	1,591	1,716	1,728	43,2	2009
		Т-2	2,50	1,000	1,037	1,819	1,944	2,069	2,194	2,319	2,444	2,444	97,7	2015
43.	Чандрово 35/10 кВ	Т-1	2,50	0,953	1,029	1,048	1,128	1,208	1,288	1,368	1,448	1,448	57,9	2015
44.	Чебаково 35/10 кВ	Т-1	2,50	0,837	1,055	0,909	0,929	0,949	0,969	0,989	1,009	1,055	42,2	2009
45.	Чурачики 35/10 кВ	Т-1	4,00	0,286	0,438	0,286	0,296	0,306	0,316	0,326	0,336	0,438	11,0	2009
		Т-2	4,00	1,273	1,455	0,746	0,756	0,766	0,776	0,786	0,796	1,455	36,4	2009
46.	Цивильск 110/35/10 кВ	Т-1	16,00	4,782	5,087	4,916	4,991	5,066	5,141	5,216	5,291	5,291	33,1	2015
		Т-2	16,00	7,822	9,031	7,545	7,620	7,695	7,770	7,845	7,920	9,031	56,4	2009
47.	Южная 110/6 кВ	Т-1	16,00	5,830	5,739	0,000	-	-	-	-	-	-	-	-
		Т-2	20,00	8,002	4,653	0,000	-	-	-	-	-	-	-	-
		Т-3	20,00	5,456	6,383	0,000	-	-	-	-	-	-	-	-
		Т-4 (Т-2)	40,00	13,146	12,197	17,856	17,956	18,056	18,156	18,256	18,356	18,356	45,9	2015
		Т-5 (Т-1)	40,00	-	0,000	10,803	10,903	11,003	11,103	11,203	11,303	11,303	28,3	2015
48.	ЯМЗ 110/35/10 кВ	Т-1	16,00	2,439	2,744	2,629	2,679	2,729	2,779	2,829	2,879	2,879	18,0	2015
		Т-2	16,00	2,629	2,763	2,667	2,717	2,767	2,817	2,867	2,917	2,917	18,2	2015
49.	Яндоба 110/10 кВ	Т-1	6,30	0,152	0,133	0,076	0,084	0,091	0,099	0,106	0,114	0,152	2,4	2008
		Т-2	6,30	0,381	0,591	0,381	0,389	0,396	0,404	0,411	0,419	0,591	9,4	2009
Южное производственное объединение
1.	Атнашево 110/10 кВ	Т-1	6,3	1,142	1,696	1,772	1,797	1,822	1,847	1,872	1,897	1,897	30,1	2015
		Т-2	6,3	0,367	0,533	0,495	0,520	0,545	0,570	0,595	0,620	0,620	9,8	2015
2.	Ачаксы 110/10 кВ	Т-1	6,3	0,325	0,640	0,591	0,616	0,641	0,666	0,691	0,716	0,716	11,4	2015
		Т-2	6,3	0,335	0,762	0,629	0,654	0,679	0,704	0,729	0,754	0,762	12,1	2009
3.	Бичурга-Баишево 35/10 кВ	Т-1	6,3	0,610	0,610	0,610	0,615	0,620	0,625	0,630	0,635	0,635	10,1	2015
		Т-2	6,3	0,000	0,145	0,091	0,096	0,101	0,106	0,111	0,116	0,145	2,3	2009
4.	Батырево 110/35/10 кВ	Т-1	25,0	5,387	8,726	6,678	6,878	7,078	7,278	7,478	7,678	8,726	34,9	2009
		Т-2	40,0	0,000	6,526	6,192	6,392	6,592	6,792	6,992	7,192	7,192	18,0	2015
5.	Буинск 110/10 кВ	Т-1	6,3	0,283	0,427	0,381	0,386	0,391	0,396	0,401	0,406	0,427	6,8	2009
		Т-2	10,0	0,157	0,244	0,267	0,272	0,277	0,282	0,287	0,292	0,292	2,9	2015
6.	Восточная 110/6 кВ	Т-1	10,0	0,943	1,600	2,103
		Т-2	10,0	1,362	2,378	2,126
7.	Вурманская 35/10 кВ	Т-1	6,3	0,835	0,762	0,915	0,925	0,935	0,945	0,955	0,965	0,965	15,3	2015
		Т-2	6,3	0,328	0,457	0,305	0,315	0,325	0,335	0,345	0,355	0,457	7,3	2009
8.	Дружба 110/10 кВ	Т-1	6,3	0,000	0,743	0,762	0,787	0,812	0,837	0,862	0,887	0,887	14,1	2015
		Т-2	6,3	0,650	0,495	0,476	0,501	0,526	0,551	0,576	0,601	0,650	10,3	2008
9.	Ибреси 110/10 кВ	Т-1	10,0	0,000	2,606	2,763	2,788	2,813	2,838	2,863	2,888	2,888	28,9	2015
		Т-2	10,0	2,525	2,012	1,772	1,797	1,822	1,847	1,872	1,897	2,525	25,2	2008
10.	Известковая 35/10 кВ	Т-1	6,3	0,960	1,097	1,010	1,035	1,060	1,085	1,110	1,135	1,135	18,0	2015
		Т-2	6,3	1,738	1,886	1,829	1,854	1,879	1,904	1,929	1,954	1,954	31,0	2015
11.	Кибечи 110/10 кВ	Т-1	10,0	0,712	1,219	0,324	0,364	0,404	0,444	0,484	0,524	1,219	12,2	2009
		Т-2	6,3	0,241	0,419	0,591	0,631	0,671	0,711	0,751	0,791	0,791	12,5	2015
12.	Комсомольская 10/35/10 кВ	Т-1	16,0	1,961	4,477	3,610	3,660	3,710	3,760	3,810	3,860	4,477	28,0	2009
		Т-2	16,0	3,440	4,474	4,230	4,280	4,330	4,380	4,430	4,480	4,480	28,0	2015
13.	Козловка 110/10 кВ	Т-1	10,0	0,943	2,020	2,477	2,482	2,487	2,492	2,497	2,502	2,502	25,0	2015
		Т-2	10,0	2,001	3,563	1,886	1,891	1,896	1,901	1,906	1,911	3,563	35,6	2009
14.	Картлуево 110/10 кВ	Т-1	6,3	0,124	0,438	0,495	0,510	0,525	0,540	0,555	0,570	0,570	9,1	2015
		Т-2	6,3	0,372	1,391	1,162	1,177	1,192	1,207	1,222	1,237	1,391	22,1	2009
15.	Кильдюшево 35/10 кВ	Т-1	4,0	0,189	0,393	0,346	0,356	0,366	0,376	0,386	0,396	0,396	9,9	2015
16.	Красномайская 35/10 кВ	Т-1	3,2	0,458	0,742	0,673	0,678	0,683	0,688	0,693	0,698	0,742	23,2	2009
		Т-2	4,0	0,182	0,546	0,400	0,405	0,410	0,415	0,420	0,425	0,546	13,6	2009
17.	Лесная 110/35/10 кВ	Т-1	10,0	2,012	1,743	1,924	1,999	2,074	2,149	2,224	2,299	2,299	23,0	2015
		Т-2	10,0	1,659	2,210	2,077	2,152	2,227	2,302	2,377	2,452	2,452	24,5	2015
18.	Маяк 110/10 кВ	Т-1	2,5	0,343	0,743	0,610	0,630	0,650	0,670	0,690	0,710	0,743	29,7	2009
19.	Первомайская 35/10 кВ	Т-1	6,3	0,000	0,857	1,010	1,017	1,025	1,032	1,040	1,047	1,047	16,6	2015
		Т-2	6,3	2,210	3,334	2,705	2,713	2,720	2,728	2,735	2,743	3,334	52,9	2009
20.	Рассвет 110/10 кВ	Т-1	10,0	1,048	1,905	2,058	2,063	2,068	2,073	2,078	2,083	2,083	20,8	2015
		Т-2	10,0	0,248	0,248	0,152	0,157	0,162	0,167	0,172	0,177	0,248	2,5	2008/2009
21.	Слава 110/10 кВ	Т-1	6,3	0,229	1,162	0,838	0,838	0,838	0,838	0,838	0,838	1,162	18,4	2009
22.	Сугуты 110/10 кВ	Т-1	10,0	0,255	0,732	0,686	0,786	0,886	0,986	1,086	1,186	1,186	11,9	2015
		Т-2	10,0	0,137	0,495	0,419	0,519	0,619	0,719	0,819	0,919	0,919	9,2	2015
23.	Тойси 35/10 кВ	Т-1	4,0	0,333	0,891	0,637	0,642	0,647	0,652	0,657	0,662	0,891	22,3	2009
		Т-2	4,0	0,240	0,533	0,400	0,405	0,410	0,415	0,420	0,425	0,533	13,3	2009
24.	Тимерчеево 35/10 кВ	Т-1	2,5	0,793	1,143	1,029	1,044	1,059	1,074	1,089	1,104	1,143	45,7	2009
		Т-2	2,5	0,000	0,846	0,724	0,739	0,754	0,769	0,784	0,799	0,846	33,8	2009
25.	Тормозная 110/6 кВ	Т-1	25,0	3,970	7,846	7,649	7,654	7,659	7,664	7,669	7,674	7,846	31,4	2009
		Т-2	25,0	3,910	5,009	3,546	3,551	3,556	3,561	3,566	3,571	5,009	20,0	2009
26.	Урмары 110/35/10 кВ	Т-1	16,0	0,000	5,068	4,144	4,169	4,194	4,219	4,244	4,269	5,068	31,7	2009
		Т-2	25,0	8,254	5,144	4,182	4,207	4,232	4,257	4,282	4,307	8,254	33,0	2008
27.	Шигали 35/10 кВ	Т-1	4,0	0,091	0,164	0,145	0,150	0,155	0,160	0,165	0,170	0,170	4,3	2015
		Т-2	3,2	0,527	0,709	0,673	0,678	0,683	0,688	0,693	0,698	0,709	22,2	2009
28.	Шоркистры 110/10 кВ	Т-1	2,5	0,293	0,629	0,324	0,334	0,344	0,354	0,364	0,374	0,629	25,1	2009
		Т-2	2,5	0,283	0,495	0,419	0,429	0,439	0,449	0,459	0,469	0,495	19,8	2009
29.	Шимкусы 35/10 кВ	Т-1	4,0	0,610	1,067	0,915	0,925	0,935	0,945	0,955	0,965	1,067	26,7	2009
30.	Шемурша 110/35/10 кВ	Т-1	20,0	2,631	5,201	4,392	4,467	4,542	4,617	4,692	4,767	5,201	26,0	2009
		Т-2	10,0	1,539	2,886	2,477	2,552	2,627	2,702	2,777	2,852	2,886	28,9	2009
31.	Чагаси 110/10 кВ	Т-1	6,3	0,440	0,934	0,743	0,773	0,803	0,833	0,863	0,893	0,934	14,8	2009
32.	Яльчики 110/35/10 кВ	Т-1	10,0	1,558	2,744	2,286	2,291	2,296	2,301	2,306	2,311	2,744	27,4	2009
		Т-2	10,0	1,729	3,782	3,325	3,330	3,335	3,340	3,345	3,350	3,782	37,8	2009
33.	Яманчурино 35/6 кВ	Т-1	4,0	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,000	0,0
34.	Янтиково 110/35/10 кВ	Т-1	10,0	2,415	1,631	0,743	0,768	0,793	0,818	0,843	0,868	2,415	24,2	2008
		Т-2	10,0	1,605	2,435	2,639	2,664	2,689	2,714	2,739	2,764	2,764	27,6	2015

Приложение N 2

к Схеме и программе перспективного

развития электроэнергетики

Чувашской Республики

на 2012-2016 годы

Расчетные режимы

Расчетное потокораспределение мощности в сети 110 кВ на 2010-2016 гг.

Расчетное потокораспределение мощности в сети 110 кВ на 2010-2016 гг. Зима 2010 г. Часть 1

Расчетное потокораспределение мощности в сети 110 кВ на 2010-2016 гг. Зима 2010 г. Часть 2

Расчетное потокораспределение мощности в сети 110 кВ на 2010-2016 гг. Лето 2010 г. Часть 1

Расчетное потокораспределение мощности в сети 110 кВ на 2010-2016 гг. Лето 2010 г. Часть 2

Расчетное потокораспределение мощности в сети 110 кВ на 2010-2016 гг. Зима 2012 г. Часть 1

Расчетное потокораспределение мощности в сети 110 кВ на 2010-2016 гг. Зима 2012 г. Часть 2

Расчетное потокораспределение мощности в сети 110 кВ на 2010-2016 гг. Лето 2012 г. Часть 1

Расчетное потокораспределение мощности в сети 110 кВ на 2010-2016 гг. Лето 2012 г. Часть 2

Расчетное потокораспределение мощности в сети 110 кВ на 2010-2016 гг. Зима 2013 г. Часть 1

Расчетное потокораспределение мощности в сети 110 кВ на 2010-2016 гг. Зима 2013 г. Часть 2

Расчетное потокораспределение мощности в сети 110 кВ на 2010-2016 гг. Лето 2013 г. Часть 1

Расчетное потокораспределение мощности в сети 110 кВ на 2010-2016 гг. Лето 2013 г. Часть 2

Расчетное потокораспределение мощности в сети 110 кВ на 2010-2016 гг. Зима 2014 г. Часть 1

Расчетное потокораспределение мощности в сети 110 кВ на 2010-2016 гг. Зима 2014 г. Часть 2

Расчетное потокораспределение мощности в сети 110 кВ на 2010-2016 гг. Лето 2014 г. Часть 1

Расчетное потокораспределение мощности в сети 110 кВ на 2010-2016 гг. Лето 2014 г. Часть 2

Расчетное потокораспределение мощности в сети 110 кВ на 2010-2016 гг. Зима 2015 г. Часть 1

Расчетное потокораспределение мощности в сети 110 кВ на 2010-2016 гг. Зима 2015 г. Часть 2

Расчетное потокораспределение мощности в сети 110 кВ на 2010-2016 гг. Лето 2015 г. Часть 1

Расчетное потокораспределение мощности в сети 110 кВ на 2010-2016 гг. Лето 2015 г. Часть 2

Расчетное потокораспределение мощности в сети 110 кВ на 2010-2016 гг. Зима 2016 г. Часть 1

Расчетное потокораспределение мощности в сети 110 кВ на 2010-2016 гг. Зима 2016 г. Часть 2

Расчетное потокораспределение мощности в сети 110 кВ на 2010-2016 гг. Лето 2016 г. Часть 1

Расчетное потокораспределение мощности в сети 110 кВ на 2010-2016 гг. Лето 2016 г. Часть 2

Аварийные режимы

Аварийные режимы. Зима 2010 г. Откл. Вл-110 ТЭЦ-2-Катраси и ТЭЦ-3-Катраси

Аварийные режимы. Лето 2010 г. Откл. Вл-110 ТЭЦ-2-Катраси и ТЭЦ-3-Катраси

Аварийные режимы. Зима 2012 г. Чебоксары ремонт Вл-110 Южная-1

Аварийные режимы. Откл. ВЛ-110 кВ Южная-1 и перевод нагрузки на ПС 110/35/10 кВ Катраси

Аварийные режимы. Зима 2015 г. Ремонт Вл-220 кВ ЧеГЭС-Катраси. Часть 1

Аварийные режимы. Зима 2015 г. Ремонт Вл-220 кВ ЧеГЭС-Катраси. Часть 2

Аварийные режимы. Лето 2015 г. Ремонт Вл-220 кВ ЧеГЭС-Катраси