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.
2. Контроль за выполнением настоящего постановления возложить на Министерство градостроительства и развития общественной инфраструктуры Чувашской Республики.
Председатель Кабинета Министров |
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.
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
Если вы являетесь пользователем интернет-версии системы ГАРАНТ, вы можете открыть этот документ прямо сейчас или запросить по Горячей линии в системе.
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"
Текст постановления опубликован на Портале органов власти Чувашской Республики в Internet (www.cap.ru) 29 августа 2011 г., в газете "Вести Чувашии" от 10 сентября 2011 г. N 36 (1246)
Постановлением Кабинета Министров Чувашской Республики от 30 апреля 2013 г. N 170 настоящее постановление признано утратившим силу
В настоящий документ внесены изменения следующими документами:
Постановление Кабинета Министров Чувашской Республики от 14 ноября 2012 г. N 492