Постановление Кабинета Министров Чувашской Республики от 30 апреля 2013 г. N 170 "О Схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Чувашской Республики на 2014-2018 годы" (утратило силу)

Постановление Кабинета Министров Чувашской Республики
от 30 апреля 2013 г. N 170
"О Схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Чувашской Республики на 2014-2018 годы"

ГАРАНТ:

Постановлением Кабинета Министров Чувашской Республики от 28 мая 2014 г. N 188 настоящее постановление признано утратившим силу

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

1. Утвердить прилагаемые Схему и программу перспективного развития электроэнергетики Чувашской Республики на 2014-2018 годы.

2. Признать утратившими силу:

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

подпункт 8 пункта 1 постановления Кабинета Министров Чувашской Республики от 14 ноября 2012 г. N 492 "О внесении изменений в некоторые постановления Кабинета Министров Чувашской Республики".

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

Председатель Кабинета Министров Чувашской Республики

И. Моторин

Утверждены

постановлением Кабинета Министров

Чувашской Республики

от 30 апреля 2013 г. N 170

Схема и программа
перспективного развития электроэнергетики Чувашской Республики на 2014-2018 годы

Общие положения

Схема и программа перспективного развития электроэнергетики Чувашской Республики на 2014-2018 годы разработаны в соответствии с Федеральным законом "Об электроэнергетике", постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики", с учетом федеральных законов "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации" и "О теплоснабжении".

При разработке использовались следующие нормативные документы:

Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем, утвержденные приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 30 июня 2003 г. 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 на 2012-2018 годы, утвержденные приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 13 августа 2012 г. N 387.

I. Общая характеристика Чувашской Республики

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

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

Численность населения Чувашской Республики, по данным Территориального органа Федеральной службы государственной статистики по Чувашской Республике - Чувашии, на 1 января 2013 г. составила 1243,431 тыс. человек, в том числе городского - 743,637 и сельского - 499,794 тыс. человек. В республике насчитываются 317 муниципальных образований, в том числе муниципальных районов - 21, городских округов - 5, городских поселений - 7, сельских поселений - 284. Наиболее крупные города: Чебоксары - 464,94 тыс. человек, Новочебоксарск - 123,922 тыс. человек, Канаш - 45,759 тыс. человек, Алатырь - 37,042 тыс. человек, Шумерля - 30,798 тыс. человек. Численность населения растет в г. Чебоксары и Чебоксарском районе, стабилизировалась в г. Новочебоксарске и сокращается в районах и малых городах примерно на 1% в год. Демографические предпосылки роста нагрузок имеются в г. Чебоксары и Чебоксарском районе.

Климат Чувашской Республики засушливый с резко выраженной континентальностью.

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

Основными потребителями электрической энергии остаются промышленные предприятия, их доля в электроэнергетическом балансе составляет более 43%. Крупнейшими потребителями являются ОАО "Химпром", ОАО "Промтрактор", ОАО "Чебоксарский агрегатный завод", филиал ОАО "Российские железные дороги" - "Горьковская железная дорога", филиал ООО "Газпром трансгаз Нижний Новгород".

Сельское хозяйство. Особое место в экономике Чувашии занимает аграрный комплекс. Площадь сельскохозяйственных угодий составляет 1035,8 тыс. га, или 56,5% общей площади республики, в том числе пашни - 811,0 тыс. га, или 44,2%.

Сложившаяся специализация сельского хозяйства - производство овощей, картофеля, молока, мяса, зерна, технических культур, хмеля и кормов для животноводства соответствует природно-экономическим условиям республики.

II. Анализ существующего состояния электроэнергетики Чувашской Республики

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

ВЛ 110 кВ Тюрлема - Бишбатман (Республика Татарстан);

ВЛ 110 кВ Тюрлема - Нурлаты (Республика Татарстан);

ВЛ 110 кВ Шемурша - Дрожжаное (Республика Татарстан);

ВЛ 110 кВ Хмельмаш - Ардатов (Республика Мордовия).

Рис. 1. Схема энергосистемы на территории Чувашской Республики

В Чувашскую энергосистему входят следующие объекты генерации:

Чебоксарская ТЭЦ-1 филиала "Марий Эл и Чувашии" ОАО "Территориальная генерирующая компания 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
Итого	27	2180

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

Таблица 2

Установленная мощность котельного оборудования электростанций

Электростанция	Энергетические котлы
	количество, шт.	т/ч
Чебоксарская ТЭЦ-1*	0	0
Чебоксарская ТЭЦ-2	5	2500
Новочебоксарская ТЭЦ-3*	5	2340
Итого	10	4800

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

* 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 МВт. Однако располагаемая мощность электростанций составляет 1381,64 МВт. Разрывы, ограничение и недоиспользование мощности на электростанциях обусловлены:

для Чебоксарской ГЭС:

непроектным (пониженным) напором на Чебоксарской ГЭС;

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

для Чебоксарской ТЭЦ-2, Новочебоксарской ТЭЦ-3:

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 2013 года.

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

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

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

ООО "Коммунальные технологии",

а также более 20 (с годовым поступлением в сеть менее 300 тыс. кВт·ч) территориальных сетевых организаций разных форм собственности.

Основу электросетевой инфраструктуры класса напряжения 110-35 кВ формируют объекты филиала ОАО "МРСК Волги" - "Чувашэнерго". По состоянию на 1 января 2013 г. основное электротехническое оборудование составляют:

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

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

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

В настоящее время на территории Чувашской Республики осуществляют свою деятельность следующие субъекты оптового рынка электрической энергии и мощности:

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

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

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

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

В табл. 3 и на рис. 2 представлена динамика изменения генерации и общего потребления электроэнергии по Чувашской Республике за 2008-2012 годы.

Таблица 3

Динамика изменения потребления и выработки электроэнергии по Чувашской Республике за 2008-2012 годы

(млн. кВт·ч)

Параметр	2008 г.	2009 г.	2010 г.	2011 г.	2012 г.
Потребление*	5370,7	5021,5	5042,2	5150,9	5480,5
Выработка	5146,2	4743,9	4890,7	4957,3	5176,2

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

* Собственные нужды энергообъектов и потери электроэнергии включительно.

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

Крупные потребители, расположенные на территории Чувашской Республики, присоединенная мощность которых превышает 13 МВА, приведены в табл. 4.

Таблица 4

Крупные потребители электроэнергии, расположенные на территории Чувашской Республики

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

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

Одними из основных потребителей являются следующие предприятия:

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

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

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

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

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

Прогноз спроса на электрическую энергию и прогноз потребления электрической мощности, разрабатываемые филиалом ОАО "Системный оператор Единой энергетической системы" - "Региональное диспетчерское управление энергосистемы Чувашской Республики - Чувашии", представлены в табл. 5, 6.

Таблица 5

Прогноз потребления электрической энергии на территории Чувашской Республики

	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.
Потребление, млн.кВт·ч	5251	5625	5729	5833	5933	6027

Таблица 6

Прогноз потребления электрической мощности на территории Чувашской Республики

	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.	2017 г.	2018 г.
Зимний максимум, МВт	958	964	988	1016	1032	1048
Летний максимум, МВт	651	659	675	694	705	716

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

Наиболее проблемной в части электроснабжения является северная часть Чувашской Республики, где сосредоточены основные потребители. Чебоксарский энергетический узел имеет 25 центров питания, из них 14 - входящие в состав филиала ОАО "МРСК Волги" - "Чувашэнерго" (Северное производственное отделение). Данные по центрам питания (подстанциям) (далее - ПС) приведены в табл. 7.

Таблица 7

Сведения по ПС северного энергетического узла Чувашской Республики

N пп	Наименование ПС	Диспетчерское наименование трансформатора	Тип	Мощность, МВА	Напряжение, кВ			Год ввода в эксплуатацию
					высокое	среднее	низкое
1	2	3	4	5	6	7	8	9
1.	Заовражная	Т-1	ТДН	16,0	115,0	0,0	11,0	09.09.1988
		Т-2	ТДН	16,0	115,0	0,0	11,0	11.11.1984
2.	Западная	Т-1	ТДН	16,0	115,0	0,0	6,6	11.11.1972
		Т-2	ТРДН	25,0	115,0	6,3	6,3	11.11.2005
		Т-3	ТДН	16,0	115,0	0,0	6,6	09.09.1992
3.	Вурманкасы	Т-1	ТДН	16,0	115,0	0,0	11,0	12.12.1981
		Т-2	ТДН	16,0	115,0	0,0	11,0	12.12.1992
4.	Кировская	Т-1	ТДТН	25,0	115,0	11,0	6,6	11.11.1988
		Т-2	ТДТН	25,0	115,0	11,0	6,6	11.11.1988
5.	Лапсарская	Т-1	ТДН	10,0	110,0	0,0	11,0	11.11.1975
		Т-2	ТДН	16,0	115,0	0,0	11,0	11.11.1979
6.	Парковая	Т-1	ТДН	16,0	115,0	0,0	6,6	11.11.1989
		Т-2	ТМН	16,0	115,0	0,0	6,6	11.11.1980
7.	Радуга	Т-1	ТДН	16,0	115,0	0,0	11,0	11.11.1985
		Т-2	ТДН	16,0	115,0	0,0	11,0	11.11.1986
8.	Светлая	Т-1	ТДТН	10,0	115,0	0,0	11,0	11.11.1982
		Т-2	ТДН	10,0	115,0	0,0	11,0	11.11.1970
9.	Сосновка	Т-1	ТМ	4,0	35,0	0,0	6,3	11.11.1983
		Т-2	ТМ	5,6	35,0	0,0	6,3	11.11.1969
10.	Стрелка	Т-1	ТРДН	25,0	115,0	6,6	6,6	30.10.2009
		Т-2	ТРДН	25,0	115,0	6,6	6,6	11.12.2009
11.	Студенческая	Т-1	ТРДН	40,0	115,0	6,6	6,6	18.10.2001
		Т-2	ТДН	16,0	115,0	0,0	6,6	01.01.1985
		Т-3	ТДН	16,0	110,0	0,0	6,6	01.01.1978
12.	Чандрово	Т-1	ТМН	2,5	35,0	0,0	11,0	11.11.1985
13.	Южная	Т-1	ТРДН	40,0	115,0	6,6	6,6	30.10.2010
		Т-2	ТРДН	40,0	115,0	6,6	6,6	15.09.2009
14.	Новый город	Т-1	ТРДН	40,0	115,0	11,0	11,0	30.12.2009
		Т-2	ТРДН	40,0	115,0	11,0	11,0	30.12.2009
15.	Чебоксарская ТЭЦ-1 (открытое распределительное устройство (далее - ОРУ)-110 кВ)	Т-1	ТДНГ-1	15,0	110,0	0,0	6,6	01.01.1965
		Т-2	ТДНГ-2	15,0	110,0	0,0	6,6	01.01.1964
16.	Чебоксарская ТЭЦ-2 (ОРУ-110 кВ)	1Т	ТРДН	32,0	110,0	0,0	6,6	11.11.1974
		2Т	ТРДН	32,0	110,0	0,0	6,6	11.11.1978
	Чебоксарская ТЭЦ-2	1ГТ	ТДЦ	200,0	110,0	0,0	0,0	11.11.1978
		2ГТ	ТДЦ	125,0	110,0	0,0	0,0	11.11.1981
		3ГТ	ТДЦ	200,0	110,0	0,0	0,0	11.11.1984
		4ГТ	ТДЦ	125,0	110,0	0,0	0,0	11.11.1986
		01Т	ТРДН	25,0	110,0	0,0	6,0	11.11.1978
		11Т	ТРДНС	25,0	35,0	0,0	72,0	11.11.1978
		22Т	ТРДНС	10,5	6,0	0,0	0,0	11.11.1981
		33Т	ТДНС	16,0	35,0	0,0	0,0	11.11.1984
		44Т	ТНДН	25,0	10,0	0,0	0,0	11.11.1993
17.	ОАО "Чебоксарское производственное объединение им.В.И. Чапаева"	Т-1	ТРДН	40,0	110,0	0,0	6,0	н/д
		Т-2	ТРДН	40,0	110,0	0,0	6,0	н/д
18.	ОАО "Всероссийский научно-исследовательский, проектно-конструкторский и технологический институт релестроения с опытным производством"	Т-1	ТМ	6,3	110,0	0,0	6,0	н/д
		Т-2	ТМ	6,3	110,0	0,0	6,0	н/д
19.	ОАО "Чебоксарский хлопчатобумажный комбинат", главная понизительная подстанция 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. 8 приведены центры питания наиболее энергоемкого северного района Чувашской Республики по состоянию на 2012 год и с оценкой роста нагрузок на 2016-2020 годы.

Таблица 8

N пп	Наименование ПС	Диспетчерское наименование трансформатора	Тип	Мощность, МВА	Данные по нагрузкам, МВА
					2012 г.	2016 г.	2020 г.
1.	Заовражная	Т-1	ТДН	16,0	6,0	6,5	6,75
		Т-2	ТДН	16,0
2.	Западная	Т-1	ТДН	16,0	45,76	55,96	55,96
		Т-2	ТРДН	25,0
		Т-3	ТДН	16,0
3.	Вурманкасы	Т-1	ТДН	16,0	16,42	21,48	23,67
		Т-2	ТДН	16,0
4.	Кировская	Т-1	ТДТН	25,0	8,7	15,18	19,70
		Т-2	ТДТН	25,0
5.	Лапсарская	Т-1	ТДН	10,0	8,1	9,82	16,04
		Т-2	ТДН	16,0
6.	Радуга	Т-1	ТДН	16,0	23,93	26,91	33,69
		Т-2	ТДН	16,0
7.	Светлая	Т-1	ТДТН	10,0	7,2	9,14	9,89
		Т-2	ТДН	10,0
8.	Стрелка	Т-1	ТРДН	25,0	22,64	23,4	36,42
		Т-2	ТРДН	25,0
9.	Студенческая	Т-1	ТРДН	40,0	24,0	26,64	29,74
		Т-2	ТДН	16,0
		Т-3	ТДН	16,0
10.	Хыркасы	Т-1	ТМ	4,0	2,91	4,16	4,87
		Т-2		2,5
11.	Спутник	Т-1	ТРДН	40,0	29,21	30,72	35,47
		Т-2		40,0

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

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

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

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

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

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

неуклонное старение высоковольтного электрооборудования;

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

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

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

высоковольтные вводы с бумажно-масляной изоляцией;

регуляторы под нагрузкой силовых трансформаторов;

контактные системы высоковольтных выключателей;

контуры заземления ПС (из-за коррозии);

опоры ВЛ в сетях с изолированной нейтралью (6-35 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 (далее - Энергетическая стратегия), главными целями дальнейшего развития магистральных и распределительных сетей Чувашской энергосистемы являются:

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

развитие централизованного технологического управления электрическими сетями.

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

Проведенные расчеты для нормальных режимов показывают, что в нормальном режиме перетоки по ВЛ и оборудованию не превышают максимально допустимых значений, напряжение в контрольных пунктах энергосистемы находится в допустимых пределах (приложение 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 электростанции;

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

вывод в ремонт ВЛ-220 кВ Чебоксарской ГЭС-1, -2 невозможен из-за риска отключения оставшейся в работе ВЛ-220 кВ Чебоксарской ГЭС-2, -1, снижения напряжения на шинах электростанций с дальнейшим перегрузом и отключением ВЛ-110 кВ Новочебоксарская ТЭЦ-3 - Чигашево, Тюрлема - Тиньговатово, Тюрлема - Канаш, глубоким снижением напряжения в энергосистеме и выделением северного района Чувашской энергосистемы на изолированную работу. Этот же режим установится в энергосистеме и при отключении двух АТ Чебоксарской ТЭЦ-2 (один в ремонте, второй отключается действием защит). Снятие перегруза решается за счет увеличения генерации ТЭЦ (введено контролируемое сечение) в 2014-2018 годах. Располагаемой мощности ТЭЦ достаточно для недопущения (снятия) перегруза.

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

Анализ ремонтных и аварийных режимов показывает, что при выводе в ремонт ВЛ-110 кВ Южная-1, -2 и переводе нагрузки на оставшуюся в работе ВЛ-110 кВ Южная-2, -1 загрузка последней превышает максимально допустимое значение (108:124%). Загрузка ПС, питающихся от ВЛ-110 кВ Южная-1, -2, приведена в табл. 9.

Таблица 9

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

Наименование	2010 г.		2011 г.		2012 г.		2013 г.		2014 г.		2015 г.		2016 г.
	P	Q	P	Q	P	Q	P	Q	P	Q	P	Q	P	Q
ВНИИР-1	3,70	1,80	3,98	1,94	4,05	1,97	4,12	2,01	4,17	2,03	4,22	2,05	4,27	2,08
ВНИИР-2	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
ПС Южная-1	15,10	7,10	16,24	7,64	16,52	7,77	16,82	7,91	17,03	8,01	17,22	8,10	17,44	8,20
ПС Южная-2	16,30	8,20	17,53	8,82	17,84	8,97	18,16	9,13	18,38	9,25	18,59	9,35	18,82	9,47
ПС Кировская-1	2,50	1,30	2,69	1,40	2,74	1,42	2,78	1,45	2,82	1,47	2,85	1,48	2,89	1,50
ПС Кировская-2	3,90	2,00	4,19	2,15	4,27	2,19	4,34	2,23	4,40	2,26	4,45	2,28	4,50	2,31
ПС Чапаевская-1	9,10	4,50	9,79	4,84	9,96	4,92	10,14	5,01	10,26	5,08	10,38	5,13	10,51	5,20
ПС Чапаевская-2	9,30	4,70	10,00	5,06	10,18	5,14	10,36	5,24	10,49	5,30	10,61	5,36	10,74	5,43
ПС Западная-1, -3	16,40	8,20	17,64	8,82	17,94	8,97	18,27	9,13	18,50	9,25	18,71	9,35	18,94	9,47
ПС Западная-2	12,00	6,00	12,91	6,45	13,13	6,57	13,37	6,68	13,53	6,77	13,69	6,84	13,86	6,93
ПС Заовражная-2	1,70	0,90	1,83	0,97	1,86	0,98	1,89	1,00	1,92	1,02	1,94	1,03	1,96	1,04
ПС Студенческая-1	10,20	5,10	10,97	5,49	11,16	5,58	11,36	5,68	11,50	5,75	11,64	5,82	11,78	5,89
ПС Парковая-1	2,20	1,10	2,37	1,18	2,41	1,20	2,45	1,23	2,48	1,24	2,51	1,25	2,54	1,27
ВЛ 110 кВ Южная-1	48,50	23,80	52,17	25,60	53,07	26,04	54,03	26,51	54,70	26,84	55,32	27,15	56,00	27,48
ВЛ 110 кВ Южная-2	53,90	27,10	57,97	29,15	58,98	29,65	60,04	30,19	60,79	30,57	61,48	30,91	62,24	31,29

Наименование	2010 г.	2011 г.	2012 г.	2013 г.	2014 г.	2015 г.	2016 г.
ВЛ 110 кВ Южная-1, ток А	283,56	304,99	310,26	315,87	319,83	323,45	327,41
ВЛ 110 кВ Южная-2, ток А	316,65	340,58	346,47	352,73	357,15	361,20	365,62
При аварии/ремонте, ток А	600,20	645,57	656,73	668,60	676,97	684,65	693,03
Предельно допустимый ток при -5 °С	558,00	558,00	558,00	558,00	558,00	558,00	558,00
Перегрузка	108%	116%	118%	120%	121%	123%	124%

Для обеспечения надежного электроснабжения потребителей, получающих питание от ВЛ-110 кВ Южная-1, -2, в ремонтных и аварийных режимах необходимы проведение мероприятий по увеличению пропускной способности данных ВЛ (замена провода, опор или др.), новое сетевое строительство либо развитие когенерации в центрах, приближенных к нагрузке на базе (с заменой) существующих котельных.

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

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

В ремонтных и аварийных режимах при отключении ВЛ-110 кВ Чебоксарская ТЭЦ-2 - Катраси загрузка оставшейся в работе ВЛ-110 кВ Новочебоксарская ТЭЦ-3 - Катраси превысит максимально допустимое значение (до 137,5% в зимний период), вызовет снижение напряжения на ПС Катраси (до 109:108 кВ летом и до 98:96 кВ зимой). Расчетные режимы приведены в приложении 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. 10.

Таблица 10

Расчетные аварийные возмущения (режимы)

N пп	Аварийное возмущение (режим)	Критические места энергосистемы	Решение
1	2	3	4
1.	Отключение ВЛ-110 кВ Южная-1, -2 цепь	загрузка оставшейся в работе ВЛ-110 кВ Южная-2, -1 превышает максимально допустимое значение (108 : 124%)	для обеспечения надежного электроснабжения потребителей, получающих питание от ВЛ-110 кВ Южная-1, -2, в ремонтных и аварийных режимах необходимо проведение мероприятий по увеличению пропускной способности на данных ВЛ (замена провода, опор и др.) либо новое сетевое строительство. В связи с большим количеством ПС, получающих питание от ВЛ-110 кВ Южная-1, -2 (8 ПС-110 кВ), и продолжением роста количества ТУ на ТП в г. Чебоксары предпочтительным является перевод электроснабжения части ПС, запитанных от ВЛ-110 кВ Южная-1, -2, с Чебоксарской ТЭЦ-2 на ПС Катраси. Это позволит разгрузить ВЛ-110 кВ Южная-1, -2 и обеспечить возможность подключения новых потребителей (ТУ на ТП, в том числе реализация 3 и 4 этапов отозванного в настоящее время ТУ на ТП по микрорайону "Богданка"), а также разгрузить АТ-1, -2 220/110 кВ Чебоксарской ТЭЦ-2. Строительство когенерационных станций общей мощностью до 100 МВт
2.	Одновременное отключение ВЛ-110 кВ Чебоксарская ТЭЦ-2 - Катраси и ВЛ-110 кВ Новочебоксарская ТЭЦ-3 - Катраси	при одновременном отключении ВЛ-110 кВ Чебоксарская ТЭЦ-2 - Катраси и ВЛ-110 кВ Новочебоксарская ТЭЦ-3 - Катраси (участков данных ВЛ) напряжение на ПС Катраси снижается до уровня 104-96 кВ и ниже в зависимости от уровня потребления и схемы основной сети Чувашской энергосистемы	для обеспечения повышения напряжения в ремонтных/аварийных режимах необходима установка БСК-110 кВ на ПС Катраси либо, что более предпочтительно, новое сетевое строительство (заход ВЛ-220 кВ Чебоксарская ГЭС - Венец на ПС Катраси-2 с установкой АТ 220/110 кВ на ПС Катраси-2)
3.	Отключение ВЛ-110 кВ Чебоксарская ТЭЦ-2 - Катраси (после перевода на ПС Катраси электроснабжения части ПС, получающих в настоящее время электроснабжение по ВЛ-110 кВ Южная-1, -2 с Чебоксарской ТЭЦ-2, без сетевого строительства)	при отключении ВЛ-110 кВ Чебоксарская ТЭЦ-2 - Катраси загрузка оставшейся в работе ВЛ-110 кВ Новочебоксарская ТЭЦ-3 - Катраси превысит максимально допустимое значение (до 137,5% в зимний период), вызовет снижение напряжения на ПС Катраси (до 109 : 108 кВ летом и до 98 : 96 кВ зимой)	для обеспечения повышения напряжения и обеспечения поддержания перетоков мощности в допустимых пределах в ремонтных/аварийных режимах необходимо новое сетевое строительство (заход ВЛ-220 кВ Чебоксарская ГЭС - Венец на ПС Катраси-2 с установкой АТ на ПС Катраси-2)
4.	Отключение ВЛ-110 кВ Новочебоксарская ТЭЦ-3 - Катраси с отпайкой на ПС Новая (после перевода на ПС Катраси электроснабжения части ПС, получающих в настоящее время электроснабжение по ВЛ-110 кВ Южная-1, -2 с Чебоксарской ТЭЦ-2, без сетевого строительства)	при отключении ВЛ-110 кВ Новочебоксарская ТЭЦ-3 - Катраси с отпайкой на ПС Новая загрузка оставшейся в работе ВЛ-110 кВ Чебоксарская ТЭЦ-2 - Катраси превысит максимально допустимое значение (до 130,5% в зимний период), вызовет снижение напряжения на ПС Катраси (до 109 : 108 кВ летом и до 98 : 96 кВ зимой)	для обеспечения повышения напряжения и обеспечения поддержания перетоков мощности в допустимых пределах в ремонтных/аварийных режимах необходимо новое сетевое строительство (заход ВЛ-220 кВ Чебоксарская ГЭС - Венец на ПС Катраси-2 с установкой АТ на ПС Катраси-2)
5.	Отключение ВЛ 220 кВ Чебоксарская ГЭС - Чебоксарская ТЭЦ-2 - I (II) цепь или АТ-1, -2 220/110 кВ Чебоксарской ТЭЦ-2	перегруз на 9,6% оставшегося в работе АТ-1, -2 220/110 кВ Чебоксарской ТЭЦ-2 (при уровне нагрузок 2010 г.)	строительство новых когенерационных станций в районе котельной N 4-С и юго-западном районе г. Чебоксары

Потокораспределение мощности по сети 110 кВ для нормального и аварийного режимов приведены в приложении N 2.

IV. Основные направления развития электроэнергетики Чувашской Республики

В соответствии с Энергетической стратегией для повышения уровня благосостояния населения требуется дальнейшее повышение энерговооруженности труда, а также рост потребления электрической энергии с приближением душевого потребления электрической энергии к среднероссийским значениям - 6-7 тыс. кВт·ч/чел. в год.

Анализ темпов потребления электрической энергии в Чувашской Республике за последние годы показывает, что вследствие экономического кризиса 2008-2009 годов, значительного спада потребления электрической энергии промышленностью, сельским хозяйством, а также в результате реализации Республиканской целевой программы энергосбережения в Чувашской Республике на 2010-2015 годы и на период до 2020 года, утвержденной постановлением Кабинета Министров Чувашской Республики от 2 февраля 2010 г. N 27, Чувашская энергосистема докризисной загрузки (2008 год) достигла в 2012 году.

Для повышения надежности электроснабжения и энергетической безопасности необходимо в дальнейшем:

преодолеть старение основных фондов, сетей, ПС;

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

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

развивать схему электроснабжения северной промышленной зоны сетями 220 кВ, строительством ПС 220/110 кВ Катраси-2 в 2014-2018 годах и в будущем ПС-220 кВ Новый город.

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

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.

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

Основные направления развития электроэнергетического комплекса Чувашской Республики приведены в табл. 11.

Таблица 11

N пп	Наименование объекта	Проектная мощность, МВА	Год начала / окончания	Ориентировочная стоимость объекта, млн. рублей
Сетевое строительство 110-35 кВ
1.	Реконструкция участка ВЛ-110 кВ Студенческая - Заовражная		2015/2016	48,00
2.	ПИР на строительство второй цепи ВЛ-35 кВ Катраси - Чандрово		2018	6,56
3.	Реконструкция ПС 110/10 кВ Вурнары	2х25	2011/2014	62,6
4.	Реконструкция ПС 110/10 кВ Первомайская (II очередь)	2х2,5	2006/2014	88,15
5.	Реконструкция ПС 110/10 кВ Вурманкасы	2х25	2008/2015	138,83
6.	Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Урмары	2х25	2014/2019	114,39
7.	Реконструкция ПС 110/10 кВ Лапсарская	16	2012/2013	88,45
8.	Замена короткозамыкателя - отделителя нагрузки ОДКЗ-110 на элегазовом выключателе ВГТ-110 кВ на ПС Заовражная, Кировская, Светлая, Новая		2011/2019	117,68
9.	Реконструкция ПС 110/10 кВ Кугеси	2х16	2014/2016	127,29
10.	Реконструкция ПС 110/35/10 кВ Катраси	2х16	1995/2016	217,73
11.	Реконструкция ПС Студенческая, замена 2х16 на 40, заходы с двухцепных на одноцепные	40	2013/2014	93,50
12.	Строительство ПС Коммунальная 110/10 кВ с разрезанием ВЛ-110 кВ Южная-1, -2. Завершение строительства ВЛ-110 кВ Чапаевская-2		2013/2016	253,94
13.	Строительство ОРУ-220 кВ ПС Катраси-2, выполнение захода на ПС Катраси-2 ВЛ-220 кВ Чебоксарская ГЭС - Венец, установка АТ-1 220/110 кВ мощностью 125 МВА	2х125	2014/2017	1120,00
Генерация (МВт)
14.	ПТ-80 (Новочебоксарская ТЭЦ-3)	80	2012/2014	1350

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

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

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

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

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

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

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

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

9. Реконструкция ПС 110/10 кВ Кугеси - замена двух трансформаторов по 10 МВА на 16 МВА, обеспечение электроэнергией быстроразвивающегося северо-западного района г. Чебоксары.

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

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

12. Строительство ПС Коммунальная 110/10 кВ с разрезанием ВЛ-110 кВ Южная-1, -2, завершение строительства ВЛ-110 кВ Чапаевская-2 - по состоянию на 2012 год в аварийном или ремонтном режиме (при отключении одной цепи) перегрузка ВЛ сверх допустимой величины составляет 8% и с перспективным ростом нагрузок района будет увеличиваться (см. табл. 11). Ввиду отсутствия возможности замены проводов и опор ВЛ-110 кВ Южная-1, -2, а также отсутствия коридора возникает необходимость перевода части нагрузки с ВЛ-110 кВ Южная-1, -2 на питание от ПС 110/35/10 кВ Катраси. На первом этапе достаточно будет возвести ОРУ-110 кВ без силовых трансформаторов. Питание собственных нужд ПС следует осуществлять от распределительного пункта 6 кВ. По мере застройки микрорайона "Богданка" следует производить поэтапный ввод трансформирующих мощностей. Ввод в работу ОРУ-110 кВ ПС Коммунальная необходимо синхронизировать по времени с выполнением первого этапа пункта 15 табл. 11.

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

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

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

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

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

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

Приложение N 1

к Схеме и программе перспективного

развития электроэнергетики

Чувашской Республики

на 2014-2018 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 годы

Зима 2010 г.

Зима 2010 г. Чебоксары

Лето 2010 г.

Лето 2010 г. Чебоксары

Зима 2012 г.

Зима 2012 г. Чебоксары

Лето 2012 г.

Лето 2012 г. Чебоксары

Зима 2013 г.

Зима 2013 г. Чебоксары

Лето 2013 г.

Лето 2013 г. Чебоксары

Зима 2014 г.

Зима 2014 г. Чебоксары

Лето 2014 г.

Лето 2014 г. Чебоксары

Зима 2015 г.

Зима 2015 г. Чебоксары

Лето 2015 г.

Лето 2015 г. Чебоксары

Зима 2016 г.

Зима 2016 г. Чебоксары

Лето 2016 г.

Лето 2016 г. Чебоксары

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

Лето 2010 г.
откл. Вл-110 ТЭЦ-2 Катраси и ТЭЦ-3 Катраси

Зима 2012 г. Чебоксары
ремонт ВЛ-110 Южная-1

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

Зима 2015 г. Ремонт ВЛ-220 кВ ЧеГЭС - Катраси

Зима 2015 г. Ремонт ВЛ-220 кВ ЧеГЭС - Катраси

Лето 2015 г. Ремонт ВЛ-220 кВ ЧеГЭС - Катраси

Нормальная схема электрических соединений объектов электроэнергетики, входящих в операционную зону Чувашского РДУ