|
Расширенный поиск
Постановление Кабинета Министров Чувашской Республики от 28.05.2014 № 188
Документ имеет не последнюю редакцию.
КАБИНЕТ МИНИСТРОВ ЧУВАШСКОЙ РЕСПУБЛИКИ ПОСТАНОВЛЕНИЕ 28.05.2014 N 188 О Схеме и программе перспективного развития электроэнергетики Чувашской Республики на 2015-2019 годы 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 п о с т а н о в л я е т: 1. Утвердить прилагаемые Схему и программу перспективного развития электроэнергетики Чувашской Республики на 2015-2019 годы. 2. Признать утратившим 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". 3. Контроль за выполнением настоящего постановления возложить на Министерство строительства, архитектуры и жилищно-коммунального хозяйства Чувашской Республики. И.о. Председателя Кабинета Министров Чувашской Республики С.Павлов УТВЕРЖДЕНЫ постановлением Кабинета Министров Чувашской Республики от 28.05.2014 N 188 СХЕМА И ПРОГРАММА перспективного развития электроэнергетики Чувашской Республики на 2015-2019 годы Введение Энергетика - стержневая основа экономики Чувашской Республики, оказывающая решающее влияние на развитие промышленного и аграрного потенциала, а также на повышение жизненного уровня ее граждан. Развивающийся в рыночных условиях электроэнергетический комплекс на сегодня обеспечивает деятельность всех отраслей экономики Чувашии и социальной инфраструктуры ее городов и районов. Приоритетные технические направления энергосбережения связаны с реконструкцией и модернизацией различных инженерных коммуникаций, электрических сетей, электростанций, а также с внедрением высокоэффективного оборудования и проведением организационно-технических мероприятий в период реконструкции энергетических объектов. Основными задачами разработки Схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Чувашской Республики на 2015-2019 годы являются: разработка предложений по скоординированному развитию объектов генерации (с учетом демонтажа) и электросетевых объектов номинальным классом напряжения 110 кВ и выше энергосистемы Чувашской Республики на пятилетний период по годам; разработка предложений по развитию электрических сетей номинальным классом напряжения 110 кВ и выше энергосистемы Чувашской Республики на пятилетний период для обеспечения надежного функционирования в долгосрочной перспективе; обеспечение координации планов развития топливно-энергетического комплекса; создание условий для обеспечения перспективного баланса производства и потребления электроэнергии в энергосистеме Чувашской Республики; предотвращение возникновения прогнозируемого дефицита электрической энергии и мощности в энергосистеме Чувашской Республики наиболее эффективными способами. I. Общие положения Схема и программа развития электроэнергетики Чувашской Республики на 2015-2019 годы разработаны в соответствии с: Федеральным законом от 26 марта 2003 г. N 35-ФЗ "Об электроэнергетике"; Федеральным законом от 23 ноября 2009 г. N 261-ФЗ "Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации"; постановлением Правительства Российской Федерации от 17 октября 2009 г. N 823 "О схемах и программах перспективного развития электроэнергетики"; постановлением Правительства Российской Федерации от 1 декабря 2009 г. N 977 "Об инвестиционных программах субъектов электроэнергетики"; постановлением Правительства Российской Федерации от 15 мая 2010 г. N 340 "О порядке установления требований к программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности организаций, осуществляющих регулируемые виды деятельности"; Энергетической стратегией России на период до 2030 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 г. N 1715-р; схемой и программой развития Единой энергетической системы России на 2013-2019 годы, утвержденной приказом Министерства энергетики Российской Федерации от 19 июня 2013 г. N 309 (далее - схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2013-2019 годы); пунктом 5 перечня поручений Президента Российской Федерации от 29 марта 2010 г. N Пр-839; пунктом 8 перечня поручений Председателя Правительства Российской Федерации В.В.Путина от 31 декабря 2011 г. N ВП-П9-9378; 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 Чувашской Республики); генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики России; программами технического перевооружения и модернизации оборудования субъектов электроэнергетики - ОАО "РусГидро", ОАО "ТГК 5", ОАО "МРСК Волги", ОАО "ФСК ЕЭС". Схема и программа развития электроэнергетики Чувашской Республики на 2015-2019 годы используются в качестве основы для разработки инвестиционных программ распределительных сетевых компаний и других субъектов электроэнергетики. II. 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 2014 г. составила 1239,984 тыс. человек, в том числе городского - 746,215 и сельского - 493,769 тыс. человек. В республике насчитывается 317 муниципальных образований, в том числе муниципальных районов - 21, городских округов - 5, городских поселений - 7, сельских поселений - 284. Наиболее крупные города - Чебоксары (468,725 тыс. человек), Новочебоксарск (124,288 тыс. человек), Канаш (45,819 тыс. человек), Алатырь (36,61 тыс. человек), Шумерля (30,536 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 процент в год. Демографические предпосылки роста нагрузок имеются в г. Чебоксары и Чебоксарском районе. Климат Чувашской Республики умеренно-континентальный. Удельный вес региона в общероссийских показателях валового регионального продукта составляет 0,4 процента. Основными отраслями промышленности Чувашской Республики являются электротехническая, машиностроительная и химическая. Развиты также легкая и пищевая отрасли. Энергетика представлена комплексом тепловых электростанций, а также гидроэлектростанцией. Основными потребителями электрической энергии остаются промышленные предприятия, их доля в электроэнергетическом балансе превышает 44 процента. Крупнейшими потребителями являются ОАО "Химпром", ОАО "Пром-трактор", ОАО "Чебоксарский агрегатный завод", филиал ОАО "Российские железные дороги" - "Горьковская железная дорога", филиал ООО "Газпромтрансгаз Нижний Новгород". Особое место в экономике Чувашии занимает аграрный комплекс. Площадь сельскохозяйственных угодий составляет 1035,8 тыс. га, или 56,5 процента общей площади республики, площадь пашни составляет 811,0 тыс. га, или 44,2 процента. Сложившаяся специализация сельского хозяйства - производство овощей, картофеля, зерна, технических культур, хмеля, кормов для животноводства, а также молока, мяса и другой продукции животноводства соответствует климатическим и природно-экономическим условиям региона. III. Анализ существующего состояния электроэнергетики Чувашской Республики Энергосистема Чувашской Республики сформирована в 1970-1980 годах и успешно обеспечивает электроэнергией потребителей Чувашской Республики. Основными проблемами энергосистемы Чувашской Республики в настоящее время являются несоответствие существующих нагрузок проектным мощностям, обусловленное изменениями в экономике на территории республики, а также старение основных фондов. Энергосистема Чувашской Республики (рис. 1) охватывает территорию Чувашской Республики и входит в Объединенную энергосистему Средней Волги (далее - ОЭС Средней Волги). На рис. 2 представлена карта-схема электрических сетей 35-500 кВ энергосистемы Чувашской Республики, на которой изображены линии электропередачи и подстанции классов напряжения 35-500 кВ, входящие в энергосистему Чувашской Республики, а также основные линии связи со смежными энергосистемами. На карте республики (рис. 2) обозначены места расположения подстанций с указанием их названий и номинальных напряжений, маршруты прохождения линий электропередачи с указанием марки провода и длины участка, по которым проложен данный провод. Нормальная схема электрических соединений энергосистемы Чувашской Республики приведена в приложении N 1. [Рисунок в электронном виде не приводится, смотри бумажный документ] Рис. 1. Схема энергосистемы Чувашской Республики [Рисунок в электронном виде не приводится, смотри бумажный документ] Рис. 2. Карта-схема электрических сетей энергосистемы Чувашской Республики Энергосистема Чувашской Республики связана с энергосистемами Нижегородской области, Республики Марий Эл, Республики Мордовия и Республики Татарстан по следующим воздушным межсистемным 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). В энергосистему Чувашской Республики входят следующие объекты генерации электрической энергии: 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 также - Чебоксарская ГЭС). Данные об установленных мощностях турбогенераторов и гидрогенераторов на электростанциях в Чувашской Республике приведены в табл. 1. В настоящее время суммарная установленная мощность крупных электростанций на территории республики составляет 2225,9 МВт. Таблица 1 Установленная генерирующая мощность электростанций —————————————————————————|————————————————————————————————— Электростанция | Генераторы |—————————————————|——————————————— | количество, шт. | мощность, МВт —————————————————————————|—————————————————|——————————————— Чебоксарская ТЭЦ-2 4 460 Новочебоксарская ТЭЦ-3 6 395,9 Чебоксарская ГЭС 18 1370 Итого 28 2225,9 Разрывы, ограничение и недоиспользование мощности на электростанциях обусловлены следующими причинами: для Чебоксарской ГЭС - непроектное (пониженное) значение напора и непроектный режим работы гидротурбин ГЭС; для Чебоксарской ТЭЦ-2 и Новочебоксарской ТЭЦ-3 - недостаток тепловых нагрузок турбин типа Т, П и ПТ в летний период. Данные об установленных мощностях котельного оборудования теплоэлектроцентралей представлены в табл. 2. Отметим, что потребность экономики Чувашской Республики в электрической энергии и мощности в значительной степени покрывается за счет выработки на тепловых электростанциях. Основным видом топлива для теплоэлектроцентралей республики является природный газ. В связи с этим наблюдается зависимость электроэнергетики от надежности работы систем газоснабжения, достаточности объемов поставляемого газа. Большая доля газа в топливном балансе (выше средней по России) делает его главным ценообразующим фактором на энергетическом рынке республики. Таблица 2 Установленная мощность котельного оборудования теплоэлектроцентралей —————————————————————————|——————————————————————————————————————————— Электростанция | Энергетические котлы |—————————————————|————————————————————————— | количество, шт. | производительность, т/ч —————————————————————————|—————————————————|————————————————————————— Чебоксарская ТЭЦ-2 5 2500 Новочебоксарская ТЭЦ-3 5 2340 Итого 10 4840 В соответствии с планами модернизации Новочебоксарской ТЭЦ-3 1 марта 2014 г. введена в эксплуатацию паровая турбина ПТ-80/100-130/13. В табл. 3 и 4 представлены паспортные и эксплуатационные характеристики турбинного и генераторного оборудования электроцентралей по состоянию на 1 января 2014 года. Применяемое оборудование (в основном турбины тепловых электростанций и ГЭС) имеет более низкую по сравнению с современным оборудованием энергетическую эффективность. В табл. 5 представлены данные о трансформаторном оборудовании Чебоксарской ТЭЦ-2 и Новочебоксарской ТЭЦ-3. Фактический срок эксплуатации трансформаторов и автотрансформаторов электрических станций превышает нормативный срок службы для подавляющего большинства единиц установленного оборудования. Таблица 3 Турбинное оборудование Чебоксарской ТЭЦ-2 и Новочебоксарской ТЭЦ-3 —————————————|—————————|———————————————————|—————————|——————————————————————|——————————|—————————|——————————————|——————————|—————————————|————————————————|—————————|————————————— Наимено- | Станци- | Тип турбины | Год | Завод-изготовитель | Уста- | Парко- | Наработка с | Год дос- | Разрешен- | Индивидуаль- | Год | Примечание вание | онный | | ввода в | | новлен- | вый | начала экс- | тижения | ное продле- | ный ресурс с | оформ- | станции | номер | | экс- | | ная мощ- | ресурс, | плуатации, ч | парко- | ние парко- | учетом про- | ления | | | | плуа- | | ность, | тыс. ч | | вого ре- | вого ресур- | дления, тыс. ч | продле- | | | | тацию | | МВт | | | сурса | са, тыс. ч | | ния | —————————————|—————————|———————————————————|—————————|——————————————————————|——————————|—————————|——————————————|——————————|—————————————|————————————————|—————————|————————————— Чебоксар- 01 ПТ-135/165-130/15 1979 Турбомоторный за- 135 220 189196 2018 - - - - ская вод, г. Екатеринбург ТЭЦ-2 02 ПТ-80/100-130/13 1981 Ленинградский ме- 80 220 169860 2021 - - - - таллический завод, г. Санкт-Петербург 03 ПТ-135/165-130/15 1984 Турбомоторный за- 135 220 136693 2028 - - - - вод, г. Екатеринбург 04 Т-110/120-130-5 1986 Турбомоторный за- 110 220 139649 2028 - - - - вод, г. Екатеринбург Новоче- 01 ПТ-50(60)-130/13 1965 Ленинградский ме- 50 220 347051 1995 140 360 2009 боксарская таллический завод, ТЭЦ-3 г. Санкт-Петербург 02 Р-30(50)-130/13 1966 Ленинградский ме- 30 220 203095 2015 - - - таллический завод, г. Санкт-Петербург 03 Т-50-130 1967 Турбомоторный за- 50 220 244262 1997 50 270 2004 вод, г. Екатеринбург 04 Р-30(50)-130/13 1968 Ленинградский ме- 0 220 215379 2011 - - - выведение таллический завод, из эксплуа- г. Санкт-Петербург тации с 01.01.2011 05 Т-110/120-130-5 1980 Турбомоторный за- 110 220 181971 2019 - - - - вод, г. Екатеринбург 06 Т-110/120-130-5 1982 Турбомоторный за- 110 220 169960 2021 - - - - вод, г. Екатеринбург 07 ПТ-80/100-130/13 2014 Ленинградский ме- 81 170 2051 - - - - таллический завод, г. Санкт-Петербург Таблица 4 Генераторное оборудование Чебоксарской ТЭЦ-2, Новочебоксарской ТЭЦ-3 ——————————|———————|——————————|——————————————|———————————|———————————|————————|——————————————————————————————————|—————————|—————————|——————————|———————————|————————————————— Наиме- | N | Диспет- | Тип | Номи- | Номи- | Год | Завод-изготовитель | Норма- | Факти- | Год пре- | Заключе- | Примечание нование | обо- | черское | | нальная | нальная | ввода | | тивный | ческий | дыдуще- | ние по | станции | рудо- | наимено- | | мощность, | мощность, | в экс- | | срок | срок | го капи- | результа- | | вания | вание | | МВА | МВт | плуа- | | службы, | служ- | тального | там тех- | | | | | | | тацию | | лет | бы, лет | ремонта | ническо- | | | | | | | | | | | | го осви- | | | | | | | | | | | | детельст- | | | | | | | | | | | | вования | ——————————|———————|——————————|——————————————|———————————|———————————|————————|——————————————————————————————————|—————————|—————————|——————————|———————————|————————————————— Чебок- 1 Г ТВВ-165-2УЗ 188,2 160 1979 Электросила, г. Санкт-Петербург 25 32 2009 исправное - сарская 2 Г ТВФ-120-2УЗ 125 120 1981 Сибэлектротяжмаш, г. Новосибирск 25 31 2008 исправное - ТЭЦ-2 3 Г ТВВ-165-2УЗ 188,2 160 1984 Электросила, г. Санкт-Петербург 25 28 2013 исправное - 4 Г ТВФ-110-2ЕУЗ 137,5 110 1986 Сибэлектротяжмаш, г. Новосибирск 30 26 2012 исправное - Новоче- 1 Г ТВФ-60-2 75 60 1965 Электросила, г. Санкт-Петербург 25 47 2011 исправное - боксар- 2 Г ТВФ-60-2 75 60 1966 Электросила, г. Санкт-Петербург 25 46 2008 исправное - ская 3 Г ТВФ-60-2 82,4 70 1967 Сибэлектротяжмаш, г. Новосибирск 25 45 2008 исправное - ТЭЦ-3 4 Г ТВФ-60-2 75 60 1968 Сибэлектротяжмаш, г. Новосибирск 25 44 2006 исправное выведен из экс- плуатации с 01.01.2011 5 Г ТВФ-120-2 125 100 1980 Сибэлектротяжмаш, г. Новосибирск 25 32 2010 исправное - 6 Г ТВФ-120-2 125 100 1982 Сибэлектротяжмаш, г. Новосибирск 25 30 2011 исправное - 7 Г ТВФ-120-2ЕУ3 137,5 110 2014 НПО ЭЛСИБ 30 - - исправное - Таблица 5 Трансформаторное оборудование Чебоксарской ТЭЦ-2, Новочебоксарской ТЭЦ-3 ————————|————————————|——————————|——————————————————————|————————————|—————————————|————————————————————————————————————|———————————|———————————|—————————— N | Наимено- | Диспет- | Тип | Номиналь- | Год ввода в | Завод-изготовитель | Норматив- | Фактиче- | Год пре- обо- | вание | черское | | ная мощ- | эксплуата- | | ный срок | ский срок | дыдуще- рудо- | станции | наимено- | | ность, МВА | цию | | службы, | службы, | го капи- вания | | вание | | | | | лет | лет | тального | | | | | | | | | ремонта ————————|————————————|——————————|——————————————————————|————————————|—————————————|————————————————————————————————————|———————————|———————————|—————————— 1 Чебоксар- Т ТДЦ-200000/110 200 1979 Запорожтрансформатор, г. Запорожье 25 31 - 2 ская ТЭЦ-2 Т ТДЦ-125000/110-70 125 1981 Трансформатор, г. Тольятти 25 29 - 3 Т ТДЦ-200000/110-72У1 200 1984 Запорожтрансформатор, г. Запорожье 25 26 - 4 Т ТДЦ-125000/110-70 125 1986 Трансформатор, г. Тольятти 25 24 - 5 АТ АТДЦТН-200000/110-68 200 1982 Запорожтрансформатор, г. Запорожье 25 28 - 6 АТ АТДЦТН-200000/110-68 200 1978 Запорожтрансформатор, г. Запорожье 25 32 - 7 Т ТРДН-32000/110 32 1974 Трансформатор, г. Тольятти 25 36 - 8 Т ТРДН-32000/110 32 1978 Трансформатор, г. Тольятти 25 32 - 9 Т ТРДНС-25000/110 25 1979 Трансформатор, г. Тольятти 25 31 - 1 Новочебок- Т ТДТН-63000/110 63 2004 Трансформатор, г. Тольятти 25 6 - 2 сарская Т ТДТНГ-60000/110 60 1966 Запорожтрансформатор, г. Запорожье 25 44 1985 3 ТЭЦ-3 Т ТДТНГ-75000/110 75 1971 Запорожтрансформатор, г. Запорожье 25 39 1978 4 Т ТД-80000/110 80 1968 Уралэлектротяжмаш, г. Екатеринбург 25 42 1976 5 Т ТДЦ-125000/110 125 1980 Трансформатор, г. Тольятти 25 30 1983 6 Т ТДЦ-125000/110 125 1982 Трансформатор, г. Тольятти 25 28 1989 На территории Чувашской Республики услуги по передаче электроэнергии оказывают три крупные 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". Помимо основных сетевых компаний функционирует более 20 территориальных сетевых организаций (с годовым поступлением в сеть менее 300 тыс. кВт-ч) разных форм собственности. Базу электросетевой инфраструктуры класса напряжения 110-35 кВ формируют объекты филиала ОАО "МРСК Волги" - "Чувашэнерго". По состоянию на 1 января 2014 г. основное электротехническое оборудование составляют: линии электропередачи 110-0,4 кВ общей протяженностью 20495,3 км; понизительные подстанции 110-35 кВ в количестве 101 единицы с суммарной мощностью 2225,1 МВА; подстанции 6-10/0,4 кВ в количестве 4642 единиц с суммарной мощностью 840,49 МВА. 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, ГМ "Магнит"). 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 "ПромтракторВагон"). 10. ОАО "Мосгорэнерго". 11. ООО "Транснефтьэнерго". 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. В 2010 году потребление электроэнергии по республике возросло до 4,136 млрд. кВт-ч, или на 4 процента по сравнению с 2009 годом. В табл. 6 и на рис. 3 представлена динамика изменения генерации и общего потребления электроэнергии по Чувашской Республике за 2009-2013 годы. Таблица 6 Динамика изменения потребления и выработки электроэнергии по Чувашской Республике за 2009-2013 годы (млн. кВт-ч) —————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|————————— Параметр | 2009 г. | 2010 г. | 2011 г. | 2012 г. | 2013 г. —————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|————————— Потребление<*> 4802,0 5004,8 5266,9 5366,6 5260,9 Выработка 4743,4 4890,4 4956,6 5175,5 4961,4 _____________________ <*> Собственные нужды энергообъектов и потери электроэнергии включены. [Рисунок в электронном виде не приводится, смотри бумажный документ] Рис. 3. Динамика изменения потребления и выработки электроэнергии по Чувашской Республике за 2009-2013 годы Основными потребителями электрической энергии являются следующие предприятия: ООО "Межрегионэнергосбыт"; 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. Крупные потребители, расположенные на территории Чувашской Республики, присоединенная мощность которых превышала 13 МВА, приведены в табл. 7. Таблица 7 Крупные потребители электроэнергии, расположенные на территории Чувашской Республики —————|———————————————————————————————————————————————|————————————————————————|————————————————————— N | Потребитель | Максимально потребляе- | Присоединенная мощ- пп | | мая мощность, МВт | ность, 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" - 50 190 "Горьковская железная дорога" Почти все крупные потребители электроэнергии находятся в северной части Чувашской Республики, что обусловливает особые требования к надежности и пропускной способности электрических сетей городов Чебоксары, Новочебоксарска и Чебоксарского района. Начиная с 2010 года зафиксировано повышение потребления электрической энергии практически по всем отраслям экономики Чувашской Республики. Рост составил: в промышленности в целом - около 2 процентов, в том числе в машиностроении и металлообработке - более 6 процентов, в производстве строительных материалов - 2 процента, в сфере транспортных услуг и связи - 13 процентов. 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 этим показателен рост потребления электроэнергии населением. Он увеличился более чем на 20 процентов по сравнению с предыдущим годом. В целях исполнения пункта 5 перечня поручений Президента Российской Федерации от 29 марта 2010 г. N Пр 839, пункта 8 перечня поручений Председателя Правительства Российской Федерации В.В.Путина от 31 декабря 2011 г. N ВП-П9-9378 в республике в рамках схем теплоснабжения и программ комплексного развития систем коммунальной инфраструктуры муниципальных образований рассматриваются проекты использования потенциала когенерации и модернизации систем централизованного теплоснабжения, а также технологического присоединения устройств генерации и потребления к сетям энергосистемы. Реализация таких проектов является одним из основных инструментов формирования устойчивой системы удовлетворения спроса на электрическую энергию при условии обеспечения надлежащего качества и минимизации стоимости электрической энергии. В табл. 8 приведена структура потребления электроэнергии по различным направлениям деятельности в период с 2008 по 2012 год. Таблица 8 Структура потребления электроэнергии по направлениям деятельности (млн. кВт-ч) —————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————|—————————— Наименование | 2008 год | 2009 год | 2010 год | 2011 год | 2012 год потребителей | | | | | —————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————|—————————— Промышленность 2557,9 2180,97 2239,8 2328,1 2361,5 Сельское хозяйство 130,0 115,4 136,1 133,7 134,8 Транспорт 795,6 576,3 690,7 735,5 739,3 Строительство 95,0 85,0 95,8 139,5 144,9 Бюджетная сфера 212,0 212,0 257,1 263,1 273,7 Население 784,6 802,3 957,9 1003,9 1035,8 Прочие виды 1006,89 830,08 626,6 663,2 666,5 Всего 5581,99 4802,05 5004,8 5267,0 5356,5 Удельное потребление электроэнергии в целом по республике на одного человека составляет 3360 кВт-ч/чел. в год, что в 1,68 раза меньше, чем в среднем по России. При этом удельное потребление электроэнергии в социально-бытовой сфере находится на среднероссийском уровне. В табл. 9 приведены данные, отражающие динамику изменения потребления электрической энергии за период 2008-2012 годов по муниципальным районам и городским округам республики. Таблица 9 Электропотребление за период 2008-2012 годов в разрезе муниципальных образований (млн. кВт-ч) ——————|——————————————————————|—————————————————————————————————————————————————————— N | Муниципальный район, | Потребление электроэнергии по годам пп | городской округ |——————————|——————————|——————————|——————————|—————————— | | 2008 год | 2009 год | 2010 год | 2011 год | 2012 год ——————|——————————————————————|——————————|——————————|——————————|——————————|—————————— 1. Алатырский 18,224 17,513 21,016 22,067 22,729 2. Аликовский 16,847 14,692 17,629 18,511 19,066 3. Батыревский 42,089 42,051 50,460 52,984 54,573 4. Вурнарский 48,478 45,114 49,625 52,106 53,367 5. Ибресинский 28,253 25,379 27,916 29,312 30,192 6. Канашский 47,261 43,799 48,179 50,589 52,106 7. Козловский 29,088 27,829 30,613 32,143 33,108 8. Комсомольский 25,117 25,909 28,499 29,925 30,822 9. Красноармейский 34,013 29,264 32,190 33,800 34,814 10. Красночетайский 15,319 14,468 15,915 16,711 17,212 11. Мариинско-Посадский 33,090 31,484 34,632 36,365 37,455 12. Моргаушский 43,968 42,479 46,727 49,063 50,535 13. Порецкий 19,182 17,047 18,752 19,689 20,280 14. Урмарский 27,099 26,588 29,246 30,709 31,629 15. Цивильский 52,457 51,575 56,732 59,569 61,356 16. Чебоксарский 702,273 479,420 527,362 553,730 570,342 17. Шемуршинский 14,431 14,324 15,756 16,544 17,041 18. Шумерлинский 30,578 30,592 33,651 35,333 36,393 19. Ядринский 48,653 47,067 51,773 54,362 55,993 20. Яльчикский 24,945 25,335 27,869 29,262 30,140 21. Янтиковский 12,783 14,099 15,509 16,284 16,773 22. г. Алатырь 102,232 95,994 105,593 110,873 114,198 23. г. Канаш 141,551 115,541 138,650 145,582 149,950 24. г. Новочебоксарск 1011,968 948,404 983,271 1011,027 1058,154 25. г. Чебоксары 2128,730 1712,839 1900,612 2005,186 2056,424 26. г. Шумерля 58,596 53,886 59,175 62,239 64,106 Прочие 824,769 609,324 590,483 641,148 614,140 Всего 5582,700 4602,0 4957,8 5215,1 5332,9 Оценить максимум нагрузки по отдельным частям энергосистемы Чувашской Республики можно на основе значений электропотребления и времени максимума нагрузки. Средняя продолжительность использования максимума нагрузки для энергосистемы Чувашской Республики составляет 5775 часов. В 2012 году имели место следующие максимумы нагрузок: г. Чебоксары - 356,2 МВт; г. Новочебоксарск - 183,2 МВт; Чебоксарский район - 98,8 МВт; г. Канаш - 26,0 МВт; г. Алатырь - 19,8 МВт; г. Шумерля - 11,1 МВт. Максимум нагрузки каждого из районов - Цивильского, Ядринского, Батыревского, Вурнарского, Канашского и Моргаушского - превышал 8,5 МВт. Наименьшие максимальные нагрузки (менее 3,4 МВт) приходились на Янтиковский, Шемуршинский, Красночетайский и Аликовский районы. На сегодняшний день энергосистема Чувашской Республики включает электросетевой комплекс, в составе которого 2 линии электропередачи класса напряжения 500 кВ: "Чебоксарская ГЭС - Нижегородская", "Чебоксарская ГЭС - Помары"; 8 линий электропередачи класса напряжения 220 кВ: "Чебоксарская ГЭС-1", "Чебоксарская ГЭС-2", "Чебоксарская ГЭС - Чигашево", "Чебоксарская ГЭС - Венец", "Канаш-1", "Канаш-2", "Тюрлема - Помары", "Чебоксарская ГЭС - Тюрлема"; 71 линия электропередачи класса напряжения 110 кВ; 1 открытое распределительное устройство 500 кВ - ОРУ-500 кВ Чебоксарской ГЭС; 5 трансформаторных подстанций (далее также - центры питания, ПС) и распределительных устройств электростанций класса напряжения 220 кВ: ПС Абашево, ПС Венец, ПС Канаш, ПС Тюрлема, ОРУ-220 кВ Чебоксарской ТЭЦ-2. Межсистемные связи комплекса представлены воздушными линиями электропередачи классов напряжения 500, 220 и 110 кВ. В состав комплекса входят 98 трансформаторных подстанций и распределительных устройств электростанций класса напряжения 110 кВ, 33 трансформаторные подстанции класса напряжения 35 кВ. IV. Особенности и проблемы текущего состояния энергосистемы Чувашской Республики Важнейшей особенностью функционирования энергосистемы Чувашской Республики на сегодня является нарастающий импорт мощности и отсутствие ввода новых генерирующих объектов. С 1 января 2011 г. выведены из эксплуатации генерирующие мощности Чебоксарской ТЭЦ-1 (все турбогенераторы и все котлоагрегаты), а также часть котлов и четвертый турбоагрегат Новочебоксарской ТЭЦ-3. Кроме модернизации Новочебоксарской ТЭЦ-3 с установкой паровой турбины ПТ-80/110-130/30 (введенной в эксплуатацию 1 марта 2014 г.), ввода новых генерирующих мощностей в республике не ожидается. Питание северного энергорайона осуществляется по двум линиям 220 кВ. При этом отсутствует непосредственная связь ОРУ-220 кВ Чебоксарской ТЭЦ-2 с подстанциями энергосистемы Средней Волги на напряжении 220 кВ. Единственным распределительным устройством класса напряжения 500 кВ в республике является ОРУ-500 кВ Чебоксарской ГЭС. К ОРУ-500 кВ подключены 2 группы однофазных автотрансформаторов 500/220 кВ, обмотки НН которых присоединены к ОРУ-220 кВ. ОРУ-220 кВ является узлом, к которому радиально подключены 4 узловые подстанции и независимый источник питания - ОРУ-220 кВ Чебоксарской ТЭЦ-2. ОРУ-220 кВ Чебоксарской ТЭЦ-2 на напряжении 220 кВ не имеет непосредственных связей с узловыми подстанциями магистральных сетей. Наиболее проблемной в части электроснабжения является северная часть Чувашской Республики, где сосредоточены основные потребители. Чебоксарский энергетический узел имеет 25 центров питания, из них 14 входят в состав филиала ОАО "МРСК Волги" - "Чувашэнерго" (Северное производственное отделение). Данные по центрам питания приведены в табл. 10. Таблица 10 Сведения о подстанциях Чебоксарского энергетического узла ——————|——————————————————————————————————|————————————————|———————————|———————————|———————————————————————————|—————————————— N | Наименование ПС | Диспетчерское | Тип | Мощность, | Напряжение, кВ | Год ввода в пп | | наименование | | МВА |————————|—————————|————————| эксплуатацию | | трансформатора | | | высшее | среднее | низшее | ——————|——————————————————————————————————|————————————————|———————————|———————————|————————|—————————|————————|—————————————— 1. Заовражная Т-1 ТДН 16,0 110,0 0,0 6,6 1988 Т-2 ТДН 16,0 115,0 0,0 6,6 1984 2. Западная Т-1 ТДН 16,0 115,0 0,0 6,6 1972 Т-2 ТРДН 25,0 115,0 0,0 6,6 2005 Т-3 ТРДН 25,0 115,0 0,0 6,6 2012 3. Вурманкасы Т-1 ТДН 16,0 115,0 0,0 11,0 1981 Т-2 ТДН 16,0 115,0 0,0 11,0 1992 4. Кировская Т-1 ТДТН 25,0 115,0 10,0 6,6 1989 Т-2 ТДТН 25,0 115,0 11,0 6,6 1989 5. Лапсарская Т-1 ТДН 16,0 115,0 0,0 11,0 2013 Т-2 ТДН 16,0 115,0 0,0 11,0 1980 6. Парковая Т-1 ТДН 16,0 115,0 0,0 6,6 1989 Т-2 ТДН 16,0 115,0 0,0 6,6 1981 7. Радуга Т-1 ТРДН 25,0 115,0 0,0 11,0 2012 Т-2 ТРДН 25,0 115,0 0,0 11,0 2012 8. Светлая Т-1 ТДН 10,0 115,0 0,0 11,0 1982 Т-2 ТДН 10,0 115,0 0,0 11,0 1970 9. Сосновка Т-1 ТМН 4,0 35,0 0,0 6,3 1982 Т-2 ТМ 5,6 35,0 0,0 6,3 1969 10. Стрелка Т-1 ТРДН 25,0 115,0 0,0 6,6 2008 Т-2 ТРДН 25,0 115,0 0,0 6,6 2008 11. Студенческая Т-1 ТРДН 40,0 115,0 6,3 6,3 2001 Т-2 ТДН 16,0 115,0 0,0 6,6 1979 Т-3 ТДН 16,0 115,0 0,0 6,6 1985 12. Чандрово Т-1 ТМН 2,5 35,0 0,0 10,5 1985 13. Южная Т-1 ТРДН 40,0 115,0 6,6 6,6 2010 Т-2 ТРДН 40,0 115,0 6,6 6,6 2008 14. Новый город Т-1 ТРДН 40,0 115,0 0,0 10,5 2009 Т-2 ТРДН 40,0 115,0 0,0 10,5 2013 15. Чебоксарская ТЭЦ-1 (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. ПС Чапаевская (ОАО "Чебоксар- Т-1 ТРДН 40,0 110,0 0,0 6,0 н/д ское производственное объедине- Т-2 ТРДН 40,0 110,0 0,0 6,0 н/д ние им. В.И.Чапаева") 18. ПС ВНИИР (ОАО "Всероссийский Т-1 ТМ 6,3 110,0 0,0 6,0 н/д научно-исследовательский, про- Т-2 ТМ 6,3 110,0 0,0 6,0 н/д ектно-конструкторский и техноло- гический институт релестроения с опытным производством") 19. ПС ХБК ГПП-2 (ОАО "Чебоксар- Т-1 ТРДН 40,0 115,0 6,3 6,3 н/д ский хлопчатобумажный комби- Т-2 ТРДН 40,0 115,0 6,3 6,3 н/д нат") ПС Коммунальные технологии Т-1 ТДТНГ 40,0 110,0 6,0 6,0 н/д ГПП-1 (ОАО "Чебоксарский хлоп- Т-2 ТРДН 31,5 110,0 6,0 6,0 н/д чатобумажный комбинат") 20. ПС ОАО "ЧАЗ" 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 ПС ОАО "ЧАЗ" 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. ПС "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. ПС ЧЗПТ ГПП-1 (ОАО "Пром- Т-1 ТДН 16,0 110,0 0,0 6,0 н/д трактор") Т-2 ТДН 16,0 110,0 6,0 6,0 н/д ПС ЧЗПТ ГПП-2 (ОАО "Пром- Т-1 ТРДЦН 80,0 110,0 6,0 6,0 н/д трактор") 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 ПС ЧЗПТ ГПП-3 (ОАО "Пром- Т-1 ТРДЦН 63,0 110,0 6,0 6,0 н/д трактор") Т-2 ТРДЦН 63,0 110,0 6,0 6,0 н/д ПС ЧЗПТ ГПП-4 (ОАО "Пром- Т-1 ТРДЦН 63,0 110,0 6,0 6,0 н/д трактор") 23. ПС Машзавод (ОАО "Текстиль- Т-1 ТРДН 25,0 110,0 6,0 6,0 н/д маш") Т-2 ТРДН 25,0 110,0 6,0 6,0 н/д 24. ПС Абашево (ООО "Газпром Т-1 ТРДЦН 63,0 220,0 10,0 10,0 н/д трансгаз Нижний Новгород") Т-2 ТРДЦН 63,0 220,0 10,0 10,0 н/д В табл. 11 приведены центры питания наиболее энергоемкого северного района Чувашской Республики по состоянию на 2012 год и с оценкой роста нагрузок на 2016-2020 годы. Таблица 11 Центры питания Чебоксарского энергетического узла ——————|—————————————————|————————————————————————————|——————|———————————|————————————————————————————— N | Наименование ПС | Диспетчерское наименование | Тип | Мощность, | Данные по нагрузкам, МВА пп | | трансформатора | | 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 ТРДН 25,0 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 16,0 8,1 9,82 16,04 Т-2 ТДН 16,0 6. Радуга Т-1 ТРДН 25,0 23,93 26,91 33,69 Т-2 ТРДН 25,0 7. Светлая Т-1 ТДН 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 ТМ 2,5 11. Спутник Т-1 40,0 29,21 30,72 35,47 Т-2 ТДТН 40,0 Нарастающая изношенность высоковольтного оборудования требует дальнейшей разработки и реализации программ технического перевооружения, планов модернизации и реконструкции ряда подстанций, воздушных и кабельных линий. При этом необходимо рассмотреть возможность в перспективе перевода городских электрических сетей с напряжения 10/6 кВ на напряжение 10 кВ. Следует отметить отсутствие в городах Чебоксары и Новочебоксарске градостроительных планов, предусматривающих необходимые коридоры и территории для линий электропередачи, строительства и реконструкции подстанций. В соответствии с Энергетической стратегией для дальнейшего развития магистральных и распределительных сетей энергосистемы Чувашской Республики необходимо решение двух взаимосвязанных задач. Это - обновление основных фондов электрических сетей и высоковольтного оборудования путем увеличения масштабов работ по реконструкции, модернизации и техническому перевооружению, а также развитие централизованного управления электрическими сетями. Анализ прогнозных данных о потреблении электрической энергии и мощности свидетельствует об отсутствии существенных изменений нагрузок в энергосистеме Чувашской Республики. Вместе с тем локальные технологические присоединения мощности могут значительно повлиять на степень загрузки отдельных элементов энергосистемы Чувашской Республики. 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 (116-125 процентов) (табл. 12). Нагрузка ПС, питающихся от ВЛ 110 кВ Южная-1, -2, приведена в табл. 13. Таблица 12 Загрузка ВЛ 110 кВ Южная-1, -2 ————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|————————— | 2011 г. | 2012 г. | 2013 г. | 2014 г. | 2015 г. | 2016 г. | 2019 г. ————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|————————— ВЛ 110 кВ Южная-1, ток А 304,99 310,26 315,87 319,83 323,45 327,41 352,29 ВЛ 110 кВ Южная-2, ток А 340,58 346,47 352,73 357,15 361,20 365,62 351,6 При аварии/ремонте, ток А 645,57 656,73 668,60 676,97 684,65 693,03 695,03 Предельно допустимый ток при -5°С 580,05 580,50 580,50 580,50 580,50 580,50 580,5 Перегрузка, процентов 116 118 120 121 123 124 125 Таблица 13 Нагрузка подстанций, питающихся от ВЛ 110 кВ Южная-1, -2 ———————————————————————|———————————————|———————————————|———————————————|———————————————|———————————————|———————————————|——————————————— Наименование | 2011 г. | 2012 г. | 2013 г. | 2014 г. | 2015 г. | 2016 г. | 2019 г. |———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|——————— | P, | Q, | P, | Q, | P, | Q, | P, | Q, | P, | Q, | P, | Q, | P, | Q, | МВт | МВАр | МВт | МВАр | МВт | МВАр | МВт | МВАр | МВт | МВАр | МВт | МВАр | МВт | МВАр ———————————————————————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|———————|——————— ВНИИР Т-1 3,98 1,94 4,05 1,97 4,12 2,01 4,17 2,03 4,22 2,05 4,27 2,08 2,68 1,05 ВНИИР Т-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 Т-1 16,24 7,64 16,52 7,77 16,82 7,91 17,03 8,01 17,22 8,10 17,44 8,20 8,53 2,90 ПС Южная Т-2 17,53 8,82 17,84 8,97 18,16 9,13 18,38 9,25 18,59 9,35 18,82 9,47 8,92 3,09 ПС Кировская Т-1 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 Т-2 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 Т-1 9,79 4,84 9,96 4,92 10,14 5,01 10,26 5,08 10,38 5,13 10,51 5,20 7,20 2,80 ПС Чапаевская Т-2 10,00 5,06 10,18 5,14 10,36 5,24 10,49 5,30 10,61 5,36 10,74 5,43 3,91 1,98 ПС Западная Т-1, Т-3 17,64 8,82 17,94 8,97 18,27 9,13 18,50 9,25 18,71 9,35 18,94 9,47 5,52 1,98 ПС Западная Т-2 12,91 6,45 13,13 6,57 13,37 6,68 13,53 6,77 13,69 6,84 13,86 6,93 4,02 1,03 ПС Заовражная Т-2 1,83 0,97 1,86 0,98 1,89 1,00 1,92 1,02 1,94 1,03 1,96 1,04 1,67 0,39 ПС Студенческая Т-1 10,97 5,49 11,16 5,58 11,36 5,68 11,50 5,75 11,64 5,82 11,78 5,89 6,06 2,27 ПС Парковая Т-1 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 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 57,97 29,15 58,98 29,65 60,04 30,19 60,79 30,57 61,48 30,91 62,24 31,29 54,44 23,49 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. При большом количестве ПС, получающих питание от двухцепной ВЛ 110 кВ Южная-1, -2 (девять ПС-110 кВ), и увеличении количества ТУ на ТП в г. Чебоксары оптимальным 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. С целью разгрузки ВЛ 110 кВ Южная-1, -2 планируются строительство ОРУ 110 кВ Коммунальная с заходом ВЛ 110 кВ Южная-1, -2, ВЛ 110 кВ Лапсары-1, -2, ВЛ 110 кВ Чапаевская-2 и разрезание ВЛ 110 кВ Южная-1, -2 между отпайками на ПС 110 кВ Южная и ПС 110 кВ. V. Основные направления развития электроэнергетики Чувашской Республики За период с 2010 по 2013 год в энергосистеме Чувашской Республики произошел ряд изменений в инфраструктуре электрических сетей 6-110 кВ, вызванных реконструкцией трансформаторных подстанций и линий, а также выводом и вводом электроустановок присоединяемых мощностей. Эти мероприятия обусловили изменения в потреблении электроэнергии и мощности узлами электрических нагрузок энергосистемы Чувашской Республики. Указанные обстоятельства при корректировке схемы и программы развития электроэнергетики республики на следующие 5 лет требуют значительного объема работ по сбору новых и актуализации исходных данных, а также существенных уточнений топологической модели энергосистемы Чувашской Республики, включая построение ее схем замещения для сетей напряжением 110-500 кВ. Произошли также изменения трансформаторных мощностей, подключенных к сетям 6-110 кВ. В связи с этим возникла необходимость в проведении серии дополнительных расчетов и в тщательном анализе установившихся эксплуатационных (нормальных, ремонтных, аварийных и послеаварийных) режимов. Прогнозные расчеты энергопотребления и мощности, а на их основе анализ перспективных эксплуатационных режимов на 2015-2019 годы выполнены для зимних максимальных и летних минимальных нагрузок энергосистемы Чувашской Республики. Анализ проведен с целью выяснения допустимых перетоков мощности по ЛЭП как по условиям нагрева, так и по пропускной способности линий и других элементов сетей, а также для определения коэффициентов загрузки силовых трансформаторов. При корректировке на указанный период ОАО "СО ЕЭС" для Чувашской Республики были существенно уточнены прогнозные значения спроса на электрическую энергию и мощности в энергосистеме Чувашской Республики. Указанные данные отличаются от прогнозов по Единой энергетической системе России и территориям субъектов Российской Федерации согласно схеме и программе развития Единой энергетической системы России на 2013-2019 годы, но являются актуальными и соответствуют реальной ситуации в регионе. На базе уточненных прогнозов произведена оценка перспективной балансовой ситуации (по электроэнергии и мощности) на пятилетний период. На основании серии расчетов осуществлена также проверка достаточности рекомендованных электросетевых решений для устранения "узких мест" в энергосистеме Чувашской Республики на среднесрочную перспективу. Выполнены расчеты токов короткого трехфазного замыкания для начального момента времени по всем узлам схемы замещения с учетом сверхпереходных ЭДС и сопротивлений генераторов станций (Чебоксарская ГЭС, ТЭЦ-2 и ТЭЦ-3) и связей с энергосистемами соседних регионов. Результаты проведенных расчетов токов КЗ (короткого замыкания) позволяют осуществить проверку отключающей способности выключателей и термической и динамической стойкости всех электрических аппаратов и проводников. Энергетическая стратегия Чувашской Республики содержит базовые цели, задачи, приоритеты и основные направления региональной энергетической политики в рамках законодательства Российской Федерации в области энергетики, которые остаются неизменными. Основная цель ее состоит в повышении надежности, устойчивости и эффективности функционирования энергетического комплекса республики. Энергетическая стратегия Чувашской Республики предусматривает снижение себестоимости производства электрической и тепловой энергии, а также создание необходимых условий перехода энергетического комплекса к выстраиванию адекватной и обоснованной тарифной политики. Одной из важных целей также является привлечение инвестиций для нового строительства и реконструкции энергетических объектов. Решение задачи по обеспечению надежного функционирования энергосистемы Чувашской Республики требует рассмотрения прогноза потребления электроэнергии и оценки перспективной балансовой ситуации на том или ином этапе развития и перетоков мощности по ЛЭП. Важно определить возможные перспективные перетоки мощности и сравнить их с предельными по нагреву и пропускной способности линий, особенно с межсистемными ЛЭП 110 кВ и выше. Требуется также тщательный анализ ряда нормальных и анормальных эксплуатационных режимов. Во всех этих расчетах в качестве контролируемых величин должны использоваться параметры режима (напряжения узлов, токи ветвей, потоки мощности в линиях связи), определяющие физическое состояние энергосистемы, осуществимость, устойчивость и качество ее режимов. Рассчитанные параметры режимов необходимо сравнить и с нормативно допустимыми значениями для различных элементов сетей. Приоритетными задачами сетевого комплекса энергосистемы Чувашской Республики являются поддержание на необходимом уровне и развитие инфраструктуры (линии, трансформаторы), что обеспечит надежность передачи и качество электроэнергии в распределительных сетях. Доля распределительных сетей, выработавших свой нормативный срок, составляет уже более 60 процентов. Средний технический уровень установленного оборудования в распределительных сетях по многим параметрам соответствует стандартам 70-х годов прошлого века, оно к тому же физически устарело. В связи с этим проблема повышения качества электроснабжения конечных потребителей (текущих, новых, а также осуществляющих генерацию электроэнергии в общую сеть), связанная с рисками из-за недоотпуска электроэнергии, перерывов электроснабжения и их длительности, выдвигается на первый план. К тому же с 2017 года все российские сетевые компании должны будут обеспечивать сбор информации о надежности энергосистем и качестве электроснабжения на основе данных непосредственных измерений и процедуры выборочных аудитов. VI. Прогнозы спроса на электрическую энергию в энергосистеме Чувашской Республики на 2015-2019 годы В табл. 14 приведены прогнозы и годовые темпы прироста потребления электроэнергии на 2014-2019 годы по ЕЭС России в целом, ОЭС Средней Волги и по энергосистеме Чувашской Республики. Прогнозное значение электропотребления по России в целом достигнет в 2019 году 1153,6 млрд. кВт-ч. При этом, по данным схемы и программы развития Единой энергетической системы России на 2013-2019 годы, в среднем по России прогнозируются снижение энергоемкости ВВП к 2020 году относительно 2010 года на 26 процентов, а рост производительности труда в 1,6 раза. Прогноз спроса на электрическую энергию по ОЭС "Средней Волги", сформированный согласно Стратегии социально-экономического развития Приволжского федерального округа на период до 2020 года, утвержденной распоряжением Правительства Российской Федерации от 7 февраля 2011 г. N 165-р, предусматривает увеличение электропотребления до 121,3 млрд. кВт-ч в 2019 году при среднегодовых темпах прироста 1,6 процента. По оперативным данным, объем электропотребления в 2013 году в Чувашской Республике составил 5260,9 млрд. кВт-ч. Прогнозные значения электропотребления на территории республики, приведенные в табл. 14, представлены в четырех вариантах. Первый вариант прогноза выполнен еще при составлении схемы и программы перспективного развития энергосистемы Чувашской Республики в 2010 году на основе математической обработки многолетних статистических данных. Второй вариант - новый уточненный прогноз, выполненный филиалом ОАО "СО ЕЭС" "Региональное диспетчерское управление энергосистемы Чувашской Республики - Чувашии" с учетом происшедших за последние годы изменений. Таблица 14 Прогноз потребления электроэнергии на 2014-2019 годы по ЕЭС России, ОЭС Средней Волги и энергосистеме Чувашской Республики ———————————————————————————|———————————————————————————————————————————————————————————————————————|—————————— | Потребление электроэнергии по годам, млрд. кВт-ч | Средне- |————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————| годовой | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 | прирост, | | | | | | | | | % ———————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————|—————————— ЕЭС России 1016,5 1033,7 1057,1 1080,0 1103,2 1123,6 1139,8 1153,6 Годовой темп прироста, % 1,64 1,69 2,27 2,17 2,14 1,86 1,44 1,21 1,82 ОЭС Средней Волги 108,5 110,3 112,5 114,6 116,2 117,9 119,8 121,3 Годовой темп прироста, % 0,46 1,69 1,98 1,87 1,35 1,47 1,65 1,26 1,61 Энергосистема Чувашской 5,367 5,261 5,323 5,456 5,623 5,812 6,026 6,229 Республики (вариант 1) Годовой темп прироста, % 1,9 -1,98 1,18 2,40 3,06 3,36 3,69 3,36 2,12 Энергосистема Чувашской 5,367 5,261 5,625 5,729 5,833 5,933 6,027 6,124 Республики (вариант 2) Годовой темп прироста, % 1,9 -1,98 6,92 1,85 1,82 1,71 1,58 1,61 1,93 Энергосистема Чувашской 5,367 5,261 5,572 5,669 5,758 5,862 5,946 6,036 Республики (вариант 3) Годовой темп прироста, % 1,9 -1,98 5,91 1,74 1,56 1,81 1,43 1,51 1,74 Энергосистема Чувашской 5,367 5,261 5,319 5,333 5,362 5,354 5,358 5,362 Республики (вариант 4) Годовой темп прироста, % 1,9 -1,98 1,10 0,26 0,54 -0,15 0,07 0,07 0,23 Среднегодовой прирост потребления электроэнергии планируется на уровне 1,84 процента, а объем электропотребления в 2019 году должен достичь 6,229 млн. кВт-ч. Третий вариант прогноза предложен представителями ФГБОУ ВПО "Чувашский государственный университет имени И.Н.Ульянова" с учетом показателей прогноза электропотребления и его годовых приростов по ОЭС Средней Волги на период 2013-2019 годов, а также с учетом внедрения энергосберегающих мероприятий и снижения энергоемкости производств на территории Чувашской Республики. Вместе с тем следует подчеркнуть, что все варианты прогноза электропотребления схожи. Так, первый и второй варианты практически не отличаются по своим значениям в 2018 году. Второй и третий варианты прогноза отличаются от первого варианта тем, что более высокие темпы прироста электропотребления по первому варианту планировались в Чувашской Республике на период 2016-2018 годов, а по ним планируются на период до 2016 года. Согласно четвертому варианту в 2015-2019 годах значительного повышения потребления энергии и мощности не ожидается. Следует отметить, что среднегодовой прирост потребления электрической энергии по третьему варианту совпадает с общероссийским значением этого показателя. Прогнозные характеристики регионального потребления электроэнергии во всех трех вариантах прогноза построены пока без учета строительства высокоскоростной железнодорожной магистрали Москва - Казань, тяговые нагрузки которой на территории республики могут оказаться существенными. Однако корректировку электропотребления с учетом строительства можно будет осуществить на этапе разработки схемы и программы перспективного развития электроэнергетики Чувашской Республики на 2016-2020 годы. С прогнозом электропотребления тесно связан и прогноз максимальных электрических нагрузок энергосистемы Чувашской Республики на последующие годы. В табл. 15-18 приведены прогнозные характеристики регионального электропотребления, а также максимальные собственные и совмещенные значения мощности и времени максимальных нагрузок. Прогнозные характеристики представлены для предложенных трех вариантов. Таблица 15 Прогнозные характеристики электропотребления и максимальной мощности энергосистемы Чувашской Республики на 2014-2018 годы (первый вариант) ———————————————————————————|————————————|————————————————————————————————————————————————— | Единица | Прогноз | измерения |—————————|—————————|—————————|—————————|————————— | | 2014 г. | 2015 г. | 2016 г. | 2017 г. | 2018 г. ———————————————————————————|————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|————————— Электропотребление млн. кВт-ч 5323 5456 5623 5812 6026 Максимальная собственная МВт 912 940 979 1011 1047 мощность, Pmax Время Тmax ч/год 5836 5804 5743 5748 5755 Максимальная совмещенная МВт 894 921 959 991 1026 мощность, Pсовм., max Время Тсовм., max ч/год 5877 5923 5861 5866 5872 Таблица 16 Прогнозные характеристики электропотребления и максимальной мощности энергосистемы Чувашской Республики на 2014-2018 годы (второй вариант) ———————————————————————————|————————————|————————————————————————————————————————————————— | Единица | Прогноз | измерения |—————————|—————————|—————————|—————————|————————— | | 2014 г. | 2015 г. | 2016 г. | 2017 г. | 2018 г. ———————————————————————————|————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|————————— Электропотребление млн. кВт-ч 5625 5729 5833 5933 6027 Максимальная собственная МВт 964 988 1016 1032 1048 мощность, Pmax Время Тmax ч/год 5835 5798 5741 5749 5751 Максимальная совмещенная МВт б 945 968 996 1011 1027 мощность, Pсовм., max Время Тсовм., max ч/год 5954 5917 5857 5866 5868 Таблица 17 Прогнозные характеристики электропотребления и максимальной мощности энергосистемы Чувашской Республики на 2014-2018 годы (третий вариант) ———————————————————————————|————————————|————————————————————————————————————————————————— | Единица | Прогноз | измере- |—————————|—————————|—————————|—————————|————————— | ния | 2014 г. | 2015 г. | 2016 г. | 2017 г. | 2018 г. ———————————————————————————|————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|————————— Электропотребление млн. кВт-ч 5572 5669 5758 5862 5946 Максимальная собственная МВт 955 976 994 1016 1033 мощность, Pmax Время Тmax ч/год 5836 5804 5793 5768 5755 Максимальная совмещенная МВт 936 957 974 996 1012 мощность, Pсовм., max Время Тсовм., max ч/год 5953 5923 5911 5886 5875 Таблица 18 Прогноз потребления электрической мощности на территории Чувашской Республики (четвертый вариант) ———————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|————————— | 2014 г. | 2015 г. | 2016 г. | 2017 г. | 2018 г. | 2019 г. ———————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|————————— Зимний максимум, МВт 931 934 935 936 937 937 Летний максимум, МВт 636 638 639 639 640 640 Четвертый вариант прогноза электропотребления разработан на основе данных системного оператора 2014 года. Из этого прогноза следует, что системный оператор не ожидает значительного повышения потребления энергии и мощности в период 2015-2019 годов. На рис. 4 и 5 приведены графики, отражающие динамику изменения максимальных собственных и совмещенных активных мощностей энергосистемы Чувашской Республики для рассматриваемых трех вариантов прогноза. В качестве основного рекомендуется принять четвертый вариант и по нему вести все режимные расчеты на перспективу. [Рисунок в электронном виде не приводится, смотри бумажный документ] Рис. 4. Прогнозные изменения значений потребления мощности энергосистемой Чувашской Республики (3 варианта) [Рисунок в электронном виде не приводится, смотри бумажный документ] Рис. 5. Прогнозные значения потребления электроэнергии энергосистемой Чувашской Республики (3 варианта) Для оценки балансной ситуации в табл. 19 приводится информация о потреблении и выработке электроэнергии станциями, расположенными на территории Чувашской Республики, за последние 10 лет. Таблица 19 Потребление и выработка электроэнергии за 10 лет (млн. кВт-ч) ——————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————|——————|——————|——————|—————— Наименование параметров | 2004 | 2005 | 2006 | 2007 | 2008 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 ——————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————|——————|——————|——————|—————— Потребление 4753,4 4988,7 4917,3 4917,3 4951,7 4216,7 49 4923 5030 5261 Производство 5149 4712 4812 4753 5127 4716 4871 5012 4957 4961 в том числе: на ТЭЦ 2239 2562 2662 2725 2879 2426 2715 2290 2750 2750 на ГЭС 2910 2150 2150 На основе прогнозных данных составлены региональные структуры перспективных балансов мощности и электроэнергии, которые вошли составной частью в схему и программу развития Единой энергетической системы России на 2013-2019 годы. Эти структуры отражены в табл. 20 и 21. Таблица 20 Региональная структура перспективных балансов мощности с учетом высокой вероятности ввода на 2013-2019 годы (МВт) —————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————|———————— Энергосистема | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 Чувашской Республики | отчет | факт | | | | | | —————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————|————————|———————— Потребность (собственный максимум) 936 873,9 931 934 935 936 937 937 Покрытие (установленная мощность) 2186,0 2186,0 2225,9 2225,9 2225,9 2225,9 2225,9 2225,9 в том числе: АЭС 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 ГЭС 1370,0 1370,0 1370,0 1370,0 1370,0 1370,0 1370,0 1370,0 ТЭС 816,0 816,0 855,9 855,9 855,9 855,9 855,9 855,9 ВИЭ 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Таблица 21 Региональная структура перспективных балансов электрической энергии энергосистемы Чувашской Республики (млрд. кВт-ч) —————————————————————————————————————————|——————|———————|————————|———————|———————|———————|———————|——————— Энергосистема | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 Чувашской Республики | | | | | | | | —————————————————————————————————————————|——————|———————|————————|———————|———————|———————|———————|——————— Потребность (потребление электрической 5,4 5,261 5,319 5,333 5,362 5,354 5,358 5,362 энергии) Покрытие (производство электрической 5,2 4,961 4,905 5,153 5,161 5,189 5,209 5,393 энергии) в том числе: АЭС 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 ГЭС 2,2 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100 ТЭС 2,9 2,717 2,805 3,053 3,061 3,089 3,109 3,293 ВИЭ 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 0,0 Сальдо перетоков электрической энергии 0,2 0,3 -0,414 0,18 0,201 0,165 0,149 -0,03 В табл. 22-24 отражен баланс мощности на 2012 год и пятилетний период 2014-2018 годов для энергосистемы на основании прогнозных расчетов зимних и летних уточненных электрических нагрузок. Таблица 22 Поступление и потребление мощности по территории Чувашской Республики (зима, лето 2012 года) (МВт) ——————————————————————————————————————————————————————|————————————————————————— Виды поступления и потребления мощности | Активная мощность |————————————|———————————— | 19.12.2012 | 20.06.2012 ——————————————————————————————————————————————————————|————————————|———————————— Выработка собственными станциями 744,00 709,00 Поступление от других энергосистем 340,20 122,70 Поступление, всего 1084,20 831,70 Отпуск собственным потребителям от ПС энергосистемы 869,57 616,16 Чувашской Республики с учетом потребления ПС Ядрин и ПС Хмельмаш Потери мощности в сети 110-500 кВ 26,53 21,99 Отпуск собственным потребителям с учетом потерь 896,1 638,15 мощности в сети классов напря- жения 110-500 кВ Отпуск другим энергосистемам 188,10 193,55 Отпуск, всего 1084,20 831,70 Примечания. 1. Поступление от других энергосистем: Наименование узла 19.12.2012 20.06.2012 Помары 500 кВ 163,60 - Нижегородская 500 кВ 133,00 74,60 Тюрлема 220 кВ 37,00 44,00 2. Потребление ПС: Наименование узла 19.12.2012 20.06.2012 Ядрин 110 кВ 5,40 3,30 Хмельмаш 110 кВ 1,20 0,80 3. Отпуск другим энергосистемам: Наименование узла 19.12.2012 20.06.2012 Помары 500 кВ - 54,00 Буинск (Татарстан) 30,10 17,20 на Еласы 19,60 5,75 на Чигашево 220 кВ 78,00 83,00 на Студенец 220 кВ 48,40 15,60 на Кокшайск 110 кВ 12,00 18,00 Таблица 23 Баланс активной мощности в энергосистеме Чувашской Республики в режиме зимних максимальных нагрузок 2012, 2014-2018 годов (МВт) ———————————————————————————————————————————————————————————|——————————————————————————————————————————————————————————— Виды поступления и потребления мощности | Активная мощность по годам |—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|————————— | 2012 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 ———————————————————————————————————————————————————————————|—————————|—————————|—————————|—————————|—————————|————————— Поступление, всего 1084,20 1148,04 1172,16 1193,15 1209,25 1232,39 Поступление от других энергосистем 340,20 404,04 428,16 449,15 465,25 488,39 Выработка собственными станциями 744,00 744,00 744,00 744,00 744,00 744,00 Отпуск, всего 1084,20 1148,04 1172,16 1193,15 1209,25 1232,39 Отпуск собственным потребителям от ПС энергосистемы 869,57 931,57 954,88 981,86 997,33 1012,82 Чувашской Республики с учетом потребления ПС Ядрин и ПС Хмельмаш Отпуск другим энергосистемам 188,10 188,1 188,1 188,1 188,1 188,1 Потери мощности в сети 110-500 кВ 26,53 28,37 29,18 30,19 30,82 31,47 Отпуск собственным потребителям с учетом потерь мощности 896,25 959,94 984,06 1012,05 1028,15 1044,29 в сети классов напряжения 110-500 кВ Примечания. 1. Расчеты режимов зимних максимальных нагрузок в 2014-2018 годах выполнены с учетом прогноза потребления мощности (табл. 20). Выработка собственными станциями и отпуск другим энергосистемам в 2014-2018 годах оставлены на уровне 2012 года. 2. Отпуск другим энергосистемам: Буинск - 30,10 МВт; на Еласы - 19,60 МВт; на Чигашево 220 кВ - 78,00 МВт; на Студенец - 48,40 МВт; на Кокшайск - 12,00 МВт. Таблица 24 Баланс активной мощности в энергосистеме Чувашской Республики в режиме летних максимальных нагрузок 2012, 2014-2018 годов (МВт) ———————————————————————————————————————————————————————————|————————————————————————————————————————————————————— Виды поступления и потребления мощности | Активная мощность по годам |————————|————————|————————|————————|————————|———————— | 2012 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 ———————————————————————————————————————————————————————————|————————|————————|————————|————————|————————|———————— Поступление, всего 831,70 876,97 893,60 913,33 924,78 936,31 Поступление от других энергосистем 122,70 167,97 184,60 204,33 215,78 227,31 Выработка собственными станциями 709,00 709,00 709,00 709,00 709,00 709,00 Отпуск, всего 831,70 876,97 893,60 913,33 924,78 936,31 Отпуск собственным потребителям от ПС энергосистемы 616,16 660,22 676,30 695,31 706,30 717,33 Чувашской Республики с учетом потребления ПС Ядрин и ПС Хмельмаш Отпуск другим энергосистемам 193,55 193,55 193,55 193,55 193,55 193,55 Потери мощности в сети 110-500 кВ 21,99 23,20 23,75 24,47 24,93 25,43 Отпуск собственным потребителям с учетом потерь мощности 638,15 683,42 700,05 719,78 731,23 742,76 в сети классов напряжения 110-500 кВ Примечания. 1. Расчеты режимов зимних максимальных нагрузок в 2014-2018 годах выполнены с учетом прогноза потребления мощности (табл. 20). Выработка собственными станциями и отпуск другим энергосистемам в 2014-2018 годах оставлены на уровне 2012 года. 2. Отпуск другим энергосистемам: Помары 500 - 54 МВт; Буинск - 17,20 МВт; на Еласы - 5,75 МВт; на Чигашево 220 кВ - 83,00 МВт; на Студенец - 15,60 МВт; на Кокшайск - 18,00 МВт. . Следует отметить, что расчеты режимов зимних максимальных нагрузок в 2015-2019 годах выполнены с учетом прогноза потребления мощности (табл. 20). Выработка собственными станциями и отпуск другим энергосистемам в 2015-2019 годах оставлены на уровне 2013 года. На графиках (рис. 6) представлена динамика изменения баланса мощности в виде кривых мощности поступления (1), поступления от других энергосистем (2), выработки станциями на территории Чувашской Республики (3), отпуска другим энергосистемам (4) и отпуска собственным потребителям (5). [Рисунок в электронном виде не приводится, смотри бумажный документ] Рис. 6. Динамика изменения поступления и потребления активной мощности в энергосистеме Чувашской Республики в режиме зимних максимальных нагрузок 2012, 2014-2018 годов На основе представленных балансов можно сделать следующие выводы: 1) объем потребления электроэнергии энергосистемой Чувашской Республики уменьшился в 2013 году относительно 2012 года на 1,98 процента и составил 5261 млн. кВт-ч. Показатель абсолютного снижения за 2013 год (106 млн. кВт-ч) отражает сложившиеся тенденции развития экономики региона; 2) общий спрос на электрическую энергию по энергосистеме Чувашской Республики к концу прогнозного периода в 2019 году оценивается на уровне 5362 млн. кВт-ч, что на 101 млн. кВт-ч больше объема электропотребления в 2013 году. За пятилетний период ожидается рост электропотребления на 0,81 процента (согласно прогнозным данным электропотребление в энергосистеме Чувашской Республики останется практически на одном уровне); 3) перспективное значение максимальной нагрузки энергосистемы Чувашской Республики к 2019 году ожидается на уровне 937 МВт. VII. Расчеты и анализ режимов работы энергосистемы Чувашской Республики Разработка топологической модели энергосистемы Чувашской Республики Исходные данные, необходимые для разработки топологической модели, расчета и анализа режимов работы энергосистемы Чувашской Республики, получены от следующих организаций: АУ Чувашской Республики "Центр энергосбережения и оказания содействия программам реформирования жилищно-коммунального хозяйства" Минстроя Чувашии; ОАО "МРСК Волги" - "Чувашэнерго"; филиал ОАО ФСК ЕЭС "Средне-Волжское предприятие магистральных электрических сетей"; филиал "Марий Эл и Чувашии" ОАО "ТГК-5"; филиал ОАО "РусГидро" - "Чебоксарская ГЭС". Топологическая модель энергосистемы Чувашской Республики разработана на основе нормальных схем электрических соединений объектов электроэнергетики, входящих в операционную зону филиала ОАО "СО ЕЭС" "Региональное диспетчерское управление энергосистемы Чувашской Республики - Чувашии". Ветви модели нумеруются в соответствии с классификацией, представленной в табл. 25. Таблица 25 Классификация подразделений ——————————————|————————————————————————————————————————————————————————————————————— Номер ветви | Наименование подразделения ——————————————|————————————————————————————————————————————————————————————————————— 1000-1999 Алатырское производственное отделение 2000-2999 Северное производственное отделение 3000-3999 Южное производственное отделение 4000-4999 филиал ОАО ФСК ЕЭС "Средне-Волжское предприятие магистральных электрических сетей" 5000-5999 филиал "Марий Эл и Чувашии" ОАО "ТГК-5" 6000-6999 филиал ОАО "РусГидро" - "Чебоксарская ГЭС" 7000-7999 ведомственные подстанции 8000-8999 ОАО "МРСК Волги" - "Чувашэнерго" (Межрегиональная распределительная сетевая компания Волги) В топологической модели все элементы классифицированы по признакам (табл. 26). Таблица 26 Классификация элементов по признакам ———————————————————————|————————————————————— Класс напряжения, кВ | Признак элемента |—————|——————————————— | ЛЭП | трансформатор ———————————————————————|—————|——————————————— 500,0 1 2 220,0 3 4 110,0 5 6 Параметры схемы замещения элементов энергосистемы Чувашской Республики рассчитываются по паспортным данным линий электропередачи, трансформаторов и автотрансформаторов классов напряжения 110-500 кВ. Параметрами схемы замещения элементов энергосистемы Чувашской Республики являются значения сопротивления и проводимости. Для ЛЭП напряжением 110-500 кВ применена однолинейная П-образная схема замещения, для двухобмоточных трансформаторов - Г-образная, а для трехобмоточных трансформаторов и автотрансформаторов - трехлучевая звезда. Значение активного погонного сопротивления проводов ЛЭП принимается в соответствии с данными справочной литературы и откорректировано для зимнего (Термодинамическая температура(Тдt)i=-5°C) и летнего (Термодинамическая температура(Тдt)i=+25°C) периодов по формуле rТдti = rт(1 + 0,004 (Тдti - 20)), где: rТдti - активное сопротивление при температуре tti; rт - активное сопротивление при температуре +20°C (табличное значение). Для этих же значений температур корректируются значения длительно допустимых токов по условию нагрева. Тдtд.д. - Тдti IдТдti = Iд.д корень --------------, Тдtд.д. - Тдtт где: IдТдti - длительно допустимый ток при любой температуре окружающей среды tti; Iд.д - длительно допустимый ток при температуре окружающей среды +25°C; Тдtд.д - предельно допустимая температура нагрева провода (+70°C); Тдtт - температура окружающей среды (+25° C), при которой в справочной литературе приводится значение Iд.д. Индуктивное погонное сопротивление Xo, Ом•км-1, провода одной фазы ЛЭП, имеющей транспозицию проводов и выполненной проводами из цветного металла, рассчитывается по формуле Xо = 0,1445 x lg(Dc.г : Rпр) + 0,0157, где: Dс.г - среднее геометрическое расстояние между проводами фаз ЛЭП; Rпр - радиус провода. Активная проводимость воздушных ЛЭП эквивалентирует потери активной мощности, зависящие от погодных условий дельта P пог.усл : на ионизацию воздуха (потери на корону дельта Pкор в линиях напряжением 110 кВ и выше); от токов утечки по изоляторам ВЛ дельта Pт.у (при напряжении 6 кВ и выше); на плавку гололедно-изморозевых отложений дельта Pп.г• Погонная активная проводимость go рассчитывается по формуле 2 go = (АPкор.о + дельта Pт.у.о + дельта Pп.г.о ) : U ном, где: Uном - номинальное напряжение ЛЭП (класс напряжения). Зарядная мощность ЛЭП эквивалентируется реактивной (емкостной) -1 проводимостью b. Погонная реактивная проводимость bo, См•км, рассчитывается для воздушных ЛЭП напряжением 110 кВ и выше по формуле -6 bo = 7,58 x 10 : lg(Dc.г : Rпр). Комплексные сопротивление и проводимость ЛЭП рассчитываются по формулам: Z = (ro + jxo) х L = r + jx, - Y = (go + jbo) x L = g + jb, - где: L - длина ЛЭП, км. Расчет сопротивлений переменному току обмоток двухобмоточного трехфазного трансформатора осуществляется по формулам: активное 2 2 rт(в) = дельта Pк х Uном.в : Sном; полное 2 Zт(в) = Uк х Uном.в : (100 х Sном); реактивное 2 2 Хт(в) = корень Zт(в) - rт(в). Если схема замещения двухобмоточного трансформатора с расщеплением вторичной обмотки на две ветви представляется двулучевой звездой, то значения их сопротивления равны: Z1(в) = Z2(в) = 2Zт(в). - - - Проводимости схемы замещения трансформатора: активная 2 gт(в) = дельта Рх : Uном.в, реактивная 2 2 bт(в) = дельта Qx : Uном.в = Ix x Sном : (100 х Uном.в). Наименования узлов схемы замещения элементов энергосистемы Чувашской Республики представлены в приложении N 2 и соответствуют наименованиям объектов энергосистемы Чувашской Республики. Топологические модели схемы замещения энергосистемы Чувашской Республики разработаны для зимнего (приложение N 3) и летнего (приложение N 4) периодов. В приложении N 5 приведена топологическая модель схемы замещения энергосистемы Чувашской Республики зимнего периода для расчета токов трехфазного короткого замыкания с учетом генераторов Чебоксарской ГЭС, Чебоксарской ТЭЦ-2 и Новочебоксарской ТЭЦ-3 и нагрузок, мощность которых больше 10 МВ А. Для расчета установившихся нормальных, послеаварийных режимов и токов короткого замыкания применялись программные комплексы, разработанные на кафедре электроснабжения промышленных предприятий ФГБОУ ВПО "Чувашский государственный университет имени И.Н.Ульянова": "NADEGDA" - для расчета установившихся режимов, структуры потерь мощности и электроэнергии в сложно замкнутых электрических системах (свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ N 2010614486 от 8 июля 2010 г.); "TKZFAC" - для расчета действующего значения периодической составляющей тока трехфазного короткого замыкания в электрических системах (свидетельство о государственной регистрации программы для ЭВМ N 2010614291 от 2 июля 2010 г.). Расчеты и последующий их анализ выполнены ФГБОУ ВПО "Чувашский государственный университет имени И.Н.Ульянова". Анализ основных режимов работы энергосистемы Чувашской Республики по данным зимнего и летнего максимумов нагрузок 2013 года Анализ потокораспределения в электрической сети 110 кВ и выше энергосистемы Чувашской Республики выполнен по фактическим данным зимнего и летнего максимумов электрических нагрузок 2012 года, которые не претерпели каких-либо существенных изменений в 2013 году. Полная информация о расчетах режимов представлена в приложениях N 6-9. В табл. 27 приведены результаты расчетов значений напряжений в контрольных узлах энергосистемы Чувашской Республики для основного режима максимальных нагрузок (18 декабря 2013 г.). Полученные результаты максимально совпадают с данными филиала ОАО "СО ЕЭС" "Региональное диспетчерское управление энергосистемы Чувашской Республики - Чувашии". Ветви модели нумеруются в соответствии с классификацией, представленной в табл. 25. В табл. 27 приведены значения потоков активной и реактивной мощности в контрольных узлах энергосистемы Чувашской Республики (18 декабря 2013 г.). Расчеты выполнены по уточненным нагрузкам для двух вариантов, когда батареи статических конденсаторов (БСК) в Алатыре включены и когда они отключены. Реактивная мощность батарей статических конденсаторов составляет QБСК=35,71 МВАр. Сравнительный анализ полученных результатов показывает высокую степень совпадения их с данными филиала ОАО "СО ЕЭС" "Региональное диспетчерское управление энергосистемы Чувашской Республики - Чувашии". Однако в ряде узлов из-за уточнения нагрузок вычисленные значения напряжения отличаются. Например, для узла 332 "Тюрлема шины 110" - на 3,6 процента и 100 "Заволжская шины 110" - на 1,65 процента. Подчеркнем, что на расхождения в расчетах может влиять выбор балансного узла, что имеет место в конкретном случае, поскольку от этого выбора зависит распределение реактивных мощностей в системе. Таблица 27 Напряжения в контрольных узлах схемы замещения в основном режиме максимальных нагрузок (18 декабря 2013 г., 9 ч) ——————————————————————————————————————————|———————————————————————————— Узел схемы замещения | Напряжение, кВ ————————|—————————————————————————————————|————————————————|——————————— номер | наименование | по данным | расчетное | | Чувашского РДУ | ————————|—————————————————————————————————|————————————————|——————————— 7 Абашево Т-1 1с 220,0 232,02 231,75 8 Чебоксарская ТЭЦ-2 СШ 220,0 230,7 231,22 9 Чебоксарская ТЭЦ-2 СШ 110,0 117,42 117,00 27 Южная Т-1 110,0 116,51 116,25 38 Южная Т-2 110,0 116,51 116,09 60 Новая Т-1 110,0 116,61 116,72 64 Кугеси Т-1 110,0 116,82 116,56 78 Новочебоксарская ТЭЦ-3 СШ 110,0 117,52 117,55 100 Заволжская шины 110,0 113,92 113,98 146 Катраси шины 110,0 113,71 114,38 165 Абашево Т-2 2с 220,0 231,19 231,01 226 Кугеси Т-2 110,0 116,79 116,51 278 Абашево 3с Т-3 220,0 231,19 231,02 300 Канаш СШ 110,0 115,16 115,42 305 Канаш 1СШ 220,0 227,01 227,01 332 Тюрлема СШ 110,0 112,0 113,66 440 Тюрлема АТ-2 2с 220,0 227,72 223,52 441 Тюрлема АТ-1 1с 220,0 227,72 223,51 443 Помары ГР 220,0 224,48 221,69 500 Алатырь СШ 110,0 112,42 113,26 541 Венец СШ 110,0 117,27 119,07 649 Венец АТ1 220,0 227,27 228,32 650 Чебоксарская ГЭС 1СШ 220,0 232,32 232,27 3003 Чебоксарская ГЭС СШ 500,0 511,04 511,46 В табл. 28 приведены значения потоков активной и реактивной мощности в контрольных ветвях энергосистемы для указанных двух вариантов расчета и дано сравнение их с данными филиала ОАО "СО ЕЭС" "Региональное диспетчерское управление энергосистемы Чувашской Республики - Чувашии". Некоторые незначительные расхождения в значениях потокораспределения по отдельным ветвям объясняются неполным соответствием заданных ранее и уточненных нагрузок узлов. Следует отметить положительное влияние включенных батарей статических конденсаторов в Алатыре на режим реактивных нагрузок и на повышение напряжения в узлах, удаленных от источников питания, находящихся в Чебоксарах. Отметим также, что в нынешних рыночных условиях отсутствия платы за реактивную мощность комплексная задача экономичного распределения активных и реактивных мощностей в энергосистемах не находит своего разрешения, что влечет за собой нерациональное распределение реактивной мощности и рост потерь электроэнергии. Рост потерь связан со снижением напряжения в узлах потребления значительных реактивных мощностей, например на преобразовательных подстанциях Венец и Тюрлема. Таблица 28 Мощности в контрольных ветвях схемы замещения в основном режиме зимних нагрузок (18 декабря 2013 г., 9 ч) ————————|——————————————————————————————————————————|——————————————————————————————— Номер | Номера узлов (их наименования), | Мощность, МВА ветви | между которыми расположена ветвь |———————————————|——————————————— | | по данным РДУ | расчетная ————————|——————————————————————————————————————————|———————————————|——————————————— 4300 650 Чебоксарская ГЭС 1СШ 220,0 70,2-j5,1 60,13-j1,25 525 Абашево отпайка на 1с 220,0 4301 525 Абашево отпайка на 1с 220,0 46,0-j2,4 47,73+j5,77 649 Венец АТ-1 220,0 1020 572 Саланчик Т-1 110,0 -3,0-j14,4 -3,66-j16,47 541 Венец шины 110,0 1051 541 Венец шины 110,0 17,8+j2,7 16,60+j5,64 539 Алгаши Т-1, Т-2 110,0 1079 544 Ответвление на Шумерля Т-2 110,0 -6,0-j5,3 -6,05-j7,10 541 Венец шины 110,0 4336 649 Венец АТ-1 220,0 45,5+j8,4 47,16+j9,88 648 Венец АТ-1 нейтраль 220,0 2000 146 Катраси шины 110,0 8,3-j6,9 6,05-j9,16 100 Заволжская шины 110,0 4306 621 ЧГЭС выключатель на Тюрлема 220,0 33,9+j18,7 33,14+j42,82 441 Тюрлема АТ-1 1с 220,0 4308 650 Чебоксарская ГЭС 1СШ 220,0 22,4+j63,5 21,86+j54,72 8 ТЭЦ-2 шины 220,0 2051 9 ТЭЦ-2 СШ 110,0 54,8+j22,2 53,19+j22,70 47 BHИИP T-2 110,0 2075 60 Новая Т-1 110,0 45,0+j1,2 48,44-j0,26 146 Катраси шины 110,0 2080 78 ТЭЦ-3 шины 110, Химпром 110,0 58,0+j8,2 59,96+j4,51 60 Новая Т-1 110,0 2184 33 Студенческая 110 2с - -8,73-j3,51 146 Катраси 110 2199 146 Катраси шины 110,0 15,5-j7,0 14,61-j10,32 177 Моргауши шины 110,0 2261 139 Аликово Т-2 110,0 -1,3-j14,0 -0,61-j16,61 541 Венец шины 110,0 4302 650 Чебоксарская ГЭС 1СШ 220,0 114,9+j19,2 125,66+j16,73 358 Абашево отпайка 3с 220,0 4305 650 Чебоксарская ГЭС 1СШ 220,0 75,6+j15,9 74,96+j16,92 305 Канаш 1СШ на Студенческая-1 220,0 3047 332 Тюрлема 110,0 14,8-j14,7 16,03-j3,26 317 Урмары Т-2 110,0 4303 358 Абашево отпайка 3с 220,0 66,9+j19,2 64,88+j16,69 445 Канаш 2СШ на Студенческая-2 220,0 6001 3003 Чебоксарская ГЭС шины 500,0 117,9+j52,7 123,41+j56,28 2 ГЭС АТ-1 нейтраль 6009 3003 Чебоксарская ГЭС шины 500,0 118,7+j52,9 112,74+j51,46 272 Чебоксарская ГЭС АТ-2 нейтраль 500,0 5261 8 ТЭЦ-2 шины 220,0 22,1+j61,4 22,41+j55,32 249 ТЭЦ-2 АТ-1 нейтраль 110,0 5264 8 ТЭЦ-2 шины 220,0 22,4+j62,8 21,65+j54,38 247 ТЭЦ-2 АТ-2 нейтраль 220,0 4266 3003 Чебоксарская ГЭС шины 500,0 17,0-j37,9 17,23-j37,77 651 Помары ГР опора 152 500,0 4351 621 Чебоксарская ГЭС выключатель 22,4+j63,5 22,63+j55,61 на Тюрлема 220,0 8 ТЭЦ-2 шины 220,0 В табл. 29 перечислены трансформаторы, коэффициенты загрузки которых превышают значение 0,7 (Кз " 0,7). В табл. 30 дан перечень линий, расчетный ток в которых составляет более 60 процентов от длительно допустимых токов (Iдл. доп) этих линий при отключении БСК в Алатыре. Из нее видно, что критически загруженными линиями напряжением 110 кВ по току являются: ТЭЦ-2 шины 110 кВ - ВНИИР опора 18 к Т-1; ВНИИР опора 18 к Т-1 - Южная-1 опора 27; ТЭЦ-2 шины 110 кВ - ВНИИР Т-2 110 кВ; ВНИИР Т-2 110 кВ - Южная-2 опора 21. Таблица 29 Трансформаторы, коэффициенты загрузки которых больше 0,7, в основном режиме (18 декабря 2013 г., 9 ч) ————————|———————————————————|——————————————————————|————————————— Номер | Наименование узла | Номинальная мощность | Коэффициент узла | | трансформатора, МВА | загрузки ————————|———————————————————|——————————————————————|————————————— 58 Радуга Т-2 2В 12,5 0,738 255 Луч 6,3 0,711 Таблица 30 Линии, ток в которых больше 0,6 Iдл. доп, в основном режиме (18 декабря 2013 г., 9 ч) ————————|———————————————————————————————————————|————————————————————————|————————— Номер | Номера узлов (их наименования), | Ток, А | I ветви | между которыми расположена ветвь |———————————|————————————| ------- | | расчетный | длительно | Iдл.доп | | | допустимый | ————————|———————————————————————————————————————|———————————|————————————|————————— 2024 9 ТЭЦ-2 шины 110 470,41 580,5 0,810 159 ВНИИР опора 18 к Т-1 2027 159 ВНИИР опора 18 к Т-1 447,42 580,5 0,771 26 Южная-1 опора 27 2051 9 ТЭЦ-2 шины 110 494,29 580,5 0,851 47 BHИИP T-2 110 2053 47 BHИИP T-2 110 494,29 580,5 0,851 50 Южная 2 опора 21 2075 60 Новая Т-1 414,98 580,5 0,715 146 Катраси шины 110 2080 78 ТЭЦ-3 шины 110, Химпром 511,49 657,9 0,777 60 Новая Т-1 110,0 2083 78 ТЭЦ-3 шины 110, Химпром 533,69 657,9 0,811 69 Спутник шины 110 2101 78 ТЭЦ-3 шины 110, Химпром 482,22 580,5 0,831 93 Отпайка на Атлашево опора 57 2105 93 Отпайка на Атлашево опора 57 110,0 475,05 580,5 0,818 95 Бройлерная 110,0 2107 95 Бройлерная 110,0 467,20 580,5 0,805 99 Тиньговатово шины 110,0 2260 50 Южная-2 опора 21 464,52 580,5 0,800 39 Южная-2 опора 27 В табл. 31 приведены данные по тем же линиям, но когда БСК в Алатыре включены. В этом режиме все линии претерпевают разгрузку по току, которая, однако, не превышает 2 процентов. Следовательно, напрашивается вывод о необходимости реконструкции этих линий в ближайшей перспективе. Таблица 31 Линии, ток в которых больше 0,6 Iдл. доп (основной режим (19 декабря 2012 г.); БСК в Алатыре включена) ————————|——————————————————————————————————|————————————————————————|————————— Номер | Номера узлов (их наименования), | Ток, А | I ветви | между которыми расположена ветвь |———————————|————————————| ------- Информация по документуЧитайте также
Изменен протокол лечения ковида23 февраля 2022 г. МедицинаГермания может полностью остановить «Северный поток – 2»23 февраля 2022 г. ЭкономикаБогатые уже не такие богатые23 февраля 2022 г. ОбществоОтныне иностранцы смогут найти на портале госуслуг полезную для себя информацию23 февраля 2022 г. ОбществоВакцина «Спутник М» прошла регистрацию в Казахстане22 февраля 2022 г. МедицинаМТС попала в переплет в связи с повышением тарифов22 февраля 2022 г. ГосударствоРегулятор откорректировал прогноз по инфляции22 февраля 2022 г. ЭкономикаСтоимость нефти Brent взяла курс на повышение22 февраля 2022 г. ЭкономикаКурсы иностранных валют снова выросли21 февраля 2022 г. Финансовые рынки |
Архив статей
2026 Июнь
|
