"Оптимистический" вариант МВт
Наименование показателей | 2013 г. | 2014 г. | 2017 г. | 2016 г. | 2017 г. | 2018 г. | 2019 г. | 2020 г. | 2030 г. |
I. Потребность | |||||||||
Электропотребление, млн. кВт.ч | 2466 | 2551 | 2662 | 2702 | 2745 | 2800 | 2861 | 2940 | 3780 |
Максимум нагрузки | 455 | 468 | 485 | 500 | 515 | 530 | 545 | 560 | 720 |
Резерв мощности | 0 | 0 | 0 | 30 | 30 | 30 | 30 | 30 | 30 |
Итого потребность | 455 | 468 | 485 | 530 | 545 | 560 | 575 | 590 | 750 |
П. Покрытие | |||||||||
Установленная мощность электростанций, всего | 60,5 | 62,5 | 270,5 | 568 | 574 | 580 | 592 | 916 | 1268 |
в том числе: ГЭС | - | - | - | 89 | 89 | 89 | 89 | 401 | 729 |
ТЭЦ | 60,5 | 62,5 | 264,5 | 467 | 467 | 467 | 467 | 467 | 467 |
ВЭС | - | - | 6 | 12 | 18 | 24 | 36 | 48 | 72 |
Разрывы мощности, всего | - | - | 6 | 12 | 18 | 24 | 36 | 48 | 72 |
в том числе: ГЭС | - | - | 6 | 12 | 18 | 24 | 36 | 48 | 72 |
ТЭЦ | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
ВЭС | - | - | 6 | 12 | 18 | 24 | 36 | 48 | 72 |
Располагаемая мощность электростанций, всего | 60,5 | 62,5 | 264,5 | 556 | 556 | 556 | 556 | 868 | 1196 |
в том числе: ГЭС | - | - | - | 89 | 89 | 89 | 89 | 401 | 729 |
ТЭЦ | 60,5 | 62,5 | 264,5 | 467 | 467 | 467 | 467 | 467 | 467 |
ВЭС | - | - | - | - | - | - | - | - | - |
Недоиспользование мощности | - | - | - | - | - | - | - | 150 | 310 |
Используемая в балансе мощность | 60,5 | 62,5 | 264,5 | 556 | 556 | 556 | 556 | 718 | 886 |
Избыток(-г). дефицит(-) | -394,5 | -405,5 | -220,5 | 26 | 11 | -4 | -19 | 128 | 136 |
"Оптимистический" вариант млн.кВт.ч
Наименование | 2013 г. | 2014 г. | 2017 г. | 2016 г. | 2017 г. | 2018 г. | 2019 г. | 2020 г. | 2030 г. |
I. Потребность | |||||||||
Электропотребление | 2466 | 2551 | 2662 | 2702 | 2745 | 2800 | 2861 | 2940 | 3780 |
Итого потребность | 2466 | 2551 | 2662 | 2702 | 2745 | 2800 | 2861 | 2940 | 3780 |
II. Покрытие | |||||||||
Выработка электроэнергии, всего | 302 | 344 | 1202 | 2597 | 2919 | 2931 | 2955 | 3354 | 4258 |
в том числе: | |||||||||
ГЭС | - | - | - | 160 | 315 | 315 | 315 | 690 | 1546 |
ТЭЦ | 302 | 344 | 1190 | 2101 | 2568 | 2568 | 2568 | 2568 | 2568 |
вэс | - | - | 12 | 24 | 36 | 48 | 72 | 96 | 144 |
III. Избыток (+), дефицит (-) | -2164 | -2207 | -1460 | -105 | 174 | 131 | 94 | 414 | 478 |
Число часов использования установленной мощности | |||||||||
ТЭЦ | 5000 | 5500 | 4500 | 4500 | 5500 | 5500 | 5500 | 5500 | 5500 |
ВЭС | - | - | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 | 2000 |
4. РАЗВИТИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ В ПЕРИОД 2013 - 2017 ГОДОВ и ДО 2030 ГОДА.
4.1. Расчетные электрические нагрузки подстанций 110 кВ
Схема развития электрической сети напряжением 110 кВ и выше энергосистемы Чеченской Республики разработана для уровня нагрузок, соответствующего "расчетному" варианту (по данным филиала ОАО "СО ЕЭС" Северокавказское РДУ на период 2013- 2017 г.г.) таблица 4.1. В качестве расчетного для этапа развития энергосистемы 2017 г. принято потребление и собственный максимум энергосистемы величиной 489 МВт.
При определении расчётных электрических нагрузок существующих и новых подстанций ПО кВ использованы все имеющиеся материалы о перспективе социально-экономического развития Чеченской республики, в том числе:
- информация ОАО "Нурэнерго" о заключенных договорах на технологическое присоединение потребителей в 2011 г. и в 1-м полугодии 2012 г.;
- реестр заявок на технологическое присоединение новых крупных потребителей (нагрузка свыше 1 МВт) к сетям ОАО Нурэнерго" с распределением их по центрам питания 35 и ПО кВ;
- сведения ОАО "Нурэнерго" о выданных технических условиях на присоединение новых потребителей к энергосистеме;
- сведения ОАО "Нурэнерго" о загрузке трансформаторов на подстанциях 35 и 110 кВ в 2008-2010 г.г.
- информация о перспективах социально-экономического развития Чеченской Республики;
В результате обработки вышеперечисленной информации определены расчётные электрические нагрузки действующих подстанций и новых подстанций 35 и 110 кВ, строительство которых потребуется осуществить в период до 2017 года.
В таблице 4.2 показаны основные составляющие, из которых складывается максимальная нагрузка существующих и новых подстанций 110 кВ на расчетном этапе 2017 года и в соответствии с расчетной максимальной нагрузкой подстанций даны рекомендации по мощности трансформаторов в 2017 г.
Расчет максимальной нагрузки подстанций 110 кВ выполнялся исходя из следующих условий:
- за исходную принята нагрузка подстанций в максимум режимного дня 16.12.2011 г.;
- естественный рост нагрузки на существующих подстанциях принят 1,0% в год;
- учитывались наиболее крупные новые потребители с нагрузкой выше 1 МВт в соответствии с данными реестра заявок на техприсоединение потребителей к сетям ОАО "Нурэнерго" (Приложение Б);
- расчётная нагрузка новых потребителей определена с учётом коэффициента одновременности их максимумов нагрузки 0,9.
В таблице 4.3 приведены нагрузки подстанций ПО кВ Чеченской энергосистемы, принимаемые для расчетов режимов работы электрической сети напряжением 110 кВ и выше в максимум нагрузки энергосистемы на этапе 2017 г. При определении нагрузок подстанций 110 кВ, приведенных в таблице 1.3, для нагрузок новых потребителей (кроме 1 НПЗ) применялся коэффициент их попадания в максимум нагрузки энергосистемы равный 0,9.
Таблица 4.1 - Электропотребление, максимум нагрузок и число часов его использования чеченской энергосистемой в 2013 - 2017 г.г. и на перспективу до 2030 года
Расчётный вариант
Наименование показателей | Отчет | Планируемый | Г | рогнозируемый | ||||||
2011 г. | 2013 г. | 2014 г. | 2015 г. | 2016 г. | 2017 г. | 2018 г. | 2019 г. | 2020 г. | 2030 г. | |
Электропотребление, млн.кВт.ч | 2235 | 2324 | 2371 | 2418 | 2466 | 2515 | 2565 | 2617 | 2669 | 3360 |
Темпы изменения, % в год | 1,4 | 2,0 | 2,0 | 2,0 | 2,0 | 2,0 | 2,0 | 2,0 | 2,0 | 2,4 |
Максимум нагрузки, МВт | 452 | 470 | 479 | 489 | 498 | 508 | 518 | 529 | 539 | 667 |
Темпы изменения, % в год | 3,4 | 1,9 | 1,9 | 2,0 | 2,0 | 2,0 | 2,0 | 2,0 | 2,0 | 2,4 |
Число часов использования максимума нагрузки, час | 5070 | 5140 | 5165 | 5173 | 5180 | 5167 | 5163 | 5180 | 5196 | 5170 |